王 衍，馬俯波，李小軍，張海英，劉大偉

(1.神華地質(zhì)勘查有限責(zé)任公司，北京 102209； 2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028； 3.廣東石油化工學(xué)院，廣東 茂名 525000)

0 引言

鄂爾多斯盆地東部北緣保德礦區(qū)是我國第一個投入開發(fā)的低煤階煤層氣區(qū)，該區(qū)發(fā)育厚煤層,含氣量低—中等,具有解吸壓力高、含氣飽和度高的特點[1]。隨著開發(fā)的深入，煤層氣井型中水平井、U型井等井型越來越多，前人在研究排采特征時對直井、定向井、水平井研究居多[2-6]，2015年吳財芳等以沁水盆地柿莊南區(qū)塊高煤階煤層氣U 型井的實際排采數(shù)據(jù)為基礎(chǔ),劃分排采階段,優(yōu)化了研究區(qū)高煤階煤層氣U型井排采制度[7]，目前仍未見到針對低煤階U型井排采特征的研究。

在鄂東區(qū)塊近年的開發(fā)實踐中，低煤階U型井在產(chǎn)量上取得較大突破，保德地區(qū)某U型井產(chǎn)氣量達(dá)到13 000m3/d,該井未經(jīng)壓裂而且穩(wěn)產(chǎn)時間長,經(jīng)濟(jì)效益明顯。鑒于此,筆者以鄂東低煤階煤層氣U型井的實際排采數(shù)據(jù)為基礎(chǔ),劃分排采階段、建立排采模型、分析各階段排采動態(tài)指標(biāo),為鄂東低煤階U 型井優(yōu)化排采制度和產(chǎn)量預(yù)測提供依據(jù)。

1 儲層特征

1.1 地質(zhì)構(gòu)造

保德區(qū)塊位于山西省保德縣，大地構(gòu)造位置為鄂爾多斯盆地晉西褶曲帶北段[8]。區(qū)域大地構(gòu)造特點為東部呂梁構(gòu)造和西部黃河地塹，均呈近南北向展布。[9]保德地區(qū)地質(zhì)水文柱狀圖參見圖1。

圖1 保德地區(qū)地質(zhì)水文柱狀圖Figure 1 Integrated geological and hydrogeological column in Baode area

區(qū)域內(nèi)均呈單斜區(qū)，大的斷裂、褶皺構(gòu)造均發(fā)育較微弱[10]；煤巖層呈近南北走向，向西傾斜，并且在走向和傾向上伴有不很明顯的波狀起伏，褶皺和斷裂構(gòu)造發(fā)育相對較弱，但節(jié)理較發(fā)育，地層產(chǎn)狀較為平緩，地層傾角為2°～10°[11]。含煤地層上覆巖層為新生界松散沉積物，含煤地層下伏奧陶系峰峰組，為煤系的基底，巖性以白云質(zhì)灰?guī)r和碎屑灰?guī)r為主。區(qū)域內(nèi)主力含煤地層為下二疊統(tǒng)山西組(P1s)下部4#+5#煤和上石炭統(tǒng)太原組(C3t)8#+9#煤[12]，區(qū)域內(nèi)U型井目的層為8#+9#煤。

1.2 儲層滲透率

保德地區(qū)8#+9#煤鏡質(zhì)組平均含量55.7%,宏觀煤巖類型主要為半暗煤-暗淡型，部分為半亮型[13]。煤巖成分多以暗煤為主。

圖2 6v井8#+9#煤心Figure 2 Coal cores from coal Nos.8 and 9 in 6 U-shaped wells

圖2為采集于6v井的8#+9#煤心。煤心觀察顯示: 煤體質(zhì)地較堅硬，多為原生結(jié)構(gòu)，部分為碎裂、碎粒結(jié)構(gòu)。煤心多呈碎塊狀，大小1.0～5.4cm；部分為短柱狀，柱長為2.7～5.5cm。層理較清晰，手捻不易碎。割理十分發(fā)育,這些特征定性說明8#+9#煤作為煤層氣儲層滲透性較好。對3口井進(jìn)行DST試井測試，8#+9#煤滲透率為2～12.9mD,均值7.1 mD。

