張俊杰 袁 潔 左銀卿 張永平 劉 華 孫世軒

(1.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北 062552; 2. 新疆大學地質(zhì)與礦業(yè)工程學院，新疆 830046; 3. 中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西 036600)

鄭莊北部Ⅲ類資源區(qū)CBM開采特征研究

張俊杰1袁 潔2左銀卿1張永平1劉 華1孫世軒3

(1.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北 062552; 2. 新疆大學地質(zhì)與礦業(yè)工程學院，新疆 830046; 3. 中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西 036600)

以鄭莊北Ⅲ類資源區(qū)的1.5億m3先導試驗井作為研究對象，通過油藏工程的手段，引入比采氣指數(shù)、遞減率、遞減指數(shù)等新的參數(shù)表征該區(qū)煤層氣的開發(fā)效果，對其產(chǎn)氣/水特征、壓力變化規(guī)律和產(chǎn)量預測方法進行研究。結(jié)果顯示該區(qū)生產(chǎn)井的產(chǎn)氣/水和壓力變化與實際地質(zhì)特征存在明顯的匹配，同時運用遞減規(guī)律診斷方程的方法對氣井產(chǎn)量降低的初始階段進行擬合計算可以較為準確的預測后續(xù)產(chǎn)氣情況。

沁水盆地 高煤階煤層氣 鄭莊區(qū)塊 開發(fā)生產(chǎn)規(guī)律 產(chǎn)量預測

1 產(chǎn)氣特征分析

研究區(qū)域內(nèi)生產(chǎn)井主要集中分布在四個片區(qū)，包括西北部的鄭試59井區(qū)、南部的鄭2和鄭1井區(qū)、西部的“沁”井區(qū)。產(chǎn)氣量平面差異分布，厚度大、含氣量高、埋深適中的區(qū)域產(chǎn)氣優(yōu)勢顯著。以“厚度大、含氣量高、埋深適中”鄭2井區(qū)產(chǎn)氣形勢最好，50口井單井日均產(chǎn)氣382m3。其余三個井區(qū)低產(chǎn)井所占比例較大：鄭1井區(qū)“厚度小、含氣量低”，45口井單井日均產(chǎn)氣222m3；鄭試59井區(qū)“含氣量低、埋深大”，單井日均產(chǎn)氣158m3；“沁”井區(qū)“厚度小”，65口單井日均產(chǎn)氣162m3(見圖1)。

圖1 直井產(chǎn)量平面分布直方圖

根據(jù)目前各井的實際產(chǎn)量情況，進一步將該區(qū)的井劃分為三類(見表1、圖2)。

表1 直井分類情況表

Ⅰ類：總井數(shù)7%(13口)的Ⅰ類井目前合計日產(chǎn)氣15629m3，單井日均產(chǎn)氣1258m3，單井日均水量0.19m3，井底壓力平均為0.2MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深適中、含氣量高的鄭2井區(qū)。該類井產(chǎn)水量不高且穩(wěn)定，目前產(chǎn)氣呈階梯式上升趨勢，有較大的自然上升潛力，預計可達1700m3以上的日產(chǎn)能力。

Ⅱ類：總井數(shù)10%(18口)的Ⅱ類井目前合計日產(chǎn)氣11824m3，單井日均產(chǎn)氣712m3，單井日均水量0.31m3，井底壓力平均為0.147MPa。平面上主要分布在厚度大、埋深適中、含氣量高的鄭2井區(qū)。該類井產(chǎn)水量雖比Ⅰ類井大，但水量不高且處于繼續(xù)降低趨勢，表明該類井還處有一定的排水降壓空間，目前產(chǎn)氣上升趨勢明顯，有較大的自然上升潛力，預計通過持續(xù)排水降壓可達1700m3以上的日產(chǎn)能力。

