高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素_贾慧敏.pdf

第 48 卷 第 3 期 煤田地质与勘探 Vol. 48 No.3 2020 年 6 月 COAL GEOLOGY coalbed methane production; decline law; decline point; main controlling factors; Fanzhuang block; Qinshui basin 我国煤层气储层渗透率低、孔隙率低和含气饱 和度低，煤层气井存在单井产量低、井间产量差异 大的问题[1]。煤层气井递减规律研究对预测煤层气 井产量变化和最终采出程度具有重要作用，Arps 产量 ChaoXing 60 煤田地质与勘探 第 48 卷 递减分析方法仍然是重要的分析方法[2]，C. L. Jordan 等[3]认为 Arps 产量递减分析方法需要数据量少、现 场适用性强，应该充分利用。部分学者采用传统的 Arps 产量递减分析方法对煤层气井递减规律进行了 研究，苗耀等[4]采用 Arps 产量递减分析方法对樊庄 区块煤层气高产井递减类型及递减率分布规律进行 研究，认为该区块递减符合指数递减规律；刘刚[5] 研究了樊庄区块高阶煤煤层气井生产规律，重点就 该区块煤层气井递减率和递减类型进行分析，认为 煤层气井初期递减速度相对较快，呈指数递减，后 期递减速度减缓，表现双曲递减特征；王彩凤等[6] 对晋城、韩城区块煤层气井产量递减类型及影响因 素进行了研究，认为研究区煤层气井产量具有 5 种 递减类型，并对其影响因素进行了研究；K. E. Okuszko 等[7]认为煤层气井递减一般遵循双曲递减， 递减指数为 00.5； K. Morad 等[8]研究认为储层压力 下降、煤基质压缩和煤粉运移导致渗透率下降是导 致煤层气产量递减的主要因素；K. Aminian 等[9]通 过数值模拟调研了气藏关键参数对煤层气井产量递 减的影响，认为裂缝孔渗特征、吸附时间、表皮因 子、含气量等因素对煤层气井递减规律具有影响。 少数学者引进现代产量递减分析方法对储层参数进行 了评价，肖翠[10]、王江顺等[11]应用现代产量递减分 析图版定量评价了储层渗透率、有效裂缝半长和泄 流半径，分析了渗透率和压裂参数对煤层气井产量 递减的影响。基于前人的研究分析认为，目前针对 煤层气井产量递减类型分析研究较多， 但对于开始 递减时煤层气采出程度递减点和影响因素，及递 减类型的影响因素等研究较少， 笔者基于沁水盆地 南部樊庄区块 10 余年的开发实践数据，重点就煤 层气井递减点和递减类型及其影响因素进行统计 分析和数值模拟， 以期更深入地认识煤层气井递减 规律。 1 研究区概况 沁水盆地位于山西省东南部，为一近 SN 向的 大型复式向斜，盆地内次级褶曲发育图 1，断层以 NE、NNE 向高角度正断层为主[12]。樊庄区块位于 沁水盆地东南部，其含煤层系经历了海西期、印支 期、燕山期和喜马拉雅期４期构造演化[13]。二叠系 山西组 3 号煤层和石炭–二叠系太原组 15 号煤层是 该区块煤层气开发主力煤层。区块 3 号煤层埋深整 体由 SE 向 NW 逐渐增加，15 号煤层与 3 号煤层具 有相似的构造形态。3 号煤层埋深一般为 370800 m， 埋深整体相对较浅；3 号煤层全区稳定发育，厚度 为 57 m，底部常见一层厚度约 0.5 m 的夹矸[14]；3 号煤层镜质体最大反射率Rmax为 3.34.1， 为高 阶煤煤层气储层；含气量相对较高，为 1125 m3/t， 含气饱和度为 7693，属于欠饱和储层；试井测 试渗透率为0.011.9210–3 μm2，渗透率差异较大； 煤体结构一般以原生结构煤为主，碎粒煤和糜棱煤 主要发育在煤层顶底板和夹矸附近；煤层弹性模量一 般为 0.62.5 GPa，最大水平主应力为 NE 向，最大、 最小水平主应力分别为 1342 MPa 和 926 MPa[15]。 图 1 樊庄区块 3 号煤层顶面构造及井位 Fig.1 Top surface structure of No.3 coal seam and well location in Fanzhuang block 樊庄区块从 2006 年开始规模建产，陆续投产 1 000 余口井，动用储量 100 亿 m3，开发时间较长， 部分井已经具备煤层气井全生命周期的开发特征， 具备研究煤层气井递减规律的研究基础。 2 煤层气井产量递减点及影响因素 煤层气井产量递减点即煤层气井产量开始递减 时的煤层气采出程度，递减点表征了煤层气井产量 开始递减的时机。 2.1 樊庄区块及单井递减点 以樊庄区块 1 000 余口煤层气生产老井为例， 其日产气量从 2014 年开始出现递减， 递减时整个区 块累计产气量为 25 亿 m3，递减时煤层气采出程度 为 25图 2。 