煤层气井排采动态分析方法与现场应用智库

发布时间:2018-06-20 11:31:25  作者:李玉魁 杨晓盈   来源:本站原创  浏览次数:


要:排水采气是煤层气井开发的一个重要环节,其技术管理直接影响产气的稳定性及连续性,不同的地质条件和排采阶段,需要制定不同的排采制度。针对贵州地区煤层气井排采存在的技术问题,根据煤层气解吸扩散理论及渗流特性,本文提出了“九点八段”排采动态分析方法,形成了一套以流动压力为控制核心的动态分析与管控方法,通过各个阶段的流体流动形态及压力传播规律,根据现场实时排采数据及相关地质参数反演各阶段流体的流动状态特征,为排采方案制定及决策提供依据。

关键词:煤层气井  排采  方法  现场  应用

  1 贵州煤层气井排采存在的问题

1.1 地质条件复杂,传统排采技术适应性差

贵州龙潭组煤储层普遍含水性弱,煤层层数多、厚度薄,受多期构造运动的影响,构造煤普遍发育,压裂半径难以有效扩展,排采压降范围受限,排采过程中极易出现煤粉堵塞裂隙及卡泵现象,严重影响煤层气井生产的连续性。加之各地区地应力变化大、煤级变化大、储层非均质性强,地质条件复杂,传统的煤层气井排采工艺技术适应性差。

1.2 储层评价困难,需用动态诊断获取储层物性参数

贵州煤系地层经历的构造期次多,受地质构造影响,煤储层物性非均质性强,研究评价难度较大。根据测井及取心资料获取的煤储层结构、孔隙结构、渗透性、含气性、吸附/解吸特征等资料代表性差,不同地质条件下煤层气储层的成因机理和综合评价研究认识不够,使得勘探选区、生产井布置、压裂及排采工程设计难度较大。通过深入分析压后放喷及实时排采动态数据,可有效获取储层相关物性参数,为后期规模化开发提供参考。

1.3 排采强度控制不科学,缺乏系统的技术指导

贵州煤层气具有自己的特点和规律,多煤层发育、薄煤层居多、储层结构复杂、地应力高、煤层含水性弱、煤层水敏性强等。目前煤层气井排采强度的选择和排采制度的制定主要借鉴其他地区的经验,适用性较差,尚未形成一套针对贵州地质特点的排采技术体系,排采工作缺乏有效指导,因生产压差及排采速率控制不合理,频繁出现排采技术失误,导致压力降传播受阻,排水采气效率低,严重影响产气量,大大增加煤层气井的开发成本。

1.4 排采生产需要科学的动态分析方法

针对贵州地区煤储层条件复杂、对储层物性认识不够、排采频繁出错以及缺乏系统理论指导的现状,有必要加强对贵州煤层气地质规律的认识,研究不同地质条件下的排采特征和产气规律,总结归纳切实有效的排采分析方法,逐步形成适应各区块地质条件和生产特征的定量排采技术,指导排采动态分析、不断优化排采制度,实现单井产气量最大化。

2 “九点八段”排采动态分析方法

2.1 节点的物理意义

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注:P1—井口生产压力;P2—井口压力(套压);P3—动液面处压力;P4—储层中部压力(井底流压);P5—水由连续相变为分散相的分界点所对应的压力;P6—气相由分散相变为连续相的分界点所对应的压力;P—临界解吸压力;P8—水的启动压力;P9—原始地层压力;

1 “九点八段”排采动态分析方法解剖图

为了便于分析和认识排采过程中各流动阶段的动态变化特征,依据节点分析法的基本原理,将排采井口至原始储层划分为9个关键压力节点、8个流动阶段(图1),流体在各阶段的流动形态及压力传递规律描述如下:

①P9-P8段:该段压差小于流体的启动压力,仅存在压力降的传导,流体处于静止状态;

②P8-P临段:该段压差大于流体的启动压力,流体的流动形态表现为纯水流;

③P临-P6段:该段压力低于临界解吸压力,煤层吸附气开始解吸,气泡分散在水中参与流动,流体的粘度急剧增加,携带煤粉能力增强;

④P6-P5段:该段压力低于临界解吸压力较多,煤层吸附气解吸更多、更快,储层含气饱和度逐渐增加,流体的流动形态逐渐转变为气水两相流,水相渗透率急剧降低;

⑤P5-P4段:该段压力远远低于临界解吸压力,煤层吸附气大量解吸,流体的流动形态以气相为主;由于该阶段储层渗透性好、压力降传递速度快、受气体膨胀作用影响,流体流速急剧加快;

⑥P4-P3段:该段为生产井筒中的液柱段,在压力差的作用下,由储层产出的气体不断向上运移,气泡体积逐渐增大,流体的流动状态依次为泡状流、段塞流、环流等;在液柱与气柱的过渡段,会有气水混合的波动液面产生,俗称“假液面”,在相当长的一段时间内,假液面”波动较大。

⑦P3-P2段:该段为生产井筒中的气柱段,流体的流动形态主要表现为纯气流,水以分散状态存在于气流中;通常近似认为该段气柱压力为零,井底流压(P4)主要通过套压及液柱高度实现管控。

