层间差异下多层合采煤层气井开发动态研究

层间差异下多层合采煤层气井开发动态研究

近年来，随着我国油气资源日益普遍，如何有效提高油气单井生产能力已成为制定油气发展的中心主题。陕西韩城地区煤层气开发过程中,大多数煤层气井都采用单井多层合采的方式来提高产能,大多数井产能提高明显。但由于本区3号、5号、11号主力煤层层间存在差异,生产过程中不可避免地产生层间干扰,使煤层气井动态特征复杂化,影响开发效果。因此,本文从韩城地区3号、5号、11号煤储层特征出发,通过分析韩城地区煤层气多层合采井的排采实例,对煤层气多层合采井的开发效果进行评价。1城地区主要煤层类型韩城煤层气勘探区位于陕西渭北石炭-二叠纪煤田东部边缘。韩城地区主要可采煤层为山西组2号、3号煤层和太原组4号、5号、11号煤层。韩城地区山西组3号煤层和太原组5号、11号煤层较厚,平面分布较稳定,是勘探区的主力煤层。3号、5号、11号煤层主要储层参数如表1所示。基于对以下储层参数的分析以及多层合采的主控因素(渗透率、压力梯度、供液能力等)分析,可知3号、5号煤层性质相近,在煤层气勘探开发过程中经常作为一层看待,所以3号、5号合采井较为广泛;11号层较深,厚度较大,但是整体渗透率偏低,合采效果不稳定。2韩城市储水储水的多层开采2.1煤气排采情况目前,韩城地区煤层气勘探开发主要采用多层合采的方式进行,以提高单井产能,同时降低勘探开发成本。本区煤层气勘探开发以3号、5号、11号煤层为主,在开发过程中,伴随有层位调整和挤水解堵措施。笔者通过总结韩城区块WL1、WL2、韩3井组共38口井的资料,对该区的煤层气排采情况进行系统分析。从目前收集的资料来看,WL1井组(共10口井)于2009年前投入排采,排采时间均已超过4a,目前产气井8口,平均产气量为1839.8m3/d。这些井中,目前有5口井为3+5+11号煤层合采,3口井为3+5号煤层合采,1口井为3+11号煤层合采,1口井为11号煤层单采。WL2井组(共12口井)投入排采期较晚,目前产气井10口,平均产气量982.6m3/d。这些井中,有3口井为3+5+11号煤层合采,4口井为3+5号煤层合采,4口井为3+11号煤层合采,1口井为11号煤层单采。2.2a井产气现状煤层层间距较近(20m左右),压力系统及储层特征相近,常可作为同一层对待,故3+5号煤层合采效果普遍较好。WL1井组A井排采曲线(图1)所示,该井为3+5号煤层合采。3号和5号煤层顶板深度分别为342.59m和371.2m,射开煤层总厚度为5.41m。该井排水阶段纯产水阶段只有3d,随后迎来产气高峰,接着产气量趋于平稳,平均气产量为2000~3000m3/d,且基本未产水(产水量约1m3/d);动液面平稳在3号煤层顶板之上,产量稳中有升,无煤粉产出。从实际生产情况来看,A井产气情况较好,产气量基本维持在2000m3/d上下,产水量为1.0~3.0m3/d,煤层含水率低。该井生产效果好,主要原因是:合采产层厚度大,产能高;压裂改造效果好,有利于煤层气渗流产出;合采层性质相近,层间距小,井底流压差距小。2.2.2动水面动如何稳定性WL2井组B井为3号与11号煤层合采。3号煤层顶板深度369.5m,厚度1.5m;11号煤层顶板深度444.5m,厚度4.5m。从B井排采曲线看(图2),此井排水阶段纯产水阶段有7d,平均产水量较高,为4~5m3/d,动液面长时间稳定在3号煤层顶板,产水量降低,产气量升高至6000m3/d,但也很快呈现降低—平稳—再降低的趋势,产水和产气整体处于下降趋势。这可能是由于该井动液面位置为3号煤之上,11号煤层和3号煤层相距较远,11号煤层产能相对受到抑制,故产气量不能稳定;但目前日产气仍能保持在2000m3/d以上,基本不产水,生产效果可观。2.2.3动水面排采情况WL1井组C井是3+5+11号3层合采井,没有层系调整,2007年开井初期就是3+5+11号煤层合采,采用多段射孔。