高煤阶煤层气井田早期产能影响因素分析

高煤阶煤层气井田早期产能影响因素分析

沁南盆地是中国第一个实现商业发展的大型煤矿气田。该盆地煤层气的成功开发,打破了国外低估高煤阶煤层气勘探开发前景的片面认识,成为目前世界上惟一进行商业化开发的高煤阶煤层气田。然而,由于我国煤层气产业刚刚起步,再加上国外煤层气开发侧重于中低煤阶,无高阶煤层气田开发先例,国内学者已对高煤阶煤层气田产能影响因素开展研究,但尚未定量化确定其主控因素。本文在分析2006年大规模排采至今的生产数据的基础上,从气井的排采时间和空间分布角度出发,分析其生产特征,并探讨埋深、煤厚、含气量、孔隙度和渗透率、压裂效果等5方面因素与产能特征的潜在关系,进而采用灰色关联分析技术定量确定影响高煤阶煤层气田生产的主控因素。1煤层气井生产特征的分析对于开发初期的沁南煤层气田,各煤层气井投产时间先后不同,所经历的排采时间也各不相同,其显现的产能差异较大。因而,在相同的排采时间内分析煤层气井生产特征是实现准确对比和区分这种生产特征的前提。为此,笔者采用2.5a作为煤层气井产能大小和变化趋势在时间轴上变化的对比基准。这主要是由于:(1)统计分析的大部分煤层气井排采均超过2.5a;(2)2.5a的时间内煤层气井基本上都经历较长的产气期,且产气较为稳定,有利对气井生产特征进行对比和分析。1.1产气分布规律从煤层气开发井排采曲线看,樊庄区块煤层气井产气大小差异较大,部分井在产气早期出现明显的产气峰值(图1(a))。经过2.5a的排采,大约有一半的气井产气量能稳定在50000m3/月以上,另一半气井的产气量不足50000m3/月。那些产气效果较好的气井早期产气波动大,在排采5个月左右存在明显的产气高峰,而后产气呈下降趋势,偶尔伴有微弱的回升趋势。总体来说,产气高峰过后,气井产气波动小且能稳定持续高产。从平面上的产气分布看,研究区内出现很好的产气分布规律(图2(a))。产气量大于2000m3/d的煤层气井主要集中在胡底附近,中低产气井分布在研究区东部、南部及西部。而北部地区的大部分气井产能较低,但也出现产气较高的气井。1.2不同地区和地区气井的产水分布规律从气井的产水曲线(图1(b))看,除了井A外,樊庄区块煤层气井产水普遍偏低。大部分气井的产水量低于300m3/月,甚至部分气井产水量接近于0。排采25个月之后,大部分气井产水量低于150m3/月。但井A排采12个月后,其产水量超过600m3/月。若该井中途不关井中断生产,其产水很可能将继续上升。从平面上的产水分布看,研究区内呈现很好的产水分布规律。区内南部和西部产水较高,而北部和东部产水明显较低(图2)。此外,中部和西部地区靠近断层的气井产水量差异较大且明显比远离断层的气井的产水量大;胡底以南地区各井的产水量差异小且明显高于其它地区。2大关键控制因素煤层气产能大小受控于煤层侧向和纵向展布特征、煤阶、含气量、渗透率、地下水、以及沉积和构造背景等六大关键控制因素的综合影响。本文主要从已获取可靠数据的煤层埋深、煤层厚度、含气性、孔隙度和渗透率、压裂效果等5个方面出发,建立相关散点图,并分析其与气井产能的关系。2.1煤层埋深与产气关系沁南地区煤层气生产的主力目的煤层是区内广泛发育分布的二叠系山西组3号煤层。图3(a)是根据实际钻井取得的煤层埋深数据绘制而成的煤层埋深与产气的关系图。图中显示樊庄区内产气较高的井集中在500~750m。6口目的煤层埋深低于500m的气井产气均未超过1000m3/d,显示出极差的产气能力。总体来看,产气量随埋深增加而逐渐增大。