QNDN1井煤層氣排采的流體效應(yīng)分析

摘 要

摘要：為了研究煤層氣排采時(shí)原位煤儲(chǔ)層流體的動(dòng)態(tài)效應(yīng)，基于煤儲(chǔ)層動(dòng)水孔隙度、含氣飽和度等儲(chǔ)層物性實(shí)測(cè)成果，結(jié)合中國(guó)第一口地面多分支煤層氣水平井——QNDN1井的排
摘要：為了研究煤層氣排采時(shí)原位煤儲(chǔ)層流體的動(dòng)態(tài)效應(yīng)，基于煤儲(chǔ)層動(dòng)水孔隙度、含氣飽和度等儲(chǔ)層物性實(shí)測(cè)成果，結(jié)合中國(guó)第一口地面多分支煤層氣水平井——QNDN1井的排采數(shù)據(jù)，通過(guò)氣、水產(chǎn)能及儲(chǔ)層壓力曲線的耦合分析，探討了煤層氣井排采時(shí)儲(chǔ)層壓力的傳播特征；估算了煤層氣單井排采范圍內(nèi)的重力水量，水溶氣、游離氣量；劃分了煤層氣井排采的游離氣運(yùn)移階段和煤層氣的解吸階段；指出煤層氣排采流體效應(yīng)的主要影響因素是儲(chǔ)層壓力和受煤孔徑結(jié)構(gòu)控制的煤層氣解吸特征。該研究成果對(duì)煤層氣井排采制度的確定具有指導(dǎo)意義。
關(guān)鍵詞：煤層氣；排采效應(yīng)；重力水；游離氣；采收率；QNDN1多分支水平井；解吸特征；儲(chǔ)層壓力
    通常將煤層氣井的氣產(chǎn)量劃分為衰減型、上升型、低產(chǎn)穩(wěn)定型、高產(chǎn)穩(wěn)定型4種曲線類型[1]，或?qū)⒚簩託饩譃锳類井(日平均產(chǎn)氣量大于1000m3)、B類井(日平均產(chǎn)氣量為700～1000m3)和C類井(日平均產(chǎn)氣量小于700m3)3種類型[2]。而對(duì)于氣產(chǎn)量、水產(chǎn)量、儲(chǔ)層壓力降的耦合分析及單井排采范圍內(nèi)重力水量、水溶氣、游離氣量的研究尚未見(jiàn)諸報(bào)道。
    QNDN1井是由亞美大寧能源有限公司組織、奧瑞安公司設(shè)計(jì)的中國(guó)第1口地面多分支煤層氣水平井，位于沁水煤田晉城礦區(qū)內(nèi)，由1個(gè)主井眼、12個(gè)分支組成，在煤層中進(jìn)尺7685m，入煤率達(dá)90%[3]。由于該井未進(jìn)行試井、壓裂等人工改造，煤層頂?shù)装逦幢粔毫哑茐?，煤層氣排采流體響應(yīng)來(lái)自于煤儲(chǔ)層本身。該井完井后一直連續(xù)排采，氣、水產(chǎn)能記錄較全，有利于研究排采的動(dòng)態(tài)流體效應(yīng)。
1 排采的流體效應(yīng)
1.1 地質(zhì)背景
    QNDN1井所在區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造簡(jiǎn)單，煤層呈向北傾的單斜，主要煤層為山西組的3#煤層，太原組的15#煤層。該井是在3#煤層中鉆進(jìn)的多分支水平井，結(jié)合鄰近直井及樣品室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試，確定3#煤層的物性參數(shù)為：埋深184m，厚度5.15m，儲(chǔ)層溫度為17℃，地下水礦化度約為800mg/L，朗格繆爾體積(VL)為45.0m3/t，朗格繆爾壓力(pL)為2.7MPa，平衡水含量為8.74%，含氣量為15.00m3/t，滲透率為18.5mD?？紫抖葹?.29%、動(dòng)水孔隙度為為0.9%(動(dòng)水孔隙度占總孔隙度的20.98%)。鏡質(zhì)組反射率為4.5%，煤類為無(wú)煙煤3#。
1.2 流體效應(yīng)
    煤層氣排采的流體源于3#煤層本身，既有煤層中的重力水，也有煤層中的水溶氣、游離氣和吸附氣。
QNDN1井自排采以來(lái)至2008年1月27日，累計(jì)產(chǎn)水1877.5m3，最大日產(chǎn)水量為22.3m3，平均日產(chǎn)水量為1.63m3。排采96d后產(chǎn)水量低于5m3/d，排采670d后產(chǎn)水量低于2m3/d，排采720d后產(chǎn)水量低于1m3/d(圖1)。
 