⑧P2-P1段:该段为井筒气向地面产气流程流动阶段,主要由井口节流阀控制,根据地层供气能力的大小,合理调整节流阀开度,控制气流量。

在实际排采动态分析过程中,可根据井底流压、套压和动液面的变化以及产水量、井底气液比等生产动态参数,定性反演8个流动阶段压力传播情况及流体流态的变化,辅助储层气体解吸速率、气水相渗关系、储层导流能力、煤体形变等变化规律,通过合理调整流压,最大限度的扩大产层压降范围,有效降低储层渗透率伤害,为实现高产、稳产提供保障。

“九点八段”的产生过程及特性描述

煤层气井从排水开始到产气量衰竭终止,一般生产时间长达15-20年,在此期间,从储层远端到生产井口的压力一直处于变化状态,流体的流动状态也随之发生着变化。排采初期,由于储层压力高于临界解吸压力,理论上只有纯水流动;随着排水工作持续进行,储层压力会持续下降,当储层压力降到临界解吸压力后,煤层气开始解吸,储层中有气体参与流动,自然形成气水两相流;随着储层压力的持续降低,解吸体积逐渐扩大,解吸气量逐渐增加,储层中的气水比例发生变化,由以水为主逐渐转化为以气为主,流体的流态及压力传播渐趋复杂;到了排采后期阶段,由于储层游离水基本被排完,储层将以产气为主,该阶段将持续相当长的时间。

在煤层气井排水采气的全过程中,随着系统压力的变化,自然产生多个压力节点和多个不同流体性质与不同流动状态的流动阶段;基于节点压力分析法研究的需要,我们将这一复杂的系统流动阶段划分为“九点八段”,也就是九个压力节点八段流动状态(图1);分析各节点、各流动段的流体流态变化及压力传播特性,对排采诊断、动态分析、调整排采制度、优化排采方案、提高排采效率具有重要的指导作用。

排采前动态状况:排采生产前阶段,压力节点包括P1、P3、P4、P9,此时套压P1=0,环空中充满液体,液柱压力(P3)=井底流压(P4),P9为改造后的储层压力;

单相水流阶段:排采初期阶段,压力节点包括P1、P3、P4、P8、P9,该阶段环空中的液柱高度缓慢下降,井底流压逐渐降低,压力降在储层中快速传播, 当储层内压差大于水的启动压力,储层中的水开始流向井筒,储层中仅存在单相水流及压力传导,该阶段影响裂缝导流能力的主控因素为排采强度,因此选择适当的排采强度是该阶段排采管控的关键;

临界解吸阶段:排采见气阶段,压力节点包括P1、P2、P3、P4、P临、P8、P9,随着排水持续进行,储层压力逐步降低,当储层中某一点的压力低于临界解吸压力,赋存于煤层中的吸附气开始缓慢解吸,解吸出的天然气以分散的气泡状态随地层水流向井筒,该阶段井口套压P1缓慢上升,井筒中有气柱产生,储层流体的流态主要为含气水流及纯水流;由于气体参与流动,流体的流动粘度急剧增加,压力传导速率减慢,流体携带煤粉能力增强,地层出煤粉及卡泵的风险急剧增加;

初始产气阶段:产气初期阶段,压力节点包括P1、P2、P3、P4、P6、P临、P8、P9,随着储层压力的进一步降低,煤层吸附气开始大量解吸,解吸气逐渐汇聚为连续气相参与流动;该阶段流体的气相饱和度增加,水相渗透率急剧降低,由于两相流阻力较大,压力传导缓慢;该阶段排采管控的关键是合理控制流压降幅,控制气体解吸速度及产出速度,减缓水相渗透率下降速率,尽可能提高压降范围,实现储层流体流态的平稳过渡,减小应力敏感伤害;

试采产气阶段:正常产气阶段,压力节点包括P1、P2、P3、P4、P5、P6、P临、P8、P9,经过较长时间的持续排采,储层中裂缝及裂隙的压力已经有较大幅度下降,煤层吸附气大量解吸,近井眼区域的流体逐渐变化为含水气流;由于气体的膨胀系数较大,对储层能量有一定的补充;煤层气大量解吸还会造成煤基质收缩,导致煤层渗透率有所增加;该阶段排采管控的关键是控制流压与套压降幅,控制气体解吸速度及产出速度,达到储层解吸气与地面产出气的相对平衡,减小应力敏感伤害与储层渗透率伤害,防止煤粉产出,实现长期稳产;

2.3 “九点八段”分析法的正确使用

步骤1:分析产层相关地质、工程参数,如构造位置、含水性、含气性、煤的力学性质、等温吸附特征、煤层及顶底板电性特征、改造效果、地应力、临储比等,从资源丰度、导流能力、储层能量等三方面评价各储层的产气特征;

步骤2:根据生产动态参数,如井底流压、套压、液柱高度、产水、产气的变化等,反演上述9个节点及8个阶段的压力传递情况及流体流态特征,分析煤储层导流能力的变化及阶段主控因素,诊断当前排采制度的合理性;