圖2 各類井總生產(chǎn)曲線圖

圖3 直井日產(chǎn)水量及地下水流動單元分布圖

Ⅲ類：總井數(shù)83%(148口)的Ⅲ類井目前合計日產(chǎn)氣17362m3，單井日均產(chǎn)氣108m3，單井日均水量1.03m3，井底壓力平均為0.662MPa，目前產(chǎn)量有降低的趨勢。平面上分布廣，各區(qū)都有，物性差的區(qū)域分布更集中。該類井產(chǎn)水量大，井底壓力較高，總體解吸程度較其他兩類井低。需要通過提升管理水平、實施新的改造工藝等綜合治理手段來擴大解吸程度，最終達到提質(zhì)增效提高產(chǎn)氣量的目的。

2 產(chǎn)水特征分析

產(chǎn)水量平面分布差異很大。從水動力條件上分析，產(chǎn)水量高的東部的鄭1井區(qū)與“沁”井區(qū)的地下水動力較強，其水動力單元劃分結(jié)果屬于徑流區(qū)；鄭試59井區(qū)與鄭2井區(qū)產(chǎn)水量小，屬于滯留區(qū)，利于煤層氣的成藏與保存(見圖3)。

由于甲烷在水動力充足條件下可溶解于水并隨水的運移發(fā)生擴散逸失，因此，通過煤層甲烷濃度的高低，也可以間接判斷水動力的強弱，鄭1井區(qū)與“沁”井區(qū)含氣量低于鄭試59井區(qū)和鄭2井區(qū)，鄭1井區(qū)水動力更強。

東部處于徑流區(qū)、距離大斷層較近的兩個井區(qū)鄭1井區(qū)和“沁”井區(qū)累產(chǎn)水量大。鄭試59井區(qū)和鄭2井區(qū)產(chǎn)狀較緩，且位于地下水滯留區(qū)，累產(chǎn)水量較低。區(qū)塊所有投產(chǎn)井見氣時累產(chǎn)水平均為456m3，其中產(chǎn)氣較好的鄭2井區(qū)累產(chǎn)水大多數(shù)在0～200m3。解吸時累產(chǎn)水量1000m3以上的井主要分布在東部“沁”井區(qū)，該區(qū)域?qū)儆趶搅鲄^(qū)，且產(chǎn)氣情況較差(見表2)。

見氣時累產(chǎn)水量與相關(guān)參數(shù)的關(guān)聯(lián)性明顯：見氣時累產(chǎn)水越少，解吸速度越快，解吸時間越短，解吸壓力越高，目前解吸程度越大，產(chǎn)氣量越高，產(chǎn)水量越低(見表3)。

表2 不同井區(qū)解吸時累產(chǎn)水分類統(tǒng)計表

表3 見氣時不同累產(chǎn)水量井的統(tǒng)計情況表

表4 不同壓力分級段的井的生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計表

3 壓力特征分析

參考生產(chǎn)井目前井底壓力大小級別，將區(qū)域內(nèi)的井劃分為四類，統(tǒng)計結(jié)果如下(見表4)。

區(qū)塊投產(chǎn)井的目前平均流壓為0.54MPa，壓力整體水平仍較高。

北部的鄭試59井區(qū)位于地下水滯留區(qū)，目前所有井壓力均較低，平均為0.11MPa。

其中位于地下水徑流區(qū)的鄭2、鄭1井區(qū)和西部的“沁”井區(qū)在局部還存在流壓高的井，可通過進一步加大流壓降速提產(chǎn)。

4 遞減規(guī)律分析

部分氣井投產(chǎn)后經(jīng)過上產(chǎn)、高峰后逐漸進入遞減階段。對于該階段，采用數(shù)學和油藏工程相結(jié)合的方法來進行預測分析。以該區(qū)塊內(nèi)實際井Q12-X-X-X的遞減具體分析。

圖4 Q12-X-X-X井生產(chǎn)曲線及遞減擬合段選取圖

(1)選取遞減的初始10個月的數(shù)據(jù)作為遞減規(guī)律分析的對象(見圖4)。

(2)根據(jù)日產(chǎn)數(shù)據(jù)，計算產(chǎn)量的遞減速度vd(單位時間內(nèi)產(chǎn)量的遞減值，m3/d)

(3)遞減速度進一步轉(zhuǎn)換計算出遞減率D(單位時間內(nèi)產(chǎn)量的遞減百分數(shù))

