煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施_王晴.pdf

第 48 卷 第 2 期 煤田地质与勘探 Vol. 48 No.2 2020 年 4 月 COAL GEOLOGY dynamic permeability; drainage and mining ; depressurization rate; stage of drainage 煤层气井通过连续排水，将储层压力降至解吸 压力以下，从而使煤层气产出[1]。我国煤层气储层 多为低渗、特低渗储层，在含气量、含气饱和度、 储量丰度、煤体结构等优越地质条件的基础上，渗 透率对煤层气井高产稳产具有重要作用[2-3]。排采管 控对煤层气储层动态渗透率变化具有极大的影响， 魏迎春等[4]分析了不同排采阶段煤层气井煤粉产出 特征，并提出了适度产粉、疏而不堵，稳定排采的 ChaoXing 第 2 期 王晴等 煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施 115 排采管控思路。部分学者研究了煤层气储层应力敏 感性对排采管控的影响，乔康[5]对寺河煤矿 3 号煤 进行了速敏和应力敏感性测试，认为煤层速敏和应 力敏感性较强，排采初期应该连续、稳定排采；王 钧剑[6]将应力敏感性与煤层气井产水曲线形态结合 起来，明确了应力敏感性对单相流段的影响，并据 此提出了排采管控对策，完善了排水段排采管控方 法；郭春华等[7]认为煤层气储层具有阶段应力敏感 性，排采初期水平主应力起主要作用，因此，初期 排采速度不是越快越好。基于应力敏感性的绝大部 分研究仅提出了煤层气井排采初期的降压制度。另 外，部分学者基于压降扩展效率和解吸效率等对解 吸产气后的控制方式进行了研究，张双斌[8]研究认 为常规憋压排水使套压和液面波动频繁，导致出砂 严重，应将传统的憋压排水段改为放压排水段和适 度憋压排水段，使煤层气井排采制度与地层供流能 力相适应；许科等[9]以等温吸附曲线为依据，对解 吸后的排采阶段进行了划分，并提出了各个阶段的 排采工作制度；杨秀春[10]研究了各地质参数对煤层 气储层压降扩展的影响，提出排采过程中应该充分 考虑井底流压下降对压降扩展各影响因素间及压降 扩展的影响。以上研究关于排采管控对渗透率的影 响方面较少，但为排采对渗透率影响方面研究提供 了一些新的可以借鉴的视角。笔者以煤层气井排采 全过程不同阶段划分为基础，以提高和改善煤层气 储层开采动态渗透率为目标，分析了各排采段储层 动态渗透率的影响因素及合理的管控方法，以期形 成煤层气井高效排采管控方法。 1 排水段 排水段是指煤层气井投产后至解吸前的阶段， 该阶段煤基质中吸附态甲烷没有解吸，主要以排水 降压为主，称为排水段，但实际上煤层气井在解吸 后仍需要长期排水，为了更加突出其排水特征，将 该阶段仍称为排水段。 1.1 井底流压大于原始地层压力 煤层气储层渗透率低，必须通过水力压裂才能获 得工业气流，大量压裂液注入煤层导致井筒附近储层 压力高于原始储层压力，压裂液注入对煤层气产出造 成不利影响。首先，活性水压裂液矿化度低于煤层水 矿化度，注入煤层会引起煤层中黏土矿物水化膨胀， 导致煤层渗透率降低。不同渗透率煤样在压裂液中浸 泡实验结果表明图 1， 煤样渗透率随浸泡时间增加而 降低，浸泡 30 d 以上时，渗透率下降幅度变缓，趋于 稳定，如煤样原始渗透率为 0.5 10–3 μm2，浸泡 30 d 时渗透率下降至约 0.1510–3 μm2，渗透率下降了 70；原始渗透率为 0.1510–3 μm2时，浸泡 30 d 时 渗透率下降 66.7。因此，为了避免储层渗透率伤 害，在压裂完成后，应该尽快返排压裂液，在井底 流压大于储层原始压力时应该快速降压，一般降压 速度为 0.030.05 MPa/d，返排压裂液，避免渗透率 伤害。由于我国煤层气多为低压–常压储层，这一阶 段也为返排压裂液阶段。 