1.3 煤層氣賦存特征

研究區(qū)內(nèi)6口U型井(組)布置如圖3所示：

圖3 6口U型井井位示意圖Figure 3 A schematic diagram of 6 U-shaped wells location

據(jù)鉆井取樣及其他鉆孔測試顯示, 8#+9#煤儲層壓力為3.23～6.20 MPa, 壓力梯度為0.81～0.94 MPa/100 m,平均0.85MPa/100 m,小于靜水壓力梯度,為欠平衡狀態(tài)。瓦斯含量為2.3～6.35m3/t,平均4.25 m3/t。煤層Langmuir 吸附體積為7.52～10.37 m3/t，Langmuir吸附壓力為3.07～4.09 MPa,吸附能力較強(qiáng)。煤層氣臨界解吸壓力為2.1～4.9 MPa,平均4.03 MPa。8#+9#煤含氣飽和度在81.16%～93.49%, 平均88.42%, 屬于欠飽和狀態(tài)。 井田范圍內(nèi)埋深從東部向西部逐漸增大[14]，同時儲層壓力和含氣飽和度從東部向西部逐漸增大。

根據(jù)GB/T 6948—2008《煤的鏡質(zhì)體反射率測定方法》，測定8#+9#煤44個樣品煤層鏡質(zhì)組反射率在0.65%～0.78%之間變化，多數(shù)大于0.74%，煤的變質(zhì)階段為低煤化煙煤的氣煤及長焰煤階段。煤組分、工業(yè)分析見表1、表2。

從表1、表2可以看出，區(qū)內(nèi)8#+9#煤的有機(jī)組分含量83.3%～93.3%，含量較高，變化很?。辉核?Mad)含有量在0.44%～7.59%，水分含量變化較大，總體上隨埋深從東部向西部逐漸增大。

表1 8#+9#煤層煤質(zhì)工業(yè)分析成果統(tǒng)計表

表2 8#+9#煤層的顯微煤巖組成測試結(jié)果表

2 排采特征曲線

2.1 排采階段劃分

無因次產(chǎn)氣率由日產(chǎn)氣、水量和階段日產(chǎn)氣、水量最大值的比計算而來，是衡量排采階段特征的參數(shù)之一，利用無因次產(chǎn)氣率可以對煤層氣排采階段進(jìn)行劃分[15]。

ηgd：無因此產(chǎn)氣率；NgD：無因次產(chǎn)氣量，范圍為0～1；qg：氣井日產(chǎn)氣量，m3/d；qgmax：最大日產(chǎn)氣量m3/d；NwD：無因次產(chǎn)水量，范圍為0～1；qw：氣井日產(chǎn)水量，m3/d；qwmax：最大日產(chǎn)水量，m3/d；結(jié)合本區(qū)6口低煤階U型井歷史排采數(shù)據(jù)計算ηgD，根據(jù)氣水產(chǎn)量和井底壓力變化，以ηgD數(shù)值0～0.7～0.9為分界，確定鄂東低煤階U型井排采階段劃分，確定排采特征曲線如圖4：圖4縱坐標(biāo)范圍0～1，相對壓力為井底壓力與初始排采井底壓力比值、氣水產(chǎn)量均為日產(chǎn)量與最高日產(chǎn)量比值，橫坐標(biāo)為時間。排采生產(chǎn)過程主要分為三個階段：排水降壓階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)量遞減階段。

t/dⅠ1 階段：產(chǎn)氣前期階段；Ⅰ2 階段：快速上產(chǎn)期；Ⅱ階段：穩(wěn)產(chǎn)階段；Ⅲ 階段：產(chǎn)量遞減階段圖4 鄂東低煤階U型井排采曲線特征圖Figure 4 Low ranked coal U-shaped CBM well drainage curve features