步骤3:缓慢调整排采制度,绘制流压变化与产水变化、套压变化、产气变化等关系曲线,获得生产历史数据,分析储层供液能力及气体解吸速率的变化,不断优化排采制度,持续扩大储层降压范围,为气井长期稳产奠定物质基础;

排采过程中的关键节点,如储层产水点、临界解吸点、放套压点、稳产气点、衰竭点、异常点等,均需要加密重复使用步骤2和步骤3,牢记以流动压力为排采控制核心,通过控制动液面高度及套压达到控制井底流压与储层压力间的压差,实现控制储层中气水产出速率及裂缝导流能力的变化,达到不断扩大压降传递范围的目的。

生产指示曲线的绘制

通过分析产层相关地质、工程参数,如煤层埋深、厚度、含气性、煤体结构、储层压力、地应力、

等温吸附/解吸特征、煤层及顶底板电性特征、压裂改造效果等,反演排采阶段各压力节点划分及各段流体流态变化和压力传导规律,分析影响储层导流能力的主控因素及潜在风险,绘制排采前生产指示曲线,为排采设计和制度优化提供指导。

3现场应用及效果分析

X1井位于贵州织纳煤田比德区块,区块内储层普遍弱含水,生产层为2#、3#、6#煤层,目前该井排采已进入稳产期。鉴于临界解吸阶段,流体由单相流向两相流过渡,流体的流态、压力传导及裂隙导流能力均发生较大变化,因此以该井临界解吸阶段的生产数据为支撑,运用“九点八段”法进行排采动态分析,认识该阶段排采制度的合理性,并运用该井后期的生产参数来检验该方法的有效性。

步骤1:产层地质工程参数分析,储层特征评价;

表1  X1井相关地质工程参数表

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X1井产层煤体结构较好,排采过程中抗变形能力强,排采初期应力敏感伤害小,因2#、3#煤层夹层为泥岩,泥岩水化膨胀伤害较大,该段储层渗透性伤害较大。6#煤层割理较发育,储层导流能力强,预测该层对产气量贡献较大。根据产层等温吸附特征(图2),预测该井3#、6#煤层临界解吸压力分别为1.5Mpa、3.9Mpa,储层达到临界解吸压力后气体解吸速率较快,短时间会到达产气高峰。综上所述,从资源量、导流能力及储层能量来看,6#煤的储层特征明显好于上段目的层。

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图2  X1井各产层等温吸附曲线

步骤2:根据生产动态参数反演井筒至储层各阶段压力传导情况及流态变化特征,分析储层导流能力变化的主控因素,调整排采工作制度;

 

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图3  X1井临界解吸阶段生产曲线

如图3所示,X1井临界解吸阶段,流压缓慢下降,套压急剧上升,产水量缓慢上升后急剧降低,根据“九点八段”法反演地层压力传导及流体流态变化(图4),当近井地带储层压力降低至临界解吸压力后,煤层气开始大量解吸(符合等温吸附特征),产气初期,井筒中由于气体的作用,动液面波动较大,产水略上升,随着气相饱和度的快速增加,流体粘度增大,水相渗透率急剧降低,产水量迅速下降。通过憋套压控制井底流压缓慢降低,使得压力降在横向缓慢平稳传导,一方面可缓慢降低压力传导速率,降低气体解吸速度,有助于地层远端的水持续流向井筒,不断扩大压降范围;另一方面可避免近井地带气体大量解吸产出,远井端的水和气体不能及时补给,导致近井地带煤基质所受有效应力急剧增加,渗透率快速降低。

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图4   X1井临界解吸阶段“九点八段”解剖图

 

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图5   X1井优化制度后动态参数变化曲线

步骤3:绘制流压降幅与产水增幅、套压涨幅的关系曲线,判断制度调整的有效性;

该井临界解吸阶段,近井地带气体快速大量解吸,流体粘度迅速增大,一方面流体携煤粉能力增强,易发生煤粉堵塞渗流通道,另一方面近井地带大量的自由气阻碍地层远端水的流动,同时气体的快速产出,使得近井地带煤储层所受有效应力急剧增加,应力敏感伤害严重;因此该阶段影响储层导流能力的主控因素为气体解吸速率过快,通过控制流压缓慢平稳下降,有效控制了套压增长速度及产水下降速度(图5),不断扩大压降传递范围,为后期长时间稳产提供了物质保障。

结论与认识

本文提出的“九点八段”排采动态分析方法,精细描述了煤层气井排采各阶段从井口至储层压力传导及流体流态的变化规律,根据地面实时生产数据,可有效诊断各生产参数变化的潜在原因及后续影响,通过不断优化排采制度,合理调整流动压力,能够有效指导现场排采工作,实现高效排采,达到长期稳产高产的目的,并能有效提高煤层气采收率;

X1井使用“九点八段”法进行动态分析,通过历史排采数据,实时剖析井筒、储层动态变化特征,分析储层导流能力变化的主控因素,通过对井底流压的合理管控,实现了高效排采,证明了该方法的有效性和实用性。

 

(作者单位:贵州省非常规天然气勘探开发利用工程技术研究中心)