3号﹑5号和11号煤层顶板深度分别为310.85m﹑338.75m和360.1m,射开煤层总厚度为15.15m。C井排采曲线如图3所示,随着产气井动液面的逐渐降低,产量逐年升高,产水量在10m3/d以下,不稳定。目前,动液面后期下降到5号煤层上部,产气量稳定在2500m3/d左右,产水量稳定在5m3/d左右;产气有明显上升,无煤粉产出,生产效果较好。通过对3种合采情况的分析,可以看出大部分多层合采井开发效果较好,3号、5号煤薄层较多,因其单层厚度薄,分层采产量可能很低,且由于其距离相近,可以合采。但是,对于3号、5号与11号煤层合采是否高效,要进行敏感性分析。如果将动液面降到11号煤层顶部,3号、5号煤层生产压差较大,只要不产生明显的如压力敏感、产煤粉、压裂性能劣化等,将会进一步解放11号煤层的产能,这样多层合采是合理的否则,将会产生干扰现象。以下是韩城煤层气藏开发过程中,由于层间差异性产生的典型层间干扰情况。2.3水体倒灌影响产能煤层气开发相态呈现典型的三阶段特征:单相水—气水两相—单相气。合采早期,煤层压力未降到临界解吸压力以下,储层中的流体为单相水,由于液相不可压缩,难以发生倒灌(水从井筒流到储层);合采中晚期,煤层气井底压力均低于地层压力,产水量较低,也不易发生反灌;层系调整或挤水解堵井,补开或重新压开的层周边有水源,这层打开后,由于其它层压力较低,地层水通过井筒反灌到其它层中,影响该层产能。补开新层对产能的影响期长短取决于该层水量的大小和排水期长短。因而从长远看,水体倒灌对煤层气的影响多发生于新层射开前期,后期无影响。图4为WL2井组D井的排采曲线。该井3号和11号煤层顶板深度分别为438m和514m,含砂岩层3m,射开煤层总厚度9m。如图所示,该井前期产气量较高,在2011-03-31,产气量达2000m3/d;随后,该井采取了挤水解堵措施,重新压开了3号煤层,可能因水层被压开,产水量飙升到30m3/d,但基本不产气。WL2井组E井情况与D井相似,3+5+11号煤层合采,3号、5号和11号煤层顶板深度分别为434m、475m和524m,射开煤层总厚度14m。2011年4月6日,E井挤水解堵,重新压开11号煤层;排采曲线显示,压开11号煤层前,产气量稳定在2000m3/d,产水量为5~10m3/d;压开11号煤层后,由于该煤层厚度较大,可能压开了水层,使产水量飙升到20m3/d,产气量降低到200m3/d。2.4动牛肉面风速下煤粉产出部分合采井产气效果不好的原因是储层产煤粉,控制煤粉产出是煤层气开采的共性问题。煤粉问题在单采与合采煤层气井中都有发生,且在各层渗透率差异大、层间胶结强度差异大时,多层合采会加剧煤粉产出。另一方面,煤粉产出与降液速率密切相关,排液工作制度过强,动液面下降速率过快,煤粉产出几率会大幅增加。图5为WL1井组E井的生产动态曲线。前期为3+5+11号煤层3层合采;2011年4月30日,封堵了5号煤层,重新压开11号煤层,变为3+11号煤层两层合采,此时,射开煤层总厚6m。3号与11号煤层合采后,随着动液面的下降,产气量明显上升;并从2010年9月就开始出煤粉。3无层间窜流国内外许多学者对多层合采气井、油井产能进行了研究。Lefkovits(1961)最早用解析方法研究了任意层数无层间窜流的合采系统的压力解。通常情况下,用图6所示的3层合采模型讨论煤层气藏多层合采问题。假设在3层煤层气藏中心有1口井,该井钻穿3个煤储层,各层间由厚度不等的不渗透层隔开。各储层原始压力可以不同,设渗流为径向流。煤层气的排采阶段可划分为单相水阶段、气水两相阶段和单相气阶段。不同阶段的产能表达形式各不相同。3.1储层产水量及产水状态对未饱和煤层气藏,在排水阶段早期,地层压力还没下降到临界解吸压力之下,煤层中只是单相水流,通过理论分析,可以得到各分层水产量为:同理,n层合采的水产量方程为:其中qw为各层的产水量,m3/d;Ki为各层的渗透率,10-3μm2;hi为各层的厚度,m;pr为各层的原始储层压力,MPa;pw为各层的井底流压,MPa;Bw为地层水体积系数,μw为地层水的粘度,mPa·s;re、rw分别为边界半径和井筒半径,m;S为表皮系数。