段永剛，吳貴平

(油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學)，四川 成都 610503)

陳巖

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)， 湖北 武漢 430100)

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煤層氣變井儲試井分析及應用

段永剛，吳貴平

(油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學)，四川 成都 610503)

陳巖

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)， 湖北 武漢 430100)

[摘要]變井儲存效應已被廣泛地考慮到常規(guī)油氣試井分析，但煤層氣實際測試資料的變井筒儲存效應的復雜性以及對變井儲試井和煤層氣滲流理論的認識不足使得煤層氣試井分析結果不可靠。通過系統(tǒng)研究煤層氣井的變井儲模型分析不穩(wěn)定壓力響應特征，并結合實際井的應用，通過綜合應用雙對數、半對數和壓力歷史擬合，驗證了變井儲的煤層氣試井分析的實際應用價值：煤層氣在排水采氣和氣液兩相流試井時需要考慮相重分布的變井儲影響。該研究對煤層氣試井和煤層氣開發(fā)有著重要的指導性意義。

[關鍵詞]煤層氣；變井儲；試井分析；應用；曲線擬合

隨著常規(guī)油氣田開發(fā)的深入，煤層氣已成為一種清潔高效的非常規(guī)油氣資源，為緩解油氣壓力起著重要的作用[1～3]。但對于煤層氣井試井傳統(tǒng)試井分析技術面臨新的挑戰(zhàn)，尤其是井筒及地層的多相滲流問題，已經成為煤層氣試井分析的難點[4～6]。對于多相流試井分析，特別是煤層氣排水采氣生產過程中的試井分析，兩相、多相流的存在將影響煤層氣的生產和測試工作。在試井解釋分析過程中，變井儲問題是一個常見且難于定量描述的問題，其直接后果可能導致不正確的解釋結果。

變井儲研究最早由Ramey等于1972年提出[7]，主要是分析鉆桿測試過程中流體未充滿鉆柱而產生的變井儲效應。1981年Fair研究了相態(tài)重分布問題[8]，通過疊加相重分布壓力差函數來修正井底壓力，建立了Fair模型。1993年，Hegeman等[9]提出了用誤差函數描述了變井儲分析模型。國內多位學者[10～13]也對變井儲試井模型修正和擴展，但未對煤層氣試井的變井儲進行研究。下面，筆者對變井儲模型試井進行了充分分析，并結合煤層氣性質在煤層氣試井分析中進行實例應用，旨在得到科學可靠的解釋結果。

1變井儲模型

模型假設如下：①氣層是各向同性的地層；②氣藏各點的溫度保持不變，即滲流過程為等溫滲流；③變井儲階段不考慮煤層的解吸、擴散，割理中的氣體流動為層流，服從達西滲流規(guī)律；④流體為微可壓縮流體；⑤忽略重力和毛管力影響。

考慮變井儲和表皮效應的有效井徑模型為：

(1)

式中，PD為無因次壓力；rD為無因次井筒半徑；tD為無因次時間；PwD為無因次井底壓力。

無因次量定義為：

式中，r為徑向半徑，m；rw為井筒半徑，m；S為表皮系數；K為滲透率，mD；t為開井生產時間，h；φ為孔隙度，%；μ為黏度，mPa·s；Ct為綜合壓縮系數，MPa-1；h為儲層厚度，m；Pi為原始壓力，MPa；P為壓力，MPa；B為體積系數；q為產量，m3/d。

對模型(1)進行坐標變換。采用C-N差分格式求解，并將內邊界條件作2階處理?？紤]2類典型的變井儲形式。

1)指數型變井儲。取變井儲函數為增長型：

(2)

衰減型：

(3)

記CDi為井儲初值，CDm為井儲最終穩(wěn)定值，由式(2)和式(3)得：當tD≥2.3τ時，井儲系數已基本穩(wěn)定。其中，τ為無因次變井儲時間衰減因子。

增長型指數型變井儲典型曲線(見圖1曲線組1)，壓力線從CDi線向CDm線過渡，早期壓力上升慢，導數線低于壓力線，當井儲穩(wěn)定后，導數線類似于定井儲動態(tài)。衰減型指數型變井儲典型曲線(見圖1曲線組2)，其特征為早期壓力和導數線上升斜率超過45°，導數線高于壓力線或超前壓力線，與定井儲曲線對比可知，增長型變井儲導數線低于定井儲線，衰減型變井儲線高于定井儲線，并隨井儲的穩(wěn)定而趨于重合。

圖1　指數變井儲典型曲線　　　　　　　　　　　　　　　圖2　線性變井儲典型曲線

2)線性變井儲。取變井儲函數為：

(4)

增長型線性變井儲典型曲線(見圖2曲線組1)，與指數型增長情況類似。衰減型線性變井儲典型曲線(見圖2曲線組2)，早期段為45°直線，在過渡段出現導數尖峰，導數線超前壓力線，典型特征為衰減幅度越大，導數線尖峰越陡，衰減速度越快，導數線超前壓力線越顯著。進行實際精解釋時，結合雙對數、半對數、壓力歷史曲線特征，擬合結果更可靠。