2.2 各階段特征

2.2.1 排水降壓階段

生產(chǎn)初期階段，由于8#+9#煤U型井鉆井期間漏失嚴(yán)重，需進(jìn)行大量排水，使煤儲層壓力下降。當(dāng)儲層壓力下降到臨界解吸壓力以下，氣體才能開始產(chǎn)出。根據(jù)產(chǎn)氣特征，排水降壓又可分為2個階段，即Ⅰ1階段為產(chǎn)氣前期；Ⅰ2階段為快速上產(chǎn)期。

(1)產(chǎn)氣前期階段(Ⅰ1階段)。本階段產(chǎn)氣量為 0，ηgD數(shù)值0。8#+9#煤6口U型井Ⅰ1階段的時間長短不一，初始產(chǎn)氣時間16～500d，主要控制控制指標(biāo)為日產(chǎn)水量，排水初期出現(xiàn)產(chǎn)水量高點隨后快速下降,初始累積產(chǎn)水量指從排采至開始出氣的累積產(chǎn)水量，它反映了Ⅰ1階段總體排水情況，8#+9#煤U型井的初始累積產(chǎn)水量195.019～93 071.33m3變化很大，平均日產(chǎn)水75 m3/d。日產(chǎn)水量小于10m3的井，初始產(chǎn)氣時間16～41d；日產(chǎn)水量小于100m3的井，初始產(chǎn)氣時間128d；日產(chǎn)水量大于100m3的井，初始產(chǎn)氣時間244～500d，可見Ⅰ1階段時間與產(chǎn)水量線性正相關(guān)；6口U型井產(chǎn)氣壓力比排采初始壓力介于0.606～0.685，反映了8#+9#煤儲層含氣飽和度較高、儲層壓力較高的特征。

(2)快速上產(chǎn)期(Ⅰ2階段)。該階段日產(chǎn)氣量快速上升，ηgD取值范圍0～0.7。8#+9#煤U型井Ⅰ2階段的時間100～360d，是煤層氣井開始產(chǎn)氣后的快速上產(chǎn)階段。當(dāng)液面降到解吸壓力以后，隨著氣體的產(chǎn)出，水相相對滲透率減小，產(chǎn)水量下降迅速，氣相相對滲透率迅速提高,隨著產(chǎn)氣量上升和煤層壓力下降，產(chǎn)水量隨氣產(chǎn)量上升穩(wěn)步下降。

2.2.2 穩(wěn)產(chǎn)階段

Ⅱ階段氣產(chǎn)量逐漸上升并趨于穩(wěn)定，出現(xiàn)產(chǎn)氣量高峰，ηgD取值范0.7～0.90。隨著排水的繼續(xù)，水產(chǎn)量則逐漸緩慢下降。該階段持續(xù)時間長短取決于煤層氣資源豐度和儲層的滲透性特征[16]，根據(jù)國內(nèi)外經(jīng)驗，該階段持續(xù)時間在10 a以上[17]，目前鄂東8#+9#煤6口U型井生產(chǎn)均在此階段，生產(chǎn)時間最長的1V井已在Ⅱ階段持續(xù)4 a。

2.2.3 產(chǎn)量遞減階段

Ⅲ階段日產(chǎn)氣量逐步下降，由于8#+9#煤6口U型井生產(chǎn)歷史較短，無井達(dá)到Ⅲ階段，ηgD取值和特征尚不明確，排采特征曲線中此階段為預(yù)測僅供參考。

3 排采動態(tài)指標(biāo)分析

3.1 產(chǎn)氣量與排水量的關(guān)系

鄂東低煤階U型井日產(chǎn)氣量與排水量之間相關(guān)性非常明顯,在產(chǎn)量上升階段隨著排水量增加產(chǎn)氣量上升，對數(shù)曲線參見圖5。