利用分层水产量表达式,可以容易判断储层产水状态:a.当井底流压力大于储层压力时,储层发生水倒灌;b.当井底流压力大于储层压力时,储层产水;c.当井底流压力大于储层压力时,储层既不产水,又不倒灌。实际生产中,两种情况会出现水倒灌:一是原始储层压力较小的分层;二是压裂过程。3.2产能方程的简介煤层气藏开发中后期,随着气体的解吸产出,地层中发生气水两相流,根据气水两相流质量方程以及拟压力表达式,对i/j两层合采的情况,两相流阶段产能方程表示为:由此得到n层合采的一般产能方程为:其中qgsc为标准状况下的产气量,m3/d;pe为边界压力,MPa;ψ()为拟压力,MPa。从产能方程看,多层合采与单层具有相似的产能形式,相渗曲线对产能会产生一定的影响,这一影响体现在拟压力表达式中。煤层气控制压差生产,一方面取决于储层原始压力,一方面又取决于井筒液面控制高度。考虑到控制煤粉产出等因素,一般要将液面控制在产层之上。4煤层和多层开采的适用性4.1均一贯合采,确保稳定的排水系统煤层气藏具有孔隙度低、渗透率低、丰度低等特征,一般埋深较浅,纵向上分布多个储层,且各层厚度较薄,若单层开采,很难达到较高的产能。将垂向上分布不均、性质相异的各层进行合采,能够均匀稳定排水降压,使整个区域内的煤层气均匀解吸,有利于延长气井的稳产期,从而提高单井产能,改善整个煤层气田的开发效益。从理论上和多口韩城煤层气井实例分析,煤层气井多层合采是具有实际意义的。但是需注意合采的顺序与合采时机,煤层气藏开发初期就进行多层合采,比后期补开某一层位效果要好。4.2多层合采法工艺煤层气藏不仅各向异性较强,合采各层在地层压力和物性等方面也存在较大差异,生产过程中不可避免地会出现层间干扰,导致多层合采的煤层气井生产动态特征较为复杂。煤层气藏多层合采与常规油气藏不同:一是由于煤层气特有的吸附解吸特征和排水降压采气模式;二是煤体脆性大,易产出煤粉;三是煤层埋深较浅,裂隙闭合压力较低,很小的压力变化会引起煤体结构和渗透率的较大变化。通过前述韩城地区煤层气井多层合采的实例,根据该区3号、5号和11号煤层的特点,分析其多层合采的压力变化情况及产能特征,可总结出目前韩城地区多层合采井出现的两大合采伤害问题。4.2.1层系调整与倒灌由于煤层气藏处于水环境中,且水微可压缩,所以倒灌量不多,这些特点明显不同于常规气藏。如图7所示,煤层气由于埋深较浅,地层压力较低,层间压差较小,在排水采气早期,不需要考虑层间水倒灌的问题,且储层内主要为液相不可压缩,也灌不进去。在中晚期稳定产气阶段,若煤层气井在开发过程中不存在层系调整,气井底压力均低于各层地层的压力,不存在倒灌。然而,韩城地区煤层气多层合采井实例表明,大部分多层合采井在开发几年后,都会伴随有适当的层系调整或挤水解堵措施。因此,在补开新层位之后,由于新层位的压力偏高和边底水能量较大,合采后较长一段时期内,往往会出现高压层水体通过井筒向低压层倒灌的现象(图7b),从而影响其它较老层位的产能。倒灌现象随层间压力平衡而消失,其只存在一段时间,对气井长期开发效果并无明显影响。多层合采效果好的井共有10口,无层系调整,即从开井之日起就开始多层合采的井8口,占效果好的井的绝大部分;2口井属层系调整后产能较好的井。2.2.13号和5号选井的生产能力理想煤层气藏指不出砂、无应力敏感的气藏。4.2.2井底压力不稳定因素煤粉迁移直接堵塞煤层天然裂缝系统或充填孔隙,煤粉的产出对渗透率的伤害是不可逆的,从而干扰煤层气的正常生产;且煤粉卡泵现象极易发生,严重影响泵效和正常生产作业。韩城区块部分合采井产气效果不好是因为储层产煤粉,从而导致频繁地修井作业,井底压力的剧烈波动引起水、煤粉流态的连续性,进而影响产气潜力。较低的排采速度可以降低煤粉对煤层渗透率