    QNDN1井自排采以來(lái)至2008年1月27日，累計(jì)產(chǎn)氣21.3×106m3，最大日產(chǎn)氣量為40830m3，平均日產(chǎn)氣量為18465m3。排采77d后產(chǎn)氣量突破5000m3/d，隨后一直徘徊在20000m3/d左右，排采926d后產(chǎn)氣量大于30000m3/d，排采1144d后產(chǎn)氣量又逐漸下降至20000m3/d左右，如圖2所示。
2 分析與討論
2.1 排采流體相態(tài)分析
2.1.1 排采水
   估算QNDN1井的排采面積S為0.5km2，則3#煤層重力水由式(1)計(jì)算為23175m3(煤層傾角低于15°，未計(jì)算斜面積)。
    W=Shφpcosα    (1)
式中：W為重力水量，m3；S為排采面積，km2；h為煤層厚度，m；φp為動(dòng)水孔隙度，%；α為煤層傾角，(°)。
2.1.2 排采氣
2.1.2.1 水溶氣
   水溶氣量由式(2)計(jì)算，甲烷溶解度據(jù)3#煤層特征與傅雪海相應(yīng)儲(chǔ)層水礦化度、溫度和壓力模擬成果估算為O.52m3甲烷/m3水[4～5]，則QNDN1井排采面積S在0.5km2內(nèi)，水溶氣量計(jì)算為12051m3。
    Gw=Wλ=Shφpcosαλ    (2)
式中：Gw為水溶氣量，m3；λ為甲烷溶解度，m3甲烷/m3水。
2.1.2.2 游離氣
水是不可壓縮流體，則游離氣量由式(3)、(4)進(jìn)行計(jì)算。
 
式中：Vg′為壓力pg(氣壓)、溫度T狀態(tài)下的游離氣量，m3；φp為埋深H下煤的孔隙度，%；Sg為游離氣飽和度，%；Vg為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)(p0=0.101325MPa、T0=0℃)下的游離氣量，m3；T為儲(chǔ)層溫度，℃。
    1) 埋深H下的孔隙度
    樣品實(shí)測(cè)視密度為1.56g/cm3，真密度為1.63g/cm3(比重瓶法)，計(jì)算無(wú)應(yīng)力狀態(tài)下的孔隙度為4.29%，埋深H下的孔隙度通過(guò)物理模擬得出(圖3)，即
    φH=4.29σv-0.15    (5)
式中：σv為體積應(yīng)力，MPa。
 

QNDN1井3#煤層埋深184m，由式(6)、(7)計(jì)算體積應(yīng)力(三向主應(yīng)力的平均值)為2.82MPa，由式(5)得φH=3.67%。
 
式中：σg為垂向應(yīng)力，MPa；r為地層平均密度，g/cm3，取值2.3g/cm3；H為煤層埋深，m；σhg為垂直應(yīng)力在水平方向產(chǎn)生的分應(yīng)力，MPa；λ為側(cè)壓系數(shù)；α為畢奧特系數(shù)；p為孔隙壓力，MPa；v為泊松比，取值0.3。
    2) 游離氣飽和度
儲(chǔ)層氣壓為0.5MPa(大寧礦同埋深實(shí)測(cè)瓦斯壓力)，則單體體積(1m3)煤的飽和游離氣量由式(3)、(4)計(jì)算為1.30m3/m3煤，即為0.84m3/t；由朗格繆爾公式(8)計(jì)算單位體積煤的飽和吸附氣量為17.00m3/t。
 
式中：Va為飽和吸附氣量，m3/t；p為儲(chǔ)層壓力，MPa。
    實(shí)測(cè)3#煤層氣含量(包括游離氣與吸附氣)為15.00m3/t，儲(chǔ)層狀態(tài)下游離氣與吸附氣處于動(dòng)平衡，則儲(chǔ)層含氣飽和度為84.1%。QNDN1井排采面積S在0.5km2內(nèi)，游離氣量計(jì)算為2.82391×106m3，吸附氣為36.8×106m3。
2.2 采收率分析
基于實(shí)測(cè)含氣量和朗格繆爾參數(shù)，由式(9)計(jì)算出煤層氣臨界解吸壓力為1.35MPa。
 
式中：pcd為臨界解吸壓力，MPa；V實(shí)為實(shí)測(cè)含氣量，m3/t。
   枯竭壓力(pad)為0.7MPa、0.5MPa、0.3MPa下，由式(10)計(jì)算出的理論采收率分別為38.2%、53.1%、70.0%。
 