图 1 压裂液浸泡时间与渗透率关系 Fig.1 Relationship between the fracturing fluids immersion time and the permeability 1.2 井底流压在原始地层压力和解吸压力之间 该阶段储层渗透率主要受应力敏感性影响，因 此，该阶段排采管控以降低储层应力敏感性伤害为主 要目标。许多学者通过实验研究认为煤储层渗透率与 有效应力成负指数关系[11-12]，表达式如式1所示。 e i0e kk   1 式中ki为不同有效应力时的渗透率，k0为煤样初 始渗透率，10–3 μm2；σe为有效应力，MPa；α 为应 力敏感性因子，MPa–1。 以樊庄区块南部为例，取煤样进行应力敏感性 测试，储层初始渗透率 k0为 0.59 10–3 μm2，应力敏 感性系数 α 为 0.63 MPa–1，以该数据进行储层应力 敏感性计算。 假设煤层气储层为均质、等厚、各向同性储层， 在煤层气井投产后，在排采不同时间 t、距井筒不同 距离 r 处的储层压力 pr,t可以用式2计算[13]。 iwi i i w , ln ln ppr p r tp r r r   2 式中ri为 t 时刻煤层气井的泄流半径，即压降波及 半径，m；r 为距煤层气井筒的距离，m；rw为井筒 半径，m；pi为初始地层压力，MPa，该值可以通过 试井测试获得；pw为井底流压，MPa，可以通过井 底压力计直接读取。 ChaoXing 116 煤田地质与勘探 第 48 卷 式2中的 t 时刻煤层气井的泄流半径 ri可通过 式3计算得到[14]。 w 0 i t 1.07 k t r φC  m 3 式中t 为煤层气井排采时间；φ 为储层孔隙率；w 为液体黏度；Ct为煤层综合压缩系数。 将沁水盆地南部现场参数 k00.5910–3 μm2、 rw0.2 m、pi5 MPa、w1 mPas、φ5、Ct 0.044 MPa–1代入式3， 计算得到不同时刻煤层气井 的泄压半径 ri，进而将所得到的数据代入式2，分别 计算排采时间为 50、100 和 300 d 时，距井筒不同位 置处储层压力分布情况， 如图 2a 所示。 将樊庄区块南 部测试得到的应力敏感性参数 k00.5910–3 μm2、 α0.63 MPa–1代入式1，得到樊庄区块南部有效应 力与储层渗透率变化关系式；利用该关系式和图 2a 所示储层压力分布情况， 可计算得到不同排采时间、 距井筒不同位置处储层渗透率的分布情况图 2b。 图 2 不同排采时间储层压降漏斗与渗透率漏斗 Fig.2 Pressure drop funnel and permeability funnel of CBM reservoir 图 2b 表明，排采时间相同时，距井筒越近，储 层渗透率下降程度越大，距井筒越近储层渗透率越 低。如排采时间为 50、100、200 d 时，距井筒 50 m 处储层渗透率分别降至 0.0910–3、0.0810–3和 0.0710–3 μm2。这是由于排采时间相同时，距井筒 越近，储层压力越低，有效应力越高，导致渗透率 的伤害程度越大。因此，排采时间相同时，储层存 在“渗透率漏斗”，即离井筒越近渗透率越低，从压 降未波及区到井筒呈“漏斗”形。 由于渗透率漏斗存在， 导致距离井筒越近的储层渗 透率越低，形成了一个低渗区带，严重阻碍煤层排水降 压和压降漏斗扩展，因此，为了最大限度地降低储层在 井筒附近渗透率伤害，提高排水降压效率，在此阶段应 该采用较慢的降压速度，一般小于 0.03 MPa/d，避免井 筒附近井底流压下降幅度过大、渗透率过低。 2 解吸段 同样，采用与上述相同的沁水盆地南部现场参 数进行数值模拟，得到不同降压速度条件下储层压 力分布情况图 3，该井解吸压力为 3 MPa 时，则降 压速度分别为 0.03、0.05、0.07 和 0.1 MPa/d 时对应 的解吸半径分别为 21.6、16、10 和 7.6 m，表明降 压速度越慢，解吸面积越大。因此，在煤层气井解 吸压力以上 0.20.3 MPa 时应该进一步降低降压速 度，一般为 0.01 MPa/d，以扩大煤层气井解吸范围。 