圖5可以看出，鄂東低煤階U型井日產(chǎn)氣量與排水量之間在產(chǎn)量上升階段呈現(xiàn)二項式相關(guān)，這與直井和高階煤層氣井呈現(xiàn)的線性關(guān)系不同[18]，相關(guān)系數(shù)除4v較低0.631 8，其他井相關(guān)系數(shù)0.834～0.983 6。4v相關(guān)系數(shù)較低是因為多次停產(chǎn)導(dǎo)致，但從曲線看二項式相關(guān)特征明顯， 若去掉停產(chǎn)恢復(fù)期間數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)超過0.9。5v、6v由于生產(chǎn)穩(wěn)定，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.966 9和0.983 6。

圖5 日產(chǎn)氣量與排水量對數(shù)曲線圖Figure 5 Logarithmic curve chart of daily production and water discharge

由于排采階段的原因，目前保德區(qū)域只有一口井達(dá)到產(chǎn)量下降階段(初期)，隨著排水量上升日產(chǎn)氣量下降,由于該井生產(chǎn)連續(xù)，二項式特征明顯，相關(guān)系數(shù)0.982 9，參見圖6。

圖6 產(chǎn)量下降階段日產(chǎn)氣量與排水量曲線圖Figure 6 Daily production and water discharge curve during production descent stage

由此可見，無論是日氣產(chǎn)量上升階段還是下降階段，鄂東低煤階U型井日產(chǎn)氣量與排水量之間呈現(xiàn)明顯的二項式關(guān)系。

3.2 產(chǎn)氣量與井底流壓的關(guān)系

鄂東低煤階日產(chǎn)氣量與井底流壓之間相關(guān)性非常明顯, 隨著井底流壓的降低日產(chǎn)氣量上升，見圖7。

圖7可以看出，鄂東低煤階U型井日產(chǎn)氣量與井底流壓呈明顯的線性負(fù)相關(guān)關(guān)系，這與直井和高階煤層氣井呈現(xiàn)的關(guān)系相同[19]，相關(guān)系數(shù)除3v較低，為0.683 2外，其他井相關(guān)系數(shù)相對較高，為0.824～0.983 6。3v相關(guān)系數(shù)較低是因為多次停產(chǎn),井底流壓平穩(wěn)下降的區(qū)間數(shù)據(jù)很難選取。2v、6v由于數(shù)據(jù)選取區(qū)間生產(chǎn)穩(wěn)定，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.916和0.983 6。鄂東低煤階U型井日產(chǎn)氣量與井底流壓呈現(xiàn)的負(fù)相關(guān)關(guān)系充分反映了達(dá)西滲流特征,符合煤層氣井的生產(chǎn)規(guī)律。

3.3 日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間

鄂東低煤階U型井日氣產(chǎn)量/累計氣產(chǎn)量與排采時間之間相關(guān)性非常明顯, 隨著日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量隨著排采時間的延長逐步下降，見圖8。

在產(chǎn)氣量上升階段，鄂東低煤階U型井日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間呈明顯的對數(shù)關(guān)系,相關(guān)系數(shù)除3v、4v較低0.636 7、0.634 7，其他井相關(guān)系數(shù)0.723 9～0.977 5。3v、4v相關(guān)系數(shù)較低是因為多次停產(chǎn)導(dǎo)致。5v、6v由于數(shù)據(jù)選取區(qū)間生產(chǎn)穩(wěn)定，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.968 6和0.977 5。

圖9可以看出，在產(chǎn)氣量下降階段，鄂東低煤階U型井日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間呈冪指數(shù)關(guān)系, 相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.989 3。

可見鄂東低煤階U型井排采特征與煤層氣直

圖7 日產(chǎn)氣量與井底流壓曲線圖Figure 7 Daily production and well bottom flow pressure curve

