煤層氣多級(jí)壓降排采工藝

周圣昊.

(長(zhǎng)慶油田采油三廠，寧夏銀川 750001)

煤層氣的排水采氣的開(kāi)發(fā)方式是由石油天然氣的開(kāi)發(fā)工藝演變來(lái)的。但其地質(zhì)構(gòu)造的生儲(chǔ)蓋皆與石油天然氣的不同，并且煤層氣的排采機(jī)理與油氣的開(kāi)發(fā)方式也完全不同，但在時(shí)間和空間上，煤層氣的開(kāi)發(fā)都是一個(gè)相對(duì)較為復(fù)雜的過(guò)程。煤層氣在儲(chǔ)層中的存在狀態(tài)是吸附在煤上的，而煤層空隙中含有大量的水，需要將水排出，使儲(chǔ)層的壓力下降[1]，當(dāng)壓力值小于該條件下的煤層氣臨界解吸壓力時(shí)，氣體逐漸從煤層表面解吸并參與運(yùn)移，而降壓的方式?jīng)Q定儲(chǔ)層壓力的重新分布，這將影響煤層氣解吸的方式和最終的解吸量，而壓力在儲(chǔ)層中的傳播的快慢，表現(xiàn)為壓力在儲(chǔ)層中降低的快慢[2-5]。

研究壓力在煤儲(chǔ)層中的傳播，優(yōu)化排采的壓力降機(jī)制對(duì)于煤層氣合理開(kāi)發(fā)是關(guān)鍵[6-7]，“緩慢排采、階梯降壓”的精細(xì)化排采制度的研究，對(duì)于提高單井日產(chǎn)氣量、提高單井控制儲(chǔ)量，擴(kuò)大煤層氣儲(chǔ)層的解吸面積，提高煤層氣資源的開(kāi)發(fā)效率有重要意義。煤層氣排水采氣制度的核心，是采用控制排水速率的方法以控制井底壓力的變化，使煤層氣得到最充分的產(chǎn)出[8]。排采過(guò)程中，儲(chǔ)層孔隙度及滲透率對(duì)地層有效應(yīng)力的敏感性很強(qiáng)[9-10]，如果排采制度不合理，會(huì)造成煤儲(chǔ)層出粉出砂和滲透率的急劇性和永久性降低[11-12]。學(xué)者們認(rèn)為需要合理控制降液速度[13]，總結(jié)了排水采氣在總時(shí)長(zhǎng)確定和不確定兩種條件下的工作制度[10,14-15]，建立了在排采初期合理排采強(qiáng)度的數(shù)學(xué)模型[16-17]。但對(duì)于具體的煤層氣多級(jí)壓降排采工藝還鮮有研究。

1 研究區(qū)煤層特征與三維地質(zhì)建模

研究區(qū)位于四川盆地南緣，在川南煤田的南端部分。地勢(shì)呈南高北低，該研究區(qū)有部分丘陵，但主要是以中低山為主[18]。區(qū)域內(nèi)的北東向構(gòu)造和南北向構(gòu)造最為發(fā)育。

研究區(qū)內(nèi)的煤層沉積形成的環(huán)境是沼澤微相[19-21]。煤層主要集中在其沉積體系中。其儲(chǔ)層厚度平均為43.6 m巖性為煤層(17%)，砂巖(55%)，泥質(zhì)巖(27%)含煤7～9層，具有工業(yè)價(jià)值的是C2,C3,C7,C8層。煤層氣含量為6.83～22.57 m3/t，算術(shù)平均值為12.55 m3/t。該地區(qū)C2+C3、C7+C8煤層吸附能力均較強(qiáng)，其中C2+C3層蘭氏體積18.52～31.21 m3/t，蘭氏壓力2.06～2.83 MPa；C7+C8層蘭氏體積20.76～35.053/t，蘭氏壓力為1.96～2.82 Mpa。煤層臨界解吸壓力1.76～5.95 MPa，儲(chǔ)層的平均壓力5.5 MPa。孔隙度C2+C3和C7+C8煤中相差不大，其中前者的平均孔隙度為4.42%，后者的平均孔隙度為4.49%。滲透率在0.02～0.76 md之間。

圖1 研究區(qū)井組地質(zhì)建模Fig.1 Geological modeling of well formation in the study area

