李士才，邵先杰，喬雨朋，接敬濤，謝啟紅，張 珉

(燕山大學(xué)石油工程系，河北秦皇島066004)

韓城礦區(qū)煤層氣井試井分析

李士才，邵先杰，喬雨朋，接敬濤，謝啟紅，張 珉

(燕山大學(xué)石油工程系，河北秦皇島066004)

注入/壓降試井是確定中國(guó)中高煤階煤層氣滲透率的主要手段，具有重要意義。本文以無限大邊界定產(chǎn)微分方程組為基礎(chǔ)，在限定微分方程近似解所需要滿足的假設(shè)條件基礎(chǔ)上，詳細(xì)推導(dǎo)了注入/壓降試井求取滲透率等地層參數(shù)的公式。依據(jù)物質(zhì)平衡原理，通過時(shí)間轉(zhuǎn)化將多排量試井等效為單排量試井，使壓力恢復(fù)試井法能夠解決多排量試井問題，精度高。對(duì)韓城礦區(qū)試井資料、生產(chǎn)資料進(jìn)行分析，求取了煤層的滲透率、原始地層壓力、每米吸水指數(shù)等參數(shù)。煤層的滲透率普遍小于0.1×10-3μm2，含氣飽和度低。把試井結(jié)果對(duì)比分析，吻合程度較高，試井結(jié)果可以作為求取煤層滲透率參數(shù)的一個(gè)重要依據(jù)。

注入/壓降試井；煤層氣滲透率；韓城礦區(qū)

中國(guó)煤層氣資源量為36.8×1012m3，居世界第三位，作為接替能源，有非常大的潛力[1]。中國(guó)煤層氣大多分布于石炭系、二疊系地層中，形成時(shí)期早，成熟度高，含氣量高。但是物性差，實(shí)驗(yàn)室條件下難以獲得準(zhǔn)確的滲透率和孔隙度值[2]。試井分析是確定地層滲透率的主要手段，具有重要的意義[3-5]。中國(guó)煤層氣地層大多為欠壓實(shí)地層，注入/壓降試井具有：①保證了在測(cè)試過程中為單相流；②探測(cè)半徑較大；③時(shí)間相對(duì)較短；④可以用標(biāo)準(zhǔn)方法進(jìn)行分析等優(yōu)勢(shì)[6]。本文對(duì)韓城礦區(qū)試井、生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，計(jì)算出滲透率和每米吸水指數(shù)等參數(shù)，與實(shí)際生產(chǎn)情況比較吻合。

1 方法介紹

煤層氣井大多采用注入/壓降試井來測(cè)試地層參數(shù)。在測(cè)試初期將水注入煤層提高地層壓力，持續(xù)注入一段時(shí)間直到接近地層破裂壓力，最后關(guān)井完成測(cè)試。在曲線擬合過程中，關(guān)井后的壓力數(shù)據(jù)是主要的試井?dāng)M合段。利用壓力恢復(fù)試井法可以求取地層參數(shù)。

有些注入/壓降試井采用多個(gè)排量分段注入，然后關(guān)井測(cè)試。這樣的測(cè)試結(jié)果不能直接使用壓力恢復(fù)試井法。將排量等效處理，推導(dǎo)出以最大排量試井代替多排量試井的等效時(shí)間計(jì)算方法，并估計(jì)了誤差大小。

壓力恢復(fù)試井法的基礎(chǔ)滲流方程如方程組(1)所示[7-9]。

(1)

式中，φ為地層孔隙度，小數(shù)；μ為水的粘度，Pa·s；ct為地層及其流體的綜合壓縮系數(shù)，Pa-1；k為地層滲透率，m2；pi為原始地層壓力，Pa；q為地表產(chǎn)水量，m3/s；B為體積系數(shù)，小數(shù)；rw為井半徑，m；h為地層厚度，m。

(2)

井底流壓隨時(shí)間的變化為

(3)

(4)

考慮到表皮因子S，式(4)為

式(5)為井底流壓在產(chǎn)水量穩(wěn)定制度下井底流壓的變化情況。當(dāng)煤層氣井開井生產(chǎn)一段時(shí)間后開始關(guān)井，可利用疊加原理來預(yù)計(jì)井底流壓的變化情況。如圖1所示，一口井以產(chǎn)量為q生產(chǎn)t0時(shí)間后關(guān)井進(jìn)行試井?？蓪⒋诉^程看作兩口井的疊加：一口井從0時(shí)刻開始以q產(chǎn)量生產(chǎn)(虛線)，另一口井從t0時(shí)刻以q產(chǎn)量注入(虛線)。從而得到井底流壓的變化情況。當(dāng)t>t0時(shí)，