图 3 不同降压速度对压降扩展影响 Fig.3 Effect of depressurizing rate on the extension of pressure drop 另外，煤层气井解吸后进入两相流动阶段，两 相流动将导致水相渗透率大幅降低图 4， 不利于储 层压降漏斗的扩展，如果煤层气井过早进入两相流 阶段，则单井解吸面积较小，不利于后期长期稳产。 因此，在解吸压力附近应该保持井底流压略高于解 图 4 煤层气储层气水相对渗透率 Fig.4 Gas-water relative permeability of CBM reservoir ChaoXing 第 2 期 王晴等 煤层气储层动态渗透率影响因素及排采管控措施 117 吸压力，维持单相流动，避免两相流动，稳定排水 30 d 左右，进一步扩大储层压降扩展和解吸范围。 在煤层气井进入两相流动阶段后，含气饱和度与 水相相对渗透率成反比，如图 5 所示，含气饱和度越 高，气体占据的渗流空间越大，水相渗流阻力越大， 水相相对渗透率越低，越不利于排出煤层水。 图 5 含气饱和度对水相相对渗透率影响示意 Fig.5 Diagram of influence of gas saturation on water phase permeability 樊庄区块南部煤储层相对渗透率曲线如图 4 所 示， 由图 4 数据表明， 煤层气储层含水饱和度由 37 上升至 100，即含气饱和度由 63降低至 0，水相 相对渗透率由 0.59 几乎降至为 0。煤层气井产气量 越高、套压越高，储层中含气饱和度越高，水相相 对渗透率越低，因此，在煤层气井解吸后，为了保 持较高的水相相对渗透率，一方面应该尽可能保持 较低的套压，以保持较低的含气饱和度和较高的水 相相对渗透率，在煤层气解吸后应该及时打开套管 闸门放气，将套压维持在 0.20.3 MPa；另一方面应 避免在等渗点饱和度处长期排采，等渗点饱和度处 气、水相对渗透率相同，但是二者渗透率之和最低， 因此，气、水产出整体处于低效阶段，应在解吸初 期保持较低的含气饱和度， 持续扩大压降扩展范围， 在稳定产气以后快速提高产量以大幅提高含气饱和 度，提高气相渗透率，以便于大幅产气。 3 提产段 煤层气井解吸放气后，随着井底流压的进一步 降低，煤层气井开始进入提产阶段，提产阶段主要 通过变速提产使储层供气量与产气量相平衡来保持 和改善储层渗透率。 图 6 为樊庄区块南部等温吸附曲线及依据等温 吸附曲线得到的解吸效率曲线。解吸效率为单位压 降甲烷解吸量， 通过等温吸附曲线的一阶导数求得。 图 6 表明，储层压力越低，甲烷解吸效率越高， 且解吸效率随着储层压力降低急剧升高，如压力为 2.5 MPa 时，解吸效率为 3.2 m3/t/MPa，而当压力降 至 0.5 MPa 时，解吸效率达到 10.9 m3/t/MPa，这表 明随着储层压力持续降低，煤层气井的解吸效率大 幅提高，煤层供气能力也大幅提高。另外，随着煤 图 6 煤层气井等温吸附曲线及解吸能力 Fig.6 Isothermal adsorption curve and desorption capacity of CBM wells 层气甲烷不断解吸产出，基质收缩作用增强，且该 作用能够有效克服应力敏感性导致的渗透率伤害， 因此，随着气体不断解吸产出，储层渗透率不断提 高[15]。因此，为了充分释放单井产能，充分发挥基 质收缩作用，保持和改善渗透率，应该采用变速提 产的方法，在提产初期慢速提产，随着井底流压的 下降提产速度应该持续增加。 图 7 为 X 井变速提产产量曲线， 数据表明该井日 产气量随着生产时间持续增加，且增量越来越大，充 分释放了单井产能，最高产量达到 3 500 m3/d 以上。 图 7 X 井变速提产日产气曲线 Fig.7 Gas production curve of variable speed production increase for well X 4 稳产段 稳产气量预测是稳产段排采管控最重要的任 务，如果稳产气量过低则单井产能不能充分释放且 经济效益较低；如果稳产气量过高，则稳产时间较 短，导致最终采收率降低。因此，合理的稳产气量 对煤层气井高产稳产具有决定性作用。