在研究了該研究區(qū)的儲(chǔ)層地質(zhì)特性和儲(chǔ)層物性前提下，建立可視化的儲(chǔ)層模型。模型滲透率0.02～0.76 md，孔隙度4.42～4.49%，蘭氏體積44.76 m3/t，蘭氏壓力2.8 Mpa。根據(jù)研究區(qū)的地質(zhì)開(kāi)發(fā)資料，在模型中進(jìn)行布井，如圖2所示。然后利用歷史數(shù)據(jù)對(duì)資質(zhì)模型進(jìn)行歷史擬合，擬合參數(shù)如表1所示。

表1 儲(chǔ)層擬合參數(shù)表Table 1 Table of fitting parameters

2 多級(jí)壓降排采工藝優(yōu)化

2.1 壓降階段劃分

為了制定增產(chǎn)效果更好的排采方案，要緊密結(jié)合煤層氣井的排采數(shù)據(jù)，將整個(gè)排采過(guò)程劃分幾個(gè)不同的排采階段。根據(jù)儲(chǔ)層的敏感性，井底的壓降不得高于0.2MPa/d，否則會(huì)引起嚴(yán)重的壓敏效應(yīng)[22]。

1井在開(kāi)始生產(chǎn)到168天左右的時(shí)候可以劃分為未見(jiàn)氣階段，此時(shí)的井底壓力是3.956 MPa，即在3.956～6.701 MPa的區(qū)間為第一階段，在這階段應(yīng)快速平穩(wěn)降壓，并密切關(guān)注水中是否明顯含砂，為了防止儲(chǔ)層的破壞，應(yīng)保持井底流壓的變化量不大范圍的波動(dòng)，盡量維持在0.2 MPa/d以內(nèi)。產(chǎn)氣到214天的時(shí)候，日產(chǎn)氣量都不是穩(wěn)定或穩(wěn)定上升，此階段為臨近產(chǎn)氣階段，井底壓力的變化范圍是3.627～3.956 MPa，壓力變化應(yīng)很小，此階段維持井底壓力變化量應(yīng)在0.05 MPa/d以內(nèi)，使壓降漏斗充分?jǐn)U散。到946天的時(shí)候，日產(chǎn)氣量快速上升，并達(dá)到一個(gè)峰值，實(shí)際生產(chǎn)井底壓力的變化范圍是1.285～3.627 MPa，此排采階段的井底壓力的變化不宜太大，應(yīng)維持在0.02 MPa/d以內(nèi)。之后就是穩(wěn)壓產(chǎn)氣階段，壓力應(yīng)穩(wěn)定在1.2 MPa左右，井底壓力每日變化量應(yīng)維持在0.001 MPa左右，日產(chǎn)氣量在3 000 m3左右維持穩(wěn)定。如圖3所示。

圖2 井日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)水量趨勢(shì)圖Fig.2 The trend of daily gas production and daily water production in well 1

2井從投產(chǎn)到232天是未產(chǎn)氣階段，壓力變化在3.573～6.874 MPa，如圖4所示。

圖3 井日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)水量趨勢(shì)圖Fig.3 The trend of daily gas production and daily water production in well 2

3井未見(jiàn)氣階段：0～256 d，壓力變化：6.581～3.317 MPa；臨界產(chǎn)氣階段：257～326 d，壓力變化：3.317～2.802 MPa；快速上升階段：327～340 d，其壓力變化：2.802～2.773 MPa；穩(wěn)定產(chǎn)氣階段：341～827 d，其壓力變化：2.773～1.062 MPa；產(chǎn)氣衰減階段：828～1200 d，其壓力變化：1.062～0.75 MPa。如圖5所示。

圖4 井日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)水量趨勢(shì)圖Fig.4 The trend of daily gas production and daily water production in well 3

2.2 工藝優(yōu)化

根據(jù)前面階段劃分以及階段壓降的范圍，模擬方案中，1井的未見(jiàn)氣階段的井底壓降是0.2 MPa/d，臨界產(chǎn)氣階段的井底壓降是0.05 MPa/d，快速增產(chǎn)階段的井底壓降是0.02 MPa/d，穩(wěn)產(chǎn)階段的井底壓降是0.006 MPa/d。先進(jìn)行范圍探索，然后在小范圍微調(diào)數(shù)據(jù)。對(duì)1井采取以下方案模擬排采1 200天，壓降天數(shù)分別是降壓1天，穩(wěn)壓1天；降壓5天，穩(wěn)壓5天；降壓10天，穩(wěn)壓10天；降壓15天，穩(wěn)壓15天的方式。降壓和穩(wěn)壓天數(shù)以及模擬后的累積產(chǎn)氣量見(jiàn)表2：