从单井来看， 部分单井从2009年开始出现递减， 不同井出现递减时各参数间差异较大，总体具有几 个特征① 递减点差异大，递减井的递减点分 ChaoXing 第 3 期 贾慧敏等 高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素 61 图 2 樊庄区块日产气量与累计产气量曲线 Fig.2 Curves of daily gas production and cumulative gas production in Fanzhuang block 布在 565，平均 21，相邻井的递减点也存在 较大差异图 3a； ② 开始递减时累计排采时间差异 大，为 2273 034 d，平均 1 282 d，大部分井在排采 4 a 以后开始递减图 3b；③ 各井开始递减时累计 产气量、产水量差异大，递减时累计产气量分布在 753 800 万 m3， 平均 430 万 m3图 3c， 某直井最高 日产气量达到 1.6 万 m3，递减时累计产气量达到 3 800 万 m3，远远超过其他直井，递减时累计产水 量为 1596 973 m3，平均 1 646 m3图 3d；④ 各井 递减时日产气量、日产水量差异大，但日产气量总 体较高，日产水量相对较低。该区块递减井递减时 日产气量为 60016 500 m3，平均 5 000 m3图 3e， 日产水量为 03 m3，平均 0.3 m3图 3f。 图 3 煤层气井开始递减时主要参数分布 Fig.3 Distribution of main production parameters when the production of CBM wells begins to decline 2.2 递减点影响因素 2.2.1 含气量 将樊庄区块递减井的含气量与递减点作散点 图图 4， 由图 4 可知， 含气量与递减点离散度非常高， 表明在含气量整体较高的樊庄区块，含气量并非递减点 的主控因素，含气量高低对递减点大小没有必然影响。 这主要是由于煤层气富集主控因素与高产主控因素不 同，煤层气井产量受控于含气量、储层物性等地质条件 的好坏及储层改造工艺与其是否匹配等因素。 2.2.2 储层渗透率 由图5可知， 递减点随着储层渗透率的增加而增 加，二者成幂指数关系，且二者相关性较好，表明 储层渗透率对递减点有重要影响。当渗透率小于 0.110–3 μm2 时，递减井递减点小于25，递减时采 出程度较低；当渗透率在1.010–3 μm2左右时，递减 点为3070，递减时采出程度较高。分析认为， 储层渗透率越高，渗流半径越大，单井有效控制储 量越多，递减时煤层气采出程度越高。该区域单井 压裂前试井结果表明，随着渗透率增加，试井调查 半径增加图6，表明渗透率越高，储层压降扩展范 围越大，单井控制半径越大。 图 4 含气量对递减点的影响 Fig.4 Influence of gas content on decline point of No.3 coal seam in Fanzhuang block ChaoXing 62 煤田地质与勘探 第 48 卷 图 5 储层渗透率对递减点影响 Fig.5 Influence of permeability on decline point of No.3 coal seam in Fanzhuang block 图 6 不同渗透率储层试井边界 Fig.6 Test well boundary of reservoir with different permeability 2.2.3 裂缝半长 大多数煤层气井必须经过大规模压裂改造才能 产气，因此，裂缝半长是影响单井有效控制范围的 另一个重要参数。通过四维向量对该区块压裂裂缝 进行监测，结果表明，该区块裂缝半长主要分布在 80120 m。通过数值模拟方法模拟了不同基质渗透 率条件下，裂缝半长对递减点的影响，结果如图 7 所示。 图 7 不同渗透率储层压裂裂缝半长对递减点影响 Fig.7 Effect of half-length of hydraulic fracturing fracture on the decline point 图 7 表明，渗透率相同时，裂缝半长越长，递 减点越大。渗透率越高，裂缝半长增加引起的递减 点增幅越大。如渗透率为 0.0110–3 μm2时，裂缝半 长为 80120 m 时对递减点影响程度很小， 裂缝半长 为 80 m 时递减点为 6.5，而裂缝半长为 120 m 时递 减点为9.7， 仅增加3.2； 而当渗透率为1.010–3 μm2 时，裂缝半长由 80 m 增加至 120 m 时，递减点由 35.5增加至 52.5，增量为 17，远大于渗透率为 0.0110–3 μm2时对应的增量。 3 煤层气井产量递减类型 Arps 递减分析法是目前常用的递减分析方法， Arps 提出产量与递减率的关系式[16] ii //nq qD D 1 式中 qi为开始递减时日产气量； q 为递减某时刻产 气量；D 为任意时刻递减率；Di为开始递减时的瞬 间递减率；n 为递减指数，可确定递减类型。 当 n0 时，为调和递减；当 n1 时，为指数递 减；当 0＜n＜1 时，为双曲线递减，n 越大递减越 快[17]。