(4)產(chǎn)量的遞減率是一個隨產(chǎn)氣量不斷變化的變量，但據(jù)油藏工程理論可知，氣井的遞減率與產(chǎn)氣量之間滿足下述關(guān)系。

D=K·qn

式中，K:遞減常數(shù)； n:遞減指數(shù)。

(5)上式兩邊求對數(shù)，轉(zhuǎn)化為

lnD=lnK+n·lnq

(6)將遞減率D和日產(chǎn)氣量q轉(zhuǎn)化為lnD、lnq，繪制出的散點圖，遞減率與產(chǎn)氣量的雙對數(shù)曲線為一條直線，該直線的斜率即為遞減指數(shù)n。Q12-X-X-X井的遞減指數(shù)為3.3671(見圖5)。

(7)選取參考點。在的曲線上任取一點作為參考點(referred spot)，參考點對應的產(chǎn)氣量為參考產(chǎn)氣量qr，對應的遞減率為參考遞減率Dr，對應的時間為參考時間tr，該井參考點產(chǎn)氣量為263m3/d，遞減率為0.4585%，tr取2014年11月27日(見表5)。由于參考點也滿足產(chǎn)氣井的遞減率與產(chǎn)氣量之間的關(guān)系，代入可得到：

圖5 Q12-X-X-X井“l(fā)nD～lnq”散點圖

參數(shù)選取值n3.3671qr263m3/dDr0.4585%tr2014年11月27日(遞減段的第66個時間節(jié)點)1/n0.297

(8)兩個遞減率與氣量關(guān)系的公式相除，可得到：

(9)依據(jù)遞減率D的定義，上式可進一步轉(zhuǎn)化為：

(10)積分可進一步得：

(11)積分計算的結(jié)果得到遞減期產(chǎn)氣量的計算公式：

利用上述遞減期產(chǎn)氣量公式可以計算遞減期任意時刻的產(chǎn)氣量，其計算結(jié)果見圖6。

圖6 Q12-X-X-X井遞減期日產(chǎn)氣量計算結(jié)果

圖7 Z1-2XX井遞減擬合段選取與“l(fā)nD～lnq”散點圖

圖8 Z1-2XX井遞減期日產(chǎn)氣量計算結(jié)果

為驗證該方法的準確性，選取區(qū)域內(nèi)另外一口生產(chǎn)井Z1-2XX井進行計算。

選取遞減初始一年的數(shù)據(jù)作為遞減規(guī)律分析對象。根據(jù)日產(chǎn)數(shù)據(jù)，計算lnD、lnq，并繪制出散點圖，擬合獲得遞減指數(shù)n的值，井Z1-2XX的遞減指數(shù)為0.8383(見圖7)。

表6 Z1-2XX井各項計算參數(shù)選取表

結(jié)果顯示該種通過公式計算得到的遞減期產(chǎn)氣規(guī)律與實際產(chǎn)氣曲線符合率較高。

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(責任編輯 韓甲業(yè))

Research on Development Feature of the CBM in North Zhengzhuang Class ⅢResource Area

ZHANG Junjie1, YUAN Jie2, ZUO Yinqing1, ZHANG Yongping1, LIU Hua1, SUN Shixuan3

(1. Exploration & Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei 062550; 2.School of Geology and Mining Engineering, Xinjiang University, Xinjiang 830046; 3. Xinzhou Branch of PetroChina Coalbed Methane Company Limited, Shanxi 036600)

The paper takes the 150 million pilot development wells distributed in class Ⅲ resource area in the north of Zhengzhuang Block as the research object. By means of reservoir engineering, some new parameters, such as specific gas production index, declining rate and decline exponent, are introduced to characterize the development effect of the CBM in this area and study the laws. The research results show that there are obvious matching rules between the gas production, water production, pressure variation and the geological characteristics.

Qinshui basin; high-rank CBM; Zhengzhuang Block; development laws; production forecast

中國石油華北油田2017年度公司級科研項目《2018年煤層氣規(guī)劃部署研究》

張俊杰，男，碩士研究生，工程師，從事煤層氣開發(fā)專業(yè)。