圖8 日氣產(chǎn)量(q)/氣累計產(chǎn)量(Q)與排采時間曲線圖Figure 8 Daily production/cumulative production and drainage time curve

圖9 產(chǎn)氣量下降階段日氣產(chǎn)量(q)/氣累計產(chǎn)量(Q)與排采時間曲線圖Figure 9 Daily production/cumulative production and drainage time curve during production descent stage

井特征略有不同[20]，U型井日產(chǎn)氣量與排水量之間呈現(xiàn)二項式相關(guān)；日產(chǎn)氣量與井底流壓呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)關(guān)系；日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間在產(chǎn)氣量上升階段呈對數(shù)關(guān)系，在產(chǎn)氣量下降階段呈冪指數(shù)關(guān)系。

4 排采制度優(yōu)化

4.1 排采控制的關(guān)鍵因素

低煤階煤層的顯著特征就是低滲透率，U型井由于水平段下套和固井的原因，通常下入PE管或割縫套管，只能起到支撐井壁和流動通道的作用，不能起到封隔地層作用,這就決定了低煤階U型井并不能采取壓裂等方法進(jìn)行儲層改造，所以低滲透率帶來的地層內(nèi)壓降緩慢是低煤階U型井整個排采周期必須面對的難題。煤層氣排采中產(chǎn)氣量受控于井底流壓和排水量[21]，這是制定合理的排采制度的基礎(chǔ)，該區(qū)6口U型井抽采水水質(zhì)清，不存在煤粉卡泵導(dǎo)致的修井事故,投產(chǎn)井抽采基本正常，正常抽采時間占總抽采時間的90%以上。排水量主要受制于地層情況，所以低煤階U型井排采制度制定的核心是如何控制井底流壓，通過緩慢降低井底流壓，逐步擴(kuò)大壓降漏斗，穩(wěn)步提升波及范圍，才可能帶來穩(wěn)定高產(chǎn)和長期穩(wěn)定期。

4.2 各階段排采制度優(yōu)化

Ⅰ階段：排水降壓階段 ，Ⅰ1階段落實地層供液能力，降液幅度3～5 m/d緩慢過渡到1～ 2 m/d；Ⅰ2階段緩慢提產(chǎn)，落實煤層氣井產(chǎn)氣能力,降液幅度≤1 m/d。

Ⅱ階段：穩(wěn)產(chǎn)階段，此階段穩(wěn)定配產(chǎn)，在確保產(chǎn)量不降的前提下，井底流壓“能不降就不降，能少降就少降”，盡量維持井底流壓，6口井的排采實踐中產(chǎn)氣量不降時維持井底流壓不變，產(chǎn)氣量出現(xiàn)下降時，降液幅度0.05～0.2 m/d。

Ⅲ階段：產(chǎn)量遞減階段 ，Ⅲ階段產(chǎn)量占累計產(chǎn)量比≤20%，此階段儲層枯竭，在保證經(jīng)濟(jì)開發(fā)產(chǎn)量的前提下,可以借鑒沁水盆地柿莊南區(qū)塊經(jīng)驗采用負(fù)壓開采提高單井產(chǎn)量[22]，盡可能縮短這一過程。

5 產(chǎn)氣量預(yù)測

通過對鄂東U型井歷史產(chǎn)量統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn), 在排采動態(tài)指標(biāo)分析中，3組動態(tài)指標(biāo)相關(guān)度較高，都可以做為產(chǎn)量預(yù)測的方法，其中日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間相關(guān)性最為穩(wěn)定，適合氣產(chǎn)量的長期預(yù)測。

鄂東U型井日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間在產(chǎn)氣量上升階段呈對數(shù)關(guān)系，在產(chǎn)氣量下降階段呈冪指數(shù)衰減關(guān)系。以此構(gòu)建了以日產(chǎn)量與累計產(chǎn)量之比和開發(fā)時間之間的地面井產(chǎn)能預(yù)測模型,利用這兩者之間的關(guān)系可以對煤層氣井未來的產(chǎn)量變化作出定量的預(yù)測。

