地面動壓調節技術在煤層氣井上的應用及預測

馬歆寧 劉羽欣 王小東 楊 昊 魏康強

(中聯煤層氣有限責任公司研發中心，山西 030032)

地面煤層氣開采井存在儲層壓力低、單井產量低、單井壓力低等‘三低’特征，使得氣田采氣速度和采收率難以提升。動壓調節技術指在煤層氣采氣井口上，安裝單井及閥組增壓機，通過降低井口套壓，根據壓力傳遞效應進而降低井底流壓，增大生產壓差，提高產氣速度和產水速率，增加局部滲透率，形成排水降壓采氣的正向促進作用，有利于煤層氣的解吸和產出，從而提高煤層氣井的產量及最終采收率。自動壓調節技術在PH區塊、SZN區塊應用以來，取得了良好的效果，下面就動壓調節技術機理及選井預測進行分析：

1 現場應用情況

沁水盆地中生代晚期存在一期強烈的構造熱事件，導致距離巖漿侵入中心較近的南部PH區塊受巖漿熱變質影響較大，煤的變質程度較高，Ro為3.6～4.0，北部SZN區塊距離巖漿侵入中心較遠，受巖漿熱變質作用較弱，Ro為2.8～3.6，熱演化程度不同導致PH區塊和SZN區塊的3號煤儲層物性有所差異。PH區塊儲層含氣量高，滲透率好，開發特征表現為PH區塊上產時間快，峰值產氣量高，采收率高，但是在相同井網和井控面積下，穩產時間短，遞減率高。

統計近年來動壓調節技術的應用情況，PH區塊煤層氣自2005年陸續開發生產，自2016年以來開始在各個閥組采用動壓調節技術，累計增產1.2×108m3。以PH區塊4號閥組為例，4號閥組所屬19口井控制面積地質儲量3.66×108m3，目前累產氣量2.6×108m3(圖1)，將生產曲線按照目前生產遞減率趨勢擬合初算，預計到達2025年累產氣量2.95×108m3，2017年7月應用動壓調節技術后，日增產氣量約1.50×104m3/d，截止2021年3月底，已增產氣量1.99×107m3/d，預計到達2025年還將增加產氣量2.20×107m3/d，采收率可達到81.9%。

圖1 PH區塊4#閥組井生產曲線

SZN區塊煤層氣自2009年陸續開發生產，自2019年以來開始試驗使用動壓調節技術，累計增產約3.7×106m3/d，初見成效。以SZN區塊ZY區1號、2號閥組為例，SZN區塊ZY區1號、2號閥組所屬20口井控制面積地質儲量1.4×108m3，目前累產氣量0.62×108m3(圖2)，2020年4月應用動壓調節技術后，日增產氣量3000m3/d，將生產曲線按照目前生產遞減率趨勢擬合初算，預計到達2025年累產氣量0.79×108m3，截止2021年3月底，已增產氣量1.06×106m3，預計到達2025年還將增加產氣量6.27×106m3，采收率可達到56.4%。

圖2 SZN區塊ZY區1#、2#閥組井生產曲線

2 適應性分析

通過動壓調節技術在SZN區塊的應用，對已實施的井增產量統計分析發現，增產量與累產氣量、產水量、液柱高度的相關性較好。初步分析認為這些井累產達到了動用儲量的30%以上，進入了排采中期，排采階段逐漸由氣水兩相流向氣體單向流過渡，產水逐漸減少，使用動壓調節技術提高壓差，直接作用于煤儲層上，更有利于降低儲層壓力，促進煤層氣解吸。同時，高產水井對動壓調節設備的工藝及穩定運行時間要求較高?？紤]以上因素，從資源潛力、儲層連通性、儲層滲透率、地層水條件等方面，考慮進行生產井優選。

煤層氣井資源計算有體積法、類比法。對于預測剩余儲量，歷史擬合和數值模擬在界定了儲層基本地質參數外，充分考慮了生產井的實際生產情況，可以作為評價剩余資源量評價的一種方法。導入靜態地質參數，用前期生產數據調整，根據滲透率動態變化模型，可以初步計算出解吸半徑，評價出剩余儲量。

在設計煤層氣井不同壓降時機的負壓模擬時，選取相同目標負壓值，在不同的時間點上代入其對應的生產數據進行歷史擬合以及目標值下的產能預測，并且統一模擬結束時間使模擬結果可對比，將所得數據進行衰減期和上升期不同階段模擬，可以看出(圖3)，不論動壓如果調節，衰減期增壓方式累積產氣量都比上升期增壓方式累積產氣量高，說明煤層氣井適合在衰減期增壓，應力敏感在生產早期更容易發生，動壓調節適合在衰減期增壓。調整不同的目標負壓值，隨著負壓值的增大，負壓增產量有明顯的的上升。