陈元千等[18]在 Arps 递减基础上提出线性递 减概念，认为 n2 时为线性递减。 3.1 樊庄区块单井递减类型 对樊庄区块递减井生产曲线分析表明，该区块 递减类型以线性递减、 指数递减和双曲线递减为主， 如图 8 所示。 图 8 樊庄区块煤层气井产量递减类型典型曲线 Fig.8 Typical curves of the production decline type of coalbed methane wells in Fanzhuang block ChaoXing 第 3 期 贾慧敏等 高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素 63 生产实践表明， 不同渗透率条件下， 递减类型存 在差异，随渗透率增加，递减类型依次为线性递减、 指数递减和双曲递减。 当渗透率小于0.110–3 μm2时， 递减类型以线性递减、指数递减为主，双曲递减较 少；当渗透率为0.11.010–3 μm2时，递减类型为 指数递减为主；当渗透率大于 1.010–3 μm2时，递 减类型以双曲线递减为主，指数递减较少。3 种递 减类型的递减指数和递减速度由大到小依次为线性 递减、指数递减和双曲递减表 1表明，对于整体低 渗的煤层气储层，渗透率越高，递减指数越小，递 减速度越慢。 表 1 3 种递减类型煤层气井关键参数对比 Table 1 Comparison of key parameters of the three decline types 递减类型 递减指数 递减点日产气量/m3 递减点累计产气量/万 m3 线性递减 2.0 1 320 100 指数递减 1.0 3 230 150 双曲递减 0.6 6 760 460 3.2 单井递减类型差异主控因素 3.2.1 不同渗透率煤孔隙结构分布 大量统计结果也表明，具有相当多厚度与含气 量大的低渗透煤储层，其产量却很低，而厚度和含气 量较小、渗透率较高的煤储层，产量却较高[19]。可见， 煤储层渗透率对产量大小和产量递减类型起着决定性 作用。 选取樊庄区块不同渗透率0.0110–3、 0.510–3、 2.010–3 μm2的天然煤样，在室温 20℃条件下开展 高压压汞实验，得到不同渗透率条件下煤样孔隙半 径分布图图 9。 图 9 表明，当煤体渗透率为 0.0110–3 μm2时， 煤中主要发育小于 10 nm 的小孔，比例高达 40； 当煤体渗透率为 0.510–3 μm2时， 主要发育小于 90 500 nm 的中孔，比例高达 70以上；当煤体渗透率 为 2.010–3 μm2时，主要发育大于 1 000 nm 的大孔 和微裂隙，比例高达 50以上。因此，储层渗透率 越高，孔隙半径越大。 图 9 樊庄区块不同渗透率煤层孔隙半径分布 Fig.9 Distribution of pore radius of coal seams with different permeability in Fanzhuang block 3.2.2 储层原始渗透率对动态渗透率影响 煤层气井排水降压过程中，储层中流体压力、 有效应力不断变化， 导致煤储层渗透率不断变化[20]。 煤层气产量递减阶段，有效应力持续增加导致渗透 率持续下降，吸附态甲烷持续解吸引起基质收缩导 致煤层渗透率持续增加，因此，煤层应力敏感性与 基质收缩耦合控制渗透率动态变化。 图 10 中， 煤样 1煤样 3 渗透率为0.010.03 10–3 μm2， 煤样 4煤样 6 渗透率为0.55.010–3 μm2。 有效应力低于 2 MPa 时，高渗煤样应力敏感性强， 渗透率降低幅度较大，低渗煤样应力敏感性较弱， 渗透率下降幅度较小，说明排采初期，高渗煤层应 力敏感性强。有效应力大于 2 MPa 后，高渗煤样的 渗透率基本不变，应力敏感性远远小于低渗煤样， 这表明在排采后期，储层渗透率较低的煤层气井的 应力敏感性较强，对渗透率变化具有决定作用。分 图 10 不同渗透率煤应力敏感性差异 Fig.10 Difference in the stress sensitivity of coal with different permeability ChaoXing 64 煤田地质与勘探 第 48 卷 析可知，在递减阶段，煤的应力敏感性随煤体渗透 率降低而逐渐增强。 3.2.3 储层动态渗透率对递减类型的影响 对于低渗煤储层小于 0.110–3 μm2，应力敏感 性较强，基质收缩作用较小，压降漏斗延展速度慢、 范围小，解吸气量少，煤层气井产量低，进入递减 期后，压降漏斗扩展速度几乎停止，产量下降速度 快，以线性递减和指数递减为主。而在高渗透区 域大于 1.010–3 μm2，煤层应力敏感性较弱，基质 收缩作用较强，渗透率大幅恢复，压降漏斗快速稳 定向远处延展，供气面积大，产气量高，进入递减 期后，压降漏斗缓慢延伸，进一步扩大解吸范围， 且低压条件下较多煤体积中煤层气解吸产出，产量 递减速度缓慢，以双曲线递减类型为主。渗透率介 于低渗和高渗之间时，表现为应力敏感性与基质收 缩作用的平衡，此时递减率基本不变。 