設(shè)U型井日產(chǎn)氣量序列為：

q(i)i=1,2,…,n

累計產(chǎn)氣量序列為：

Q(i)i=1,2,…,n

則前n天的累計產(chǎn)量為：

(1)

日產(chǎn)量與累計產(chǎn)量的比值為：

(2)

產(chǎn)氣量上升期擬合公式為：

y=alnx+b

(3)

產(chǎn)氣量下降期擬合公式為：

y=axb

(4)

式(3)～(4)中y為日產(chǎn)量與累計產(chǎn)量的比值，x為生產(chǎn)時間(單位:天)，a、b為擬合常數(shù)。

根據(jù)式(1)～(4)可得U型井產(chǎn)能預(yù)測關(guān)系式為：

產(chǎn)氣量上升階段

(5)

產(chǎn)氣量下降階段

(6)

根據(jù)式(5)～(6)在已知x天的產(chǎn)氣量q(x)和累計產(chǎn)量Q(x)的情況下，就可以預(yù)測x+i(i=1,2,…,n)天的產(chǎn)氣量，擬合相關(guān)系數(shù)在產(chǎn)氣量上升階段高達(dá)0.977 5、在產(chǎn)氣量下降階段高達(dá)0.989 3。

在實際應(yīng)用中本方法存在2個問題：

(1)由于在產(chǎn)氣量上升階段和下降階段，函數(shù)關(guān)系式和a、b常數(shù)均不同，產(chǎn)氣量高點不能預(yù)測。

(2)在U型井排采制度出現(xiàn)較大改變時不適用，尤其在排采因井下作業(yè)等原因暫停和暫停后產(chǎn)量恢復(fù)期，不能使用本方法預(yù)測產(chǎn)氣量。

6 結(jié)論

(1)通過鄂爾多斯盆地東部北緣低煤階U型井的地質(zhì)構(gòu)造、儲層滲透率、煤層瓦斯賦存特征的介紹，確定8#+9#煤符合低煤階儲層特征。

(2)利用無因次產(chǎn)氣率將低煤階U型井排采劃分為排水降壓、穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)量遞減三個階段，8#+9#煤U型井Ⅰ1階段時間與產(chǎn)水量線性正相關(guān)，ηgD取值范圍0～0.7；Ⅰ2階段的時間100～360d，Ⅱ階段出現(xiàn)氣產(chǎn)氣量高峰，ηgD取值范0.70～0.90, 結(jié)合井底壓力、氣水產(chǎn)量確定了鄂東低煤階U型井排采曲線特征圖。

(3)研究排采各階段排采參數(shù)的相關(guān)關(guān)系,顯示低煤階U型井日產(chǎn)氣量與排水量之間呈現(xiàn)二項式相關(guān)；日產(chǎn)氣量與井底流壓呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)關(guān)系；日氣產(chǎn)量/氣累計產(chǎn)量與排采時間在產(chǎn)氣量上升階段呈對數(shù)關(guān)系，在產(chǎn)氣量下降階段呈冪指數(shù)關(guān)系。

(4)低煤階U型井排采制度制定的核心是控制井底流壓,Ⅰ1階段降液幅度3～5 m/d緩慢過渡到1～2 m/d；Ⅰ2階段降液幅度≤1 m/d，Ⅱ階段維持井底流壓，Ⅲ階段可以負(fù)壓開采。

(5)構(gòu)建了以日產(chǎn)量與累計產(chǎn)量之比和開發(fā)時間之間的關(guān)系為基礎(chǔ)的煤層氣井產(chǎn)能預(yù)測模型, 擬合相關(guān)系數(shù)在產(chǎn)氣量上升階段高達(dá)0.977 5、在產(chǎn)氣量下降階段高達(dá)0.989 3。