(6)

或者

(7)

圖1 疊加原理示意圖

(8)

(9)

當(dāng)試井使用多個(gè)排量注入時(shí)，關(guān)井后的產(chǎn)量不能直接使用式(9)來擬合。需對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行一些處理。

根據(jù)疊加原理可知，地層產(chǎn)量越高，以該產(chǎn)量生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，地層的壓力分布與以該產(chǎn)量產(chǎn)出時(shí)越接近。再考慮物質(zhì)平衡，可用以最后一個(gè)排量(該排量也是最高排量)注入等量體積時(shí)地層壓力分布近似代替，但須進(jìn)行誤差估計(jì)。

假設(shè)一口煤層氣井在0時(shí)刻以q1產(chǎn)量開始生產(chǎn)，在t2時(shí)刻以q2(q2>q1)產(chǎn)量開始生產(chǎn)。當(dāng)t>t2時(shí)對(duì)式(5)有

(10)

在時(shí)刻t時(shí)的累積產(chǎn)液量以q2產(chǎn)量生產(chǎn)所需時(shí)間為

(11)

對(duì)應(yīng)的估計(jì)壓力為

(12)

估計(jì)誤差為

△p=pg(rw,t)-p(rw,t)

(14)

取μ=1 mPa·s，q2=2 m3/d，K=1×10-3μm2，h=10 m，t=2t2，B=1，估算得|△p|=0.023 MPa，誤差非常小，滿足近似計(jì)算的精度要求。這樣，式(7)變?yōu)?/p>

(15)

式中，tx和tx0均為轉(zhuǎn)化后的時(shí)間。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與實(shí)例分析

韓城礦區(qū)鄂爾多斯盆地東南緣，主力煤層3層，煤層穩(wěn)定、分布范圍廣，煤層氣資源豐富。該礦區(qū)煤層氣的開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，有豐富的試井、生產(chǎn)資料進(jìn)行參考。實(shí)例選取了四口井的試井、生產(chǎn)資料進(jìn)行分析，資料均來自于該礦區(qū)。

(1)HS3井

HS3井的試井層位為5#煤層，含氣量7.08～12.97 m3/t，平均9.99 m3/t；原煤理論最大吸附量16.62～28.48 m3/t，平均為22.91 m3/t；煤層臨界解吸壓力1.33 MPa～1.75 MPa，平均1.50 MPa。

試井過程從開始注入到關(guān)井過程結(jié)束歷經(jīng)48 h，其中注入過程12 h，關(guān)井過程36 h。平均排量為1.781 m3/d，粘度為0.98 mPa·s，有效厚度4 m。由式(7)得到的壓力恢復(fù)曲線如圖2所示。

根據(jù)圖2的擬合結(jié)果，得到原始地層壓力pi為10.10 MPa，斜率m為2.604 MPa，算得的滲透率K為0.154×10-3μm2。再利用注入壓力與原始地層壓力，求得每米吸水指數(shù)為0.1243 m3/(d·MPa·m)。

圖2 HS3井的壓力恢復(fù)曲線

HS3井的生產(chǎn)層位為5#煤層。自2011年9月開始投產(chǎn)，產(chǎn)水量基本保持在1～3 m3/d之間，排水2年后開始明顯產(chǎn)氣，截止到2014年5月最高產(chǎn)氣量小于300 m3/d，還處于增產(chǎn)初期階段。

該井地層厚度中等，原始地層壓力高，滲透性中等；但含氣量低，臨界解吸壓力小。由于臨界解吸壓力只有1.5 MPa左右，過高的地層壓力只能起到排水的作用，不能有效地轉(zhuǎn)化成產(chǎn)能；而原始地層壓力高也使得平均地層壓力相對(duì)較高，抑制了煤層氣的解吸；同時(shí)原始地層壓力與臨界解吸壓力的過大差異使得地層能量不能得到煤層氣的有效補(bǔ)充，加劇井周圍地層應(yīng)力分布不均，易導(dǎo)致應(yīng)力敏感。這些作用限制了排水降壓的速度，導(dǎo)致了該井排水時(shí)間長(zhǎng)、見氣晚的特點(diǎn)。