4 结 论 a. 煤层气井递减点是煤层气井产量开始递减 时的采出程度，樊庄区块煤层气井产量递减点平均 为 25，大部分井在排采 4 a 后开始递减，单井开 始递减时平均日产气量为 5 000 m3，平均累计产气 量为 430 万 m3。递减点概念的提出完善了煤层气井 递减评价指标，为判断煤层气井非自然递减及增产 措施的制定提供了依据。 b. 煤层气井递减点主要受储层渗透率和裂 缝半长影响，储层渗透率越高，单井有效控制半 径越大、有效控制储量越多，递减点越大；储层 渗透率相同时，裂缝半长越长，递减点越大；且 储层渗透率越高，裂缝半长增加引起的递减点增 幅越大。 c. 渗透率是煤层气井递减类型差异的主控因 素，随着渗透率增加，递减类型依次为线性递减、 指数递减和双曲递减。渗透率越高，递减指数越小， 递减速度越慢。这主要是由于在递减阶段，储层渗 透率越低，煤体应力敏感性越强，煤基质收缩引起 的煤层渗透率增加程度越小， 储层动态渗透率越低， 递减速度越快。储层渗透率与递减指数的对应关系 应进一步细化研究，为判断非自然递减提供明确的 依据。 d. 煤基质渗透率和压裂裂缝渗透率对煤层气 井递减点和递减类型具有决定性影响，因此，煤层 气井排采过程中应最大限度地保护和改善储层渗透 率，高效排采管控是遏制煤层气井产量递减的重要 措施。 请听作者语音介绍创新技术成果 等信息，欢迎与作者进行交流 参考文献References OSID 码 [1] 赵贤正，朱庆忠，孙粉锦，等. 沁水盆地高阶煤层气勘探开发 实践与思考[J]. 煤炭学报，2015，4092131–2136． ZHAO Xianzheng， ZHU Qingzhong， SUN Fenjin， et al． Practice and thought of coalbed methane exploration and development in Qinshui basin[J]. Journal of China Coal Society，2015，409 2131–2136． [2] FETKOVICH M J. Decline curve analysis using type curves[J]. Journal of Petroleum Technology，1980，3261065–1077. [3] JORDAN C L，JACKSON R A，SMITH C R. Making the most of conventional decline analysis[C]//SPE114953. Presented at the CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference. Calgary，Alberta，Canada2008-06-1. [4] 苗耀， 牛绪海， 左银卿. 沁水盆地樊庄区块煤层气高产井递减 特征及采收率预测[J]. 煤炭技术，2014，339318–320. MIAO Yao，NIU Xuhai，ZUO Yinqing. Production decline characteristics and recovery rate forcasting for coalbed methane well of high production in Fanzhuang block Qinshui basin[J]. Coal Technology，2014，339318–320. [5] 刘刚. 樊庄区块煤层气地质特征及产能分析[D]. 徐州中国 矿业大学，2017. LIU Gang. The geological characteristics and productivity analy- sis of CBM in Fanzhuang block[D]. Xuzhou China University of Mining and Technology，2017. [6] 王彩凤，邵先杰，孙玉波，等. 中高煤阶煤层气井产量递减类 型及控制因素以晋城和韩城矿区为例[J]. 煤田地质与勘探， 2013，41323–28. WANG Caifeng，SHAO Xianjie，SUN Yubo，et al. Production decline types and their control factors in coalbed methane wells A case from Jincheng and Hancheng mining areas[J]. Coal Ge- ology Exploration，2013，41323–28. [7] OKUSZKO K E， GAULT B W， MATTAR L . Production decline perance of CBM wells[J]. The Journal of Canadian Petro- leum Technology，2008，47757–61. [8] MORAD K，TAVALLALI M. The benefits of