单位压降增 气量表征煤层气井的实际产能的变化，随着压力降 低，单位压降增气量先增加后降低图 8，这是由于 储层压力降低初期，生产压差增大导致产量增加， 当井底流压降低到一定程度时，近井筒地带气体大量 产出，远端气体成为主要供给来源，由于距井筒远， ChaoXing 118 煤田地质与勘探 第 48 卷 生产阻力大， 随着压力降低单位压降增气量越来越小， 直至开始下降。因此，单位压降增产量与井底流压曲 线的最高点对应的日产气量即为稳产气量。 图 8 Y 井单位压降增气量示意 Fig.8 Schematic diagram of production increase per unit pressure drop for well Y 5 现场应用 Z 井为沁水盆地樊庄区块南部高阶煤煤层气井， 位于构造斜坡带，实测含气量 27 m3/t，试井得到储 层压力为 3.8 MPa，储层渗透率为 0.4410–3 μm2，解 吸压力为 2.98 MPa。 该井综合生产曲线如图 9 所示。 图 9 Z 井综合排采曲线 Fig.9 Comprehensive drainage and production curve for well Z 该井压裂投产后起抽压力为 4.5 MPa，比储层 压力增加 0.7 MPa，主要由于压裂液注入导致，在 井底流压大于3.8 MPa时采用0.1 MPa/d的降压速度 快速返排压裂液，降低压力液对储层的伤害；当井 底流压降至 3.8 MPa 以后，为了避免应力敏感性伤 害，采用 0.03 MPa/d 的降压速度排采，解吸前累产 水量达到159 m3； 在临界解吸压力附近， 采用0.002 MPa/d 的降压速度排采，避免甲烷解吸形成两相流，降低 储层渗透率；在该井解吸后采用低套压排采，套压 控制在小于 0.1 MPa 范围内进行排采，保持水相渗 透率，该阶段日产水量保持在 3.2 m3左右，并未出 现明显的下降； 进入提产阶段后， 首先以 3050 m3/d 的提产速度进行提产，直到该井日产气量达到 1 300 m3，此时井底流压降至 2.1 MPa 左右，具备 了大幅提产的能力，此时以 70100 m3/d 的速度提 产，直至日产气量达到预测稳产气量 2 800 m3，目 前该井井底流压为 1.37 MPa， 具备长期稳产的能力。 与相邻老井相比，应用新排采方法的 Z 井稳产期日 产气量增加 1.5 倍， 累计产气量增加 0.8 倍。 这表明， 本文提供的排采管控方法能够有效保持和改善储层 渗透率，能够实现煤层气井长期高产稳产。 6 结 论 a. 井底流压大于原始地层压力时，压裂液浸 泡是储层渗透率伤害的主因，应该快速降压返排 压裂液，同时应该避免速敏伤害，排采速度在 0.030.05 MPa/d 较为合适。 井底流压在原始地层压 力和解吸压力之间时，应力敏感性是储层渗透率伤 害的主因，排采时间相同时，煤储层形成“渗透率漏 斗”， 井底流压下降速度越快， 井筒附近渗透率越低， 因此，应该以小于 0.03 MPa/d 的速度降压。 b. 解吸段排采的主要目标是避免两相流造成 的水相渗透率下降，进一步扩大解吸面积。该阶段 降压速度越慢，解吸面积越大，在解吸压力以上 0.20.3 MPa 时开始以 0.01 MPa/d 速度降压； 将井底 流压稳定在解吸压力附近，稳定压力排水 30 d；解 吸后采用低套压排采，套压控制在 0.20.3 MPa。从 而降低两相流对水相相对渗透率的伤害，提高水相 相对渗透率，扩大解吸范围。 c. 提产段主要靠扩大基质收缩作用改善储层 渗透率，提产速度越快，产出气体越多，渗透率改 善程度越高；随着井底流压降低，储层解吸效率和 供气能力提高，主要通过变速提产使储层供气量与 产气量相平衡来保持和改善储层渗透率。稳产段主 要通过单位压降增产量来确定合理的稳产产量，实 现煤层气井长期高产稳产。 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] 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. 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