(2)HS11井

HS11井的試井層位為11#煤層，含氣量11.43 m3/t，原煤理論最大吸附量23.07 m3/t，煤層臨界解吸壓力1.95 MPa。。

試井過程從開始注入到關(guān)井過程結(jié)束歷經(jīng)48 h，其中注入過程12 h，關(guān)井過程36 h。平均排量為0.461 m3/d，粘度為0.98 mPa·s，有效厚度2.3 m。

由式(7)得到的壓力恢復(fù)曲線如圖3所示。

圖3 HS11井的壓力恢復(fù)曲線

從圖3可以看出，曲線在尾部斜率明顯變小，受到供給邊界影響。因此使用該曲線預(yù)測(cè)時(shí)，利用中部擬合線計(jì)算滲透率，尾部擬合線計(jì)算地層壓力，得到原始地層壓力pi為6.035 MPa，斜率m為3.6112 MPa。算得的滲透率K為0.0501×10-3μm2，每米吸水指數(shù)為0.0199 m3/(d·MPa·m)。

HS11井的生產(chǎn)層位為5#和11#煤層。自2010年7月開始投產(chǎn)，產(chǎn)水量基本保持在5 m3/d以上，產(chǎn)水量高，到2014年1月后開始明顯產(chǎn)氣，截止到2014年5月最高產(chǎn)氣量在200 m3/d左右，處于增產(chǎn)初期階段。

該井總生產(chǎn)厚度接近6 m，原始地層壓力中等，滲透性差，含氣量中等，臨界解吸壓力中等；但煤層含水量高，可能存在水源與煤層溝通的問題。該水源在試井曲線上也有表現(xiàn)。充足的地下水使得地層壓力下降緩慢，排水期達(dá)三年半之久。

(3)H9-15井

H9-15井的試井層位為11#煤層。試井過程從開始注入到關(guān)井過程結(jié)束歷經(jīng)185.26 h。采用小排量計(jì)量泵進(jìn)行了三個(gè)排量的注入：0.01 m3/d注入6.03 h，0.019 m3/d注入3.02 h，0.089 m3/d注入2.01 h，累計(jì)注入量0.0124 m3。關(guān)井測(cè)試174.2 h。流體粘度為1 mPa·s，有效厚度2.3 m。

由式(15)得到的壓力恢復(fù)曲線如圖4所示。

圖4 H9-15井的壓力恢復(fù)曲線

根據(jù)壓力恢復(fù)曲線的擬合結(jié)果，得到原始地層壓力pi為6.275 MPa，斜率m為19.018 MPa。算得的滲透率K為0.00187×10-3μm2，每米吸水指數(shù)為0.003962 m3/(d·MPa·m)。

H9-15井的生產(chǎn)層位為5#和11#煤層。自2012年2月開始投產(chǎn)，產(chǎn)水量基本保持在1 m3/d以下，產(chǎn)水量低，到2013年4月后開始明顯產(chǎn)氣，2014年1月之后產(chǎn)氣量又開始下降。

該井總生產(chǎn)厚度6.2 m，原始地層壓力中等。但由于該井地層滲透性很差，產(chǎn)水量小(小于1 m3/d)，壓降漏斗擴(kuò)展深度小，產(chǎn)氣9個(gè)月之后氣源解吸能力不足，產(chǎn)量開始下降。

(4)Y13-1井

Y13-1井的試井層位為5#煤層。試井過程從開始注入到關(guān)井過程結(jié)束歷經(jīng)38.5 h。采用小排量計(jì)量泵進(jìn)行了三個(gè)排量的注入：0.061 m3/d注入8.1 h，0.169 m3/d注入2.1 h，0.259 m3/d注入2.7 h，累計(jì)注入量0.064 m3。關(guān)井測(cè)試25.6 h。流體粘度為1 mPa·s，有效厚度8.5 m。

由式(7)得到的壓力恢復(fù)曲線如圖5所示。

根據(jù)壓力恢復(fù)曲線的擬合結(jié)果，得到原始地層壓力Pi為15.078 MPa，斜率m為2.335 MPa。算得的滲透率K為0.012×10-3μm2，每米吸水指數(shù)為0.017569 m3/(d·MPa·m)。