表2 方案模擬結(jié)果Table 2 Scheme simulation results

由結(jié)果可見(jiàn)，最優(yōu)方案是降壓10天穩(wěn)壓10天，然后在這個(gè)方案周圍進(jìn)行小范圍微調(diào)，結(jié)果如表3。

表3 方案模擬結(jié)果Table 3 Scheme simulation results

對(duì)比各個(gè)方案的累積產(chǎn)氣量，由此得出最優(yōu)的壓降方案是降壓10天，穩(wěn)壓10天。

對(duì)1井制定不同的逐級(jí)壓降方案，方案采取降壓10天，維持壓力穩(wěn)定10天，為了是壓力降在地層中最大程度的擴(kuò)展，具體方案如表4：

表4 排采方案一Table 4 Scheme 1

方案一在1井上數(shù)值模擬后得到的預(yù)測(cè)結(jié)果如表5所示。

表5 增產(chǎn)效果Table 5 Increased production

曲線導(dǎo)數(shù)逐漸減小，組別2與前一個(gè)方案相比，其曲線導(dǎo)數(shù)已經(jīng)低至2.22，提升的空間不大，組別1與前一個(gè)方案相比，其增產(chǎn)效果已經(jīng)更低。所以綜上所述，第四個(gè)方案就是最優(yōu)的排采方案，再增加壓降速率去換取增產(chǎn)的做法，不再可取了。

在未見(jiàn)氣階段的壓降幅度為0.18 MPa/d的條件下，運(yùn)用控制變量法對(duì)其他幾個(gè)階段的壓降幅度變化進(jìn)行研究，優(yōu)選出最佳逐級(jí)降壓方案。井底壓力控制依然采取連續(xù)降低10天，維持穩(wěn)定10天的方法，保證壓力降最大程度的傳播。其具體變量控制見(jiàn)表6，結(jié)果見(jiàn)表7.

從結(jié)果可以看出組別3的效果較好，即在未見(jiàn)氣階段的壓降幅度是0.18 MPa/d，臨界產(chǎn)氣階段的井底壓降大小是0.04 MPa/d，快速增產(chǎn)階段的井底壓降大小是0.02 MPa/d，穩(wěn)定產(chǎn)氣階段的井底壓降大小是0.005 MPa/d。在這個(gè)壓降控制和快速產(chǎn)氣的平衡點(diǎn)左側(cè)，即井底壓降控制較緩慢時(shí)，稍微增加壓降速度，會(huì)快速增加單井日產(chǎn)氣量，并節(jié)約時(shí)間成本。平衡點(diǎn)右側(cè)，即犧牲較大的壓力，會(huì)有更高的產(chǎn)氣量，但壓降幅度持續(xù)較大時(shí)，增產(chǎn)效果提升率幾乎不在增加，此時(shí)犧牲地層能量換產(chǎn)量的做法不再合適。

表6 排采方案二Table 6 Scheme 2

2.3 優(yōu)化方案效果驗(yàn)證

將優(yōu)選出的方案在整個(gè)研究區(qū)上模擬生產(chǎn)，其儲(chǔ)層壓力演變?nèi)鐖D6所示：

圖5 方案二組別3的壓力傳播對(duì)比圖Fig.5 Contrast diagram of pressure propagation in scheme 2-3

從圖中可以看出，優(yōu)選出的方案的儲(chǔ)層壓力的傳播更為迅速，波及的范圍更為徹底，從而有效的使更多的儲(chǔ)層盡快的解吸煤層氣，并為氣體的運(yùn)移形成有效的壓差。2井和3井的優(yōu)化效果如表8。

3 結(jié)語(yǔ)

(1)最優(yōu)的壓降方案是降壓10天，穩(wěn)壓10天。

(2)未見(jiàn)氣階段的壓降幅度是0.18 MPa/d，臨界產(chǎn)氣階段的井底壓降大小是0.04 MPa/d，快速增產(chǎn)階段的井底壓降大小是0.02 MPa/d，穩(wěn)定產(chǎn)氣階段的井底壓降大小是0.005 MPa/d。

表8 2井和3井優(yōu)選方案的模擬效果Table 8 The simulation effect of the optimal scheme of well2 and well 3

(3)優(yōu)選出的方案的儲(chǔ)層壓力的傳播更為迅速，波及的范圍更為徹底。井底壓降控制較緩慢時(shí)，稍微增加壓降速度，會(huì)快速增加單井日產(chǎn)氣量，并節(jié)約時(shí)間成本。