2.2煤层厚度对气井产能增长的影响区内3号煤层分布稳定,厚度3~7m(集中在5~7m),总体具有东北厚西南薄的趋势。区内明显地显示出随着煤层厚度的增加,气井的产能有下降的趋势(图3(b)),这与一般的认识恰好相反。分析认为造成这一现象的原因可能有两方面:一是投产厚度大以及煤层夹矸造成的垂向渗透率非均质性强,不利于气井早期泄流半径的快速扩大,产能增长缓慢;另一方面是射孔范围有可能不再仅仅限于煤层范围,即造成部分围岩射开,不利于气井排水降压,产能难以增长。2.3煤储层含气量分布在沁水盆地南部,潘庄-樊庄区块的煤层含气量最高,晋城矿区一般为8~29m3/t,最高达38m3/t,樊庄区为8~32m3/t。由于统计的煤层气井空间分布集中,大部分煤储层含气量分布在22~25m3/t,主要集中在24~25m3/t。图3(c)显示投产煤层实测含气量在24~25m3/t的气井产气能力明显好于含气量在22~23m3/t的开发层。从Langmuir等温曲线形态可知,含气量的略微下降无疑将延长排水期,势必影响气井早期产能大小。2.4中方区域及内渗效果通过实验测试,樊庄区内3号煤层的有效孔隙度一般为1.4%~6.1%,主要集中在4.0%~4.5%,属于典型的低孔隙煤层(图4(d))。分析其与气井产能的关系发现:气井产气较高的煤层气井,煤层孔隙度集中分布在4.0%~5.0%。孔隙度大于5.0%的气井,产气量均低于2000m3/d。这与孔隙度大,煤层含水多,排水时间较长,有效解吸区有限有关,不利于气井早期形成较高的产气量。由于诸多因素的综合影响,沁南盆地主力煤储层的渗透率明显低于圣胡安、黑勇士盆地(3×10-15~25×10-15m2)。从目前注入/压降试井测试的数据看,沁南主力煤储层的试井渗透率变化范围为0.02×10-15~3.61×10-15m2,大多在10-15m2左右,其中3号煤层为0.02×10-15~3.61×10-15m2,平均为1.43×10-15m。尽管主力煤层试井渗透率变化极大,但区域分布规律较为明显,显现出南高北低以及翼部高轴部低的总体展布态势。樊庄区内3号煤层试井渗透率在0.02×10-15~2.00×10-15m2,主要集中在0.4×10-15~1.0×10-15m2。图4显示气井早期产能在渗透率平面图上分散分布。这与大部分煤层气井产气时间不够长有关,尚未充分体现出渗透率与气井产能的关系。因此,这点需要进一步跟踪研究。2.5压裂过程加砂总量对煤层气井产能的影响沁南地区煤层是典型的低孔低渗储集层,煤层气直井投产前必须实行储层改造技术才能获得工业性煤层气流。目前,沁南地区投产的煤层气直井除了少数井进行氮气泡沫压裂试验外,基本上都采取水力压裂。在尚无压裂缝大小和三维形态监测数据的前提下,笔者采用压裂液量和砂量来分析其对煤层气井产能的影响。这是由于压裂液量和砂量在很大程度上取决于压裂规模的大小。通过提高排量增加压裂液的注入量是煤层压裂的重要方面。它有利于形成较宽的裂缝,降低或弥补压裂液在煤层中的滤失量。区内气井产气量随着压裂液注入量的增大而逐渐增加。平均产气量超过3000m3/d的煤层气井,其压裂液注入量均大于350m3;而压裂液注入量小于350m3的煤层气井产气均不足2500m3/d(图3(e))。压裂过程中加砂总量与气井产能的关系。随着加砂量的增加,气井的平均产气量逐渐增大。产气能力较大的煤层气井(平均产气量大于3000m3/d),其压裂总加砂量集中在38m3以上。而加砂量低于35m3的煤层气井,其产气总体较低(图3(f))。3影响煤层气井产能因素关联度的分析方法灰色关联分析是基于系统内各因素之间发展态势的相似程度,以定量分析和确定系统中各因素之间关联性的一种分析方法。