Y13-1井厚度較大，試井壓力曲線變化較劇烈。根據(jù)試井壓力曲線，當(dāng)注入壓力大于12 MPa后，注入水開始進(jìn)入地層，因此地層壓力應(yīng)小于12 MPa。測(cè)試結(jié)果與實(shí)際情況有較大矛盾，不能使用該試井結(jié)果。由于注水量整體較小，出現(xiàn)這種情況的原因可能是該處煤層親水或煤層致密，束縛水含水飽和度值高，水注入地層后不能全部返排。一部分水在井附近形成局部高壓區(qū)，一部分返回井筒，實(shí)際流量比擬合過程使用的流量(關(guān)井前的注入量)小，導(dǎo)致壓力測(cè)試異常。

圖5 Y13-1井的壓力恢復(fù)曲線

Y13-1井的生產(chǎn)層位為5#煤層全層。自2012年5月開始投產(chǎn)，產(chǎn)水量基本保持在0.8 m3/d以下，產(chǎn)水量低；到2014年3月后開始產(chǎn)氣，截止到2014年5月最高產(chǎn)氣量在45 m3/d左右，處于增產(chǎn)初期階段。

該井總生產(chǎn)厚度9.2 m，原始地層壓力較高，但滲透性很差(滲透率小于0.012×10-3μm2)。考慮到應(yīng)力敏感控制產(chǎn)水量，產(chǎn)水量小，排水期所用的時(shí)間也較長(zhǎng)，接近2年。

3 評(píng)價(jià)與討論

把4口井算得的每米吸水指數(shù)與滲透率進(jìn)行分析(圖6)，從圖中可以看出，滲透率和每米吸水指數(shù)散點(diǎn)圖的相關(guān)系數(shù)達(dá)0.95，與實(shí)際情況相一致，因此該試井分析結(jié)果是可靠的，可以作為氣田的一個(gè)參考依據(jù)。

圖6 每米吸水指數(shù)與滲透率散點(diǎn)圖

注入/壓降試井能夠獲得滲流方面的地層參數(shù)，但由于試井是在壓裂之前進(jìn)行的，當(dāng)進(jìn)行地層改造以后，滲透率、表皮系數(shù)等參數(shù)也會(huì)發(fā)生變化。因此，如何預(yù)測(cè)改造后的參數(shù)，是有待進(jìn)一步解決的問題。由于地層滲流能力差、煤層氣未飽和，煤層氣解吸、擴(kuò)散過程在生產(chǎn)前期基本看不到。如何通過測(cè)試手段預(yù)測(cè)與之有關(guān)的參數(shù)，也需要進(jìn)一步的研究。

4 結(jié)論

(1)根據(jù)物質(zhì)平衡方程，通過時(shí)間轉(zhuǎn)化將多排量試井等效為單排量試井，解決了壓力恢復(fù)試井法不能解釋多排量試井的問題，精度高。

(2)煤層的滲透率低，普遍<0.1×10-3μm2；但原始地層壓力高，普遍大于6 MPa。盡管原煤理論最大吸附量高，但含氣量只有其一半左右，含氣飽和度低，煤層的解吸壓力低，小于3 MPa。

(3)注入/壓降試井的分析結(jié)果相關(guān)系數(shù)高，與實(shí)際情況相符。試井分析結(jié)果可以作為煤層氣開發(fā)分析的依據(jù)之一。

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[責(zé)任編輯 李曉霞]

Analysis of CBM Well Test in Hancheng

LI Shi-cai,SHAO Xian-jie,QIAO Yu-peng,JIE Jing-tao,XIE Qi-hong,ZHANG MIN

(Department of Petroleum Engineering,Yanshan University,Qinhuangdao 066004,China)

Injection/fall well test is the primary means to obtain the permeability of Chinese high-rank coal,as is of great significance.Based on the differential equations on the conditions of infinite boundary & constant production, with the restraining of the assumptions,a detailed formula is derived to describe formation parameters (permeability for instance).With the material balance principle,the multi-displacement well test is equivalent to a single displacement by the transformation of time.Thus the pressure build-up test method can solve the problem of multi-well test displacement with a high accuracy.According the datas of well test and production in Hancheng,parameters are obtained such as the permeability of the coal seam, the original reservoir pressure and the injectivity index per meter.Permeability of coal seam is generally less than 0.1×10-3μm2,and the gas saturation is low as well.Comparing with the well-test results,a high degree of agreement appeared. And therefore the well test results can be used as an important basis for obtaining coal seam permeability parameters.

injection/fall well test; CBM permeability; Hancheng

2014-12-15

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05038-001)

李士才(1990—)，男，河北邢臺(tái)人，燕山大學(xué)在讀碩士研究生。

TE373

A

1004-602X(2015)02-0031-05