2煤層氣井考慮相重分布的變井儲試井

煤層氣是一種非常規(guī)天然氣，煤層是一種典型的雙重孔隙度和雙重滲透率的儲層，內部具有良好發(fā)育的裂隙系統(tǒng)和微孔隙系統(tǒng)，對煤層氣滲流動態(tài)有著重要影響[14～16]。煤層氣藏與常規(guī)氣藏有很大差異，主要表現在：煤層氣貯存在孔隙中呈現3種狀態(tài)，吸附態(tài)、游離態(tài)和溶解態(tài)，這3種狀態(tài)以動平衡的形式存在[17～19]。一旦開采煤層后，以上3種狀態(tài)的氣體可以相互轉換，所占比例發(fā)生變化，特別是早期排水采氣和氣水兩相流時溶解態(tài)的氣增多。

煤層氣井試井中變井儲情況比較常見，對氣液比井的測試資料進行壓力恢復試井分析時，需要考慮相重新分布因素對壓力恢復曲線特征的影響。在實際壓恢測試中，在進行地面關井時，液體將下落，氣體將向井口上升。由于液體的相對不可壓縮性和氣體在封閉系統(tǒng)中無法膨脹從而引起井筒壓力的增加，當這一現象在壓恢測試中出現時，井筒內所增加的壓力就會通過地層釋放，最終將在井筒及其附近地層之間達到平衡，但是在測試早期壓力上升可能超過地層壓力使壓恢曲線出現變井儲“駝峰”現象[8]。變井儲“駝峰”現象一般可分為2種：第1種是相重新分布影響較大時，壓恢曲線的早期段上出現一個明顯的凸起，稱為“顯性駝峰”；第2種是相重新分布影響較小時，在壓恢曲線不出現明顯的異常，但在壓力導數曲線上能明顯地看到“駝峰”效應的影響，稱為“隱性駝峰”?！榜劮濉笔敲簩託饪紤]相重分布的變井儲試井的顯著標志，在實際應用中應綜合考慮變井儲與實際煤層氣井生產情況，以得到可靠的解釋結果。

3實例分析

筆者選擇鄂爾多斯盆地東緣典型區(qū)塊的煤層氣L-07井進行實例分析。該井是含水煤層氣井，在井儲階段表現異常，影響系統(tǒng)徑向流階段的識別，常規(guī)試井解釋方法無法正確擬合，解釋結果可靠性較差。該井2014年測試的一次關井壓力恢復，由于關井測試時間較短，尚未表現出系統(tǒng)徑向流階段，井儲階段壓力在關井恢復一段時間后又出現異常的緩慢下降趨勢，隨后又進行正常的壓力恢復。顯然，這種情況使用常規(guī)分析技術無法對特征流動段進行正確的識別。結合變井儲試井理論、煤層氣特殊性質和實際現場經驗，筆者認為L-07井的情況是一個典型的變井儲過程。

該井基礎數據為測試層段中部深度832.50m，煤層有效厚度3.7m，孔隙度3%，綜合壓縮系數4.39×10-4/MPa，井筒半徑0.105m。使用變井儲試井解釋方法對該井的最終擬合結果見圖3、圖4。由圖3和圖4得到解釋結果，滲透率為5.67mD，初始變井儲系數2.44×10-3m3/MPa，最終井儲系數5.37×10-3m3/MPa，表皮系數1.91，由圖5可知解釋結果可靠。煤層氣常規(guī)試井分析很少考慮變井儲情況，變井儲模型彌補了煤層氣實際試井分析的不足。

圖3　L-07井壓力恢復雙對數曲線擬合　　　　　　　　　　圖4　L-07井壓力恢復半對數曲線擬合

圖5　煤層氣L-07井壓力恢復歷史曲線擬合

結合變井儲試井基礎理論和實際解釋，分析變井儲為2個因素所致：第一是生產過程中煤層氣氣液兩相流在氣井井底形成井筒積液，關井壓力恢復后由于續(xù)流效應的影響井筒積液發(fā)生變化而產生變井儲效應；第二是關井后續(xù)流體在井筒中發(fā)生相重分布，使井筒儲存系數發(fā)生變化。經過對實際井情況的綜合分析，上述分析結果是合理的，這也證明了筆者提出的試井分析方法的正確性和實用性。同時，研究煤層氣變井儲試井分析技術對于正確認識煤層氣儲層物性和指導煤層氣開發(fā)有著重要的現實意義。

4結論

1)對高油氣比、氣水比、含油氣水井的測試資料進行壓力恢復試井分析時，需要考慮相重新分布因素對壓力恢復曲線特征的影響，正確認識變井儲對試井曲線的影響。

2)煤層氣試井解釋實際應用具有復雜性，特別是測試時間較短時對曲線形態(tài)的認識產生誤差，加之煤層氣生產情況的特殊性，主要是排水采氣和氣液兩相流，導致應用常規(guī)模型。

3)煤層氣生產過程中氣液兩相流在氣井井底形成井筒積液，關井壓力恢復后由于續(xù)流效應的影響井筒積液發(fā)生變化而產生變井儲效應；含水煤層氣井關井后續(xù)流體在井筒中發(fā)生相重分布，使井筒儲存系數發(fā)生變化，實際解釋時應綜合考慮變井儲效應。

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[編輯]辛長靜

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)10-0033-04

[中圖分類號]TE353.2

[作者簡介]任宜偉(1980-)，男，工程師，現主要從事油氣藏動態(tài)分析方面的研究工作;通信作者：陳巖，E-mail：191399718@qq.com。

[基金項目]中海油能源發(fā)展重大專項(HFXMLZ-CJFZ1307)。

[收稿日期]2015-12-23

[引著格式]任宜偉，王文升，姜康，等.煤層氣變井儲試井分析及應用[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(10)：33～36.