reworking de- clining CBM wells[C]//SPE148952. Presented at the Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary ， Alberta ， Canada2011-15-17. [9] AMINIAN K，AMERI S，SANCHEZ M，et al. Type curves for coalbed methane production prediction[C]//SPE 91482. Pre- sented at SPE Eastern Regional Meeting. Charleston，W V，U S A2004-15-17. [10] 肖翠. 现代产量递减分析法在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田 中的应用[J]. 天然气工业，2018，38增刊 1102–106. XIAO Cui. Application of modern production decline analysis in coal seam gas field of south Yanchuan， Ordos basin[J]. Natural Gas Industry，2018，38S1102–106. 下转第 74 页 ChaoXing 74 煤田地质与勘探 第 48 卷 Petrolei Sinica，2015，36S183–90. [28] 韩保山. 低渗煤层压裂机理及应用[J]. 煤田地质与勘探， 2016，44325–29. HAN Baoshan. Research on fracturing mechanism of low per- meability coal seam and application of surface CBM drainage[J]. Coal Geology Exploration，2016，44325–29. [29] 王绪性，仲冠宇，郭布民，等. 沁水盆地南部 3 号煤压裂曲线 特征及施工建议[J]. 煤田地质与勘探，2016，44336–39. WANG Xuxing，ZHONG Guanyu，GUO Bumin，et al. Char- acteristic of fracturing curve of seam No.3 in south of Qinshui basin and suggestion about operation[J]. Coal Geology Explo- ration，2016，44336–39. [30] 张小东，胡修凤，杨延辉，等. 沁南煤层气井压裂施工曲线分 析[J]. 河南理工大学学报自然科学版，2017，36321–27. ZHANG Xiaodong， HU Xiufeng， YANG Yanhui， et al. Analysis of hydraulic fracturing operation curves of CBM wells in south- ern Qinshui basin[J]. Journal of Henan Polytechnic Univer- sityNatural Science，2017，36321–27. [31] 张晓娜，康永尚，姜杉钰，等. 沁水盆地柿庄区块 3 号煤层压 裂曲线类型及其成因机制[J]. 煤炭学报，2017，42增刊 2 441–451. ZHANG Xiaona，KANG Yongshang，JIANG Shanyu，et al. Fracturing curve types and their ation mechanism of coal seam 3 in Shizhuang block，Qinshui basin[J]. Journal of China Coal Society，2017，42S2441–451. [32] 武男，陈东，孙斌，等. 基于分类方法的煤层气井压裂开发效 果评价[J]. 煤炭学报，2018，4361694–1700. WU Nan， CHEN Dong， SUN Bin， et al. uation on fracturing effect based on classification [J]. Journal of China Coal Society，2018，4361694–1700. 责任编辑 范章群 上接第 64 页 [11] 王江顺， 张远凯. 基于现代产量递减分析法的煤层气井应用研 究[J]. 煤炭技术，2018，37964–66. WANG Jiangshun，ZHANG Yuankai. Research on application of CBM wells based on modern production decreasing analysis[J]. Coal Technology，2018，37964–66. [12] 贾慧敏，孙世轩，毛崇昊，等. 