圖3 不同目標值下擬合增產量

根據朗格繆爾Langmuir煤層氣等溫吸附公式，變換得出解吸效率曲線(圖4)，可以看出解吸效率是非線性的，求導后可以得出解吸效率變化大小，按照蘭氏壓力PLC=2.2MPa，蘭氏體積VLC=22m3/t值可以理論計算出三個段對應的壓力值：

圖4 解吸效率曲線曲率

啟動壓力：

(1)

敏感壓力：

(2)

轉折壓力：

(3)

其中，PA=7.21MPa，PB=4.76MPa，PC=2.12MPa。按單井實際生產曲線散點圖作出單井的流壓產氣散點圖，PA=1.17MPa，PB=0.67MPa，PC=0.38MPa，和理論計算差距較大，分析認為，主要取決于儲層連通性和滲透性差異，按照實際生產數據和理論計算的差值，將該值定義為該井的傳導效率，用此值來量化該井的滲透性和連通條件，如C-4井，如圖5所示，傳導效率為5.6～7.1，取B點傳導效率7.1來取值，該值越小越說明連通性越強。

圖5 煤層氣井C-4井底流壓氣量圖版

以上為單煤層氣井動壓調節分析選井，對于多口井并聯煤層氣井(閥組)動壓調節技術選井來說，用理論計算采收率法更為快捷和簡便。煤層氣主要以吸附態存在于煤基質微孔的表面，忽略少量溶解氣和游離氣，根據等溫吸附公式，可以求得某個地層壓力下的采收率。煤儲層中原始含氣量吸附氣體量為：

(4)

式中，G為原始吸附氣體量，108m3；A為氣藏面積，km2；h為煤層厚度，m；ρB為煤層密度，g/cm3；Sgi為原始含氣飽和度;VL為蘭式體積，m3/t；PL為蘭式壓力，MPa；Pi為原始儲層壓力，MPa。

當儲層壓力下降至P時，煤儲層累計產氣量為

(5)

式中，GP為累計產氣量，108m3；P為當前儲層壓力，MPa。

采收率為儲層壓力降為P時的累計產量/原始吸附氣量，即推導出：

(6)

式中，RF為煤層氣藏采收率。

通過計算，給定不同的儲層壓力、蘭氏壓力，初步模擬動壓調節技術降低壓力ΔP后，采收率的變化關系(圖6)。并以此計算出不同區域動壓調節后能夠提高的采收率(表1)，需要說明的是，因為地區滲透率不同，可認為設備對儲層造成的壓降有所差別，到達廢棄壓力時的年限也有所不同。

表1 模擬不同地區動壓調節前后采收率

圖6 煤儲層壓力變化和采收率關系圖

用理論計算采收率法，和實際曲線擬合后吻合也較好，參考單井選井適應性分析，確定動壓選井條件，符合條件越多的井，預計效果越好，相關參數評價參考表2。

表2 相關參數界定表

3 后續推廣情況

動壓調節技術主要實施手段依靠撬裝式增壓氣體壓縮裝置，該設備成本包括固定成本(采購費、安裝費)和變動成本(維護費、電費等)。一臺1.0×104m3處理能力的撬裝式螺桿干式動壓調節設備購置和安裝成本約60萬元，年保養費用約6萬元，年維護費及電費約44萬方。對計劃采用動壓調節設備的生產井進行初步核算，結合前面的理論分析，可以優選出較為合適的單井及閥組應用該項技術。

結合單井評價和理論計算采收率，對21號、22號、23號閥組所轄井進行單井綜合評價，評價結果分為三類標準，結果如圖7，因21號、23號中優選井較多，建議優選21號、23號閥組。同時采用理論計算采收率法，21號、23號閥組應用后預計降低壓差ΔP為0.1MPa，提高采收率6.94%，按照10年達到廢棄壓力計算最終增加產氣量1.36×107m3，日均增產氣量約3700m3/d。經濟評價該項技術不到1年即可收回成本，效益顯著。2020年10月，對ZY區21號閥組、ZY區23號閥組應用后(圖8)，日增產量達到了5000m3/d，超過預期效果，為后續繼續推廣提供相關研究依據。

圖7 SZN區塊21號、22號、23號閥組評價結果

圖8 ZY區21號、23號閥組生產曲線