    至2008年1月27日，實(shí)際采收率為53.8%，此時(shí)井底壓力約為0.5MPa，與計(jì)算的理論采收率相當(dāng)。現(xiàn)今該井已采氣枯竭，估計(jì)采收率達(dá)到70%，也就是說(shuō)水平井的枯竭壓力約為0.3MPa。
2.3 排采階段劃分
    QNDN1井排采過(guò)程中(包括停排階段)最大的井底壓力為1.64MPa(圖4，筆者認(rèn)為其為實(shí)際的儲(chǔ)層壓力)，排采第二天就開(kāi)始連續(xù)產(chǎn)氣，產(chǎn)氣壓力為1.40MPa，排采至第77d，井底壓力開(kāi)始低于0.95MPa(后期因故未排水的情況除外)，正是從這天開(kāi)始產(chǎn)氣量突破了5000m3/d。此時(shí)，煤層氣井累計(jì)產(chǎn)水558.72m3，累計(jì)產(chǎn)氣69857.2m3，排采水量占排采面積內(nèi)總重力水量的2.41%，則排采水面積內(nèi)的水溶氣量為290.4m3，游離氣量為68056.2m3，水溶氣量加游離氣量與此時(shí)累計(jì)產(chǎn)氣量正好相當(dāng)。因此，認(rèn)為此時(shí)煤儲(chǔ)層處于臨界解吸階段，0.95MPa就是實(shí)際的臨界解吸壓力(計(jì)算的臨界解吸壓力為1.35MPa，煤層氣解吸產(chǎn)出后，要克服井筒摩阻、水的摩阻等阻力，一般導(dǎo)致實(shí)際臨界解吸壓力小于計(jì)算的臨界解吸壓力)。據(jù)此，筆者把煤層氣井排采分為排水階段(第1天)；水溶氣量與游離氣量排采階段(第2～77天)；解吸氣排采階段(第78天開(kāi)始)。
 
2.4 排采流體效應(yīng)的影響因素
    QNDN1井排采呈現(xiàn)的流體效應(yīng)主控因素是儲(chǔ)層壓力，耦合分析圖1、圖2、圖4可以發(fā)現(xiàn)，在排采140d、270d、525d、585d、820d前后，煤層氣井因故未排水，儲(chǔ)層壓力升高，氣產(chǎn)量明顯下降。儲(chǔ)層流體連續(xù)、穩(wěn)定供給依靠?jī)?chǔ)層壓力的傳播，而后者又受控于煤儲(chǔ)層滲透率，本井范圍內(nèi)滲透率達(dá)18.5mD。因此，QNDN1井排采呈現(xiàn)出高氣產(chǎn)能的流體效應(yīng)。
在煤層氣排采過(guò)程中，當(dāng)儲(chǔ)層壓力、水產(chǎn)量處于連續(xù)穩(wěn)定下降階段時(shí)，氣產(chǎn)量仍然呈現(xiàn)出較大的波動(dòng)，其影響因素是煤層氣的解吸特征，最終受控于煤的孔徑結(jié)構(gòu)。煤中顯微裂隙(壓汞孔徑D＞10000nm)和各孔徑(大孔：1000nm＜D＜10000nm；中孔：100nm＜D＜1000nm；過(guò)渡孔：10nm＜D＜100nm；微孔D＜10nm)的比容積、比表面積的分布是不連續(xù)的(圖5、6)，比容積主要分布在顯微裂隙、過(guò)渡孔和微孔中，比表面積則以微孔和過(guò)渡孔占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)(表1、2)。在煤層氣的解吸過(guò)程中，當(dāng)解吸到某一孔徑段時(shí)，因孔容、孔表面積的變化導(dǎo)致產(chǎn)氣速率變化，氣產(chǎn)量也呈現(xiàn)波動(dòng)(盡管氣產(chǎn)量是一個(gè)綜合效應(yīng)，當(dāng)解吸到某一優(yōu)勢(shì)孔徑時(shí)氣產(chǎn)量仍然會(huì)呈現(xiàn)出強(qiáng)勢(shì))。
 
3 結(jié)論
    QNDN1多分支水平井連續(xù)4年多的排采實(shí)踐表明：該井煤儲(chǔ)層含氣飽和度高，滲透率高，動(dòng)水飽和度低，煤層氣產(chǎn)量高，且持續(xù)、穩(wěn)定；排采流體來(lái)源于煤儲(chǔ)層本身，前兩個(gè)半月為重力水、水溶氣、游離氣排采階段，兩個(gè)半月后進(jìn)入大規(guī)模吸附氣解吸階段；煤層氣、水產(chǎn)能受控于儲(chǔ)層壓力降，煤層氣產(chǎn)能波動(dòng)受控于不同煤孔徑段內(nèi)的煤層氣解吸；水平井的排采率約為70%，枯竭壓力約為0.3MPa。
參考文獻(xiàn)
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 (本文作者：傅雪海1，2 秦勇1，2 韋重韜1，2 汪吉林1，2 周榮福1，2 1.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)資源與地球科學(xué)學(xué)院；2.煤層氣資源與成藏過(guò)程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室)