基于煤岩应力敏感性的煤层气 井单相流产水规律研究[J]. 煤炭科学技术，2017，4512 189–193. JIA Huimin，SUN Shixuan，MAO Chonghao，et al．Study on single-phase flow water production law of coalbed methane well based on coal and rock stress sensitivity[J]. Coal Science and Technology，2017，4512189–193. [13] 刘世奇，赵贤正，桑树勋，等. 煤层气井排采液面–套压协同 管控以沁水盆地樊庄区块为例[J]. 石油学报，2015，36增 刊 197–108. LIU Shiqi， ZHAO Xianzheng， SANG Shuxun， et al. Cooperative control of working fluid level and casing pressure for coalbed methane production A case study of Fanzhuang block in Qinshui basin[J]. Acta Petrolei Sinica，2015，36S197–108. [14] 胡秋嘉，李梦溪，贾慧敏，等. 沁水盆地南部高煤阶煤层气水 平井地质适应性探讨[J]. 煤炭学报，2019，4441178–1187. HU Qiujia，LI Mengxi，JIA Huimin，et al. Discussion of the geological adaptability of coal-bed methane horizontal wells of high-rank coal ation in southern Qinshui basin[J]. Journal of China Coal Society，2019，4441178–1187. [15] 胡秋嘉，贾慧敏，祁空军，等. 高煤阶煤层气井单相流段流压 精细控制方法以沁水盆地樊庄郑庄区块为例[J]. 天然气 工业，2018，38976–81. HU Qiujia， JIA Huimin， QI Kongjun， et al. A fne control of flowing pressure in single-phase flow section of high-rank CBM gas development wells A case study from the Fanzhuang-Zhengzhuang block in the Qinshui basin[J]. Natural Gas Industry，2018，38976–81. [16] ARPS J J. Analysis of decline curves[R]. SPE 945228，1945. [17] 陈元千，唐玮. 广义递减模型的建立及应用[J]. 石油学报， 2016，37111410–1413. CHEN Yuanqian，TANG Wei. Establishment and application of generalized decline model[J]. Acta Petrolei Sinica， 2016， 3711 1410–1413. [18] 陈元千，周翠. 线性递减类型的建立、对比与应用[J]. 石油学 报，2015，368983–987. CHEN Yuanqian，ZHOU Cui. Establishment，comparison and application of the linear decline type[J]. Acta Petrolei Sinica， 2015，368983–987. [19] 贾慧敏，胡秋嘉，祁空军，等. 高阶煤煤层气直井低产原因分 析及增产措施[J]. 煤田地质与勘探，2019，475104–110. JIA Huimin，HU Qiujia，QI Kongjun，et al. Reasons of low yield and stimulation measures for vertical CBM wells in high-rank coal[J]. Coal Geology Exploration， 2019， 475 104–110. [20] 贾慧敏，胡秋嘉，祁空军，等. 煤层气流压回升型不正常井储 层伤害机理与治理[J]. 煤田地质与勘探，2019，47469–75. JIA Huimin， HU Qiujia， QI Kongjun， et al. Damage mechanism and countermeasures of reservoir with abnormal pickup of CBM flow pressure in well[J]. Coal Geology Exploration，2019， 47469–75. 责任编辑 范章群 ChaoXing