灰色关联分析的目的在于定量地表征系统内各因素之间的关联程度,寻找影响系统发展态势的主要因素,从而掌握事物的主要特征。如果2个因素的变化态势基本一致或相似,则可以认为两者关联程度较大(关联度大);反之则较小。上述分析了煤层埋深、煤层厚度、含气性、孔隙度、液量和砂量与煤层气井产能之间的关系,但无法确定各个因素对煤层气井产能的影响程度。为了分析影响樊庄区内煤层气井产能的主控因素,在上述各个影响气井产能因素分析数据的基础上,本文引入灰色关联分析方法,定量地确定各影响因素与产能之间的关联度,以客观地评价各因素对气井产能的影响程度。灰色关联分析是灰色系统理论的重要组成部分,其基本思想是根据序列曲线几何形状的相似程度判断其联系是否紧密:曲线越接近,相应序列之间的关联度就越大,反之就越小。主要分为两个计算过程:(1)关联系数的计算。若数据变化的母数列为{x0(n)},子数列为{xi(n)},则母数列即为各个气井的平均产气量,子数列为在相对应井点处所提取的各种影响参数,如煤层埋深、煤层厚度、含气性、孔隙度、液量和砂量。则在时刻n=k时,{x0(k)}与{xi(k)}的关联系数ε0i(k)用下式计算,即式中,Δmax,Δmin分别为序列绝对差中的最大值与最小值,因为进行比较的序列在经数据变换后互相相交,所以一般取Δmin=0;ρ为分辨系数;Δ0i(k)为k时刻两个序列的绝对值差,即(2)关联度计算。两序列的关联度可用两比较序列各个时刻的关联系数的平均值(反映过程的关联程度)表示,即式中,r0i为子序列i与母序列0的关联度;N为序列的长度,即数据个数。从灰色关联分析的计算结果(表1)看,影响气井产能的因素从大到小依次为:压裂液量>含气量>有效孔隙度>厚度>砂量>埋深。这意味着在这6个因素中压裂液量对煤层气井产能的影响最大,其次为含气量和有效孔隙度。4重要的工厂因素分析4.1气井排采时期地层模型水力压裂是目前沁南煤层气田实现有效开发的主要改造措施,也是影响煤层气井早期产能的决定性因素。从图1(b)、图3(e),(f)看,压裂效果较好的煤层气井早期产能非常高,能形成250000m3/月以上的产气高峰。鉴于那些中高产气井所处的构造简单、远离断层(500m以上)且无外来水体的干扰,因此可通过储层内地下水的简单物质平衡方程计算气井排采25个月后的泄流范围。根据各口井的前25个月的累计产水量、煤层厚度、孔隙度以及束缚水饱和度计算,结果表明这些中高产气井泄流半径达到35~100m。这与大部分气井的压裂半长(60~90m)相当,且未达到井间干扰程度(井距300m左右)。这表明排采前25个月内,压裂缝影响范围区是煤层气井的主体供气源,其规模越大,气井形成的产气量也越大;而排采25个月之后,气井的泄流半径基本上已进入未受压裂影响的原状煤层。此时原始储层下吸附态的煤层气成为气井的主体供气源。而原始储层条件下吸附态的煤层气发生解吸、扩散和渗流首先受控于原始储层低渗透率作用下的降压速度。因此在开发低渗煤层气藏时,水力压裂对气井早期产能的影响最大,但对气井中后期产能改善有限。式中,Qw为前25个月的累计产水量,m3;r为等效圆柱模型下的泄流半径,m;h为煤层厚度,m;φ为孔隙度;Swo为束缚水饱和度,其中束缚水饱和度取值范围47.6%~74.1%。4.2高煤阶煤层渗透特点高煤阶煤层气井整体产能的大小主要受控于煤层的含气量(含气饱和度)和煤储层渗透率(有效孔隙度)。煤储层含气量是煤层气井产能的物质基础。含气量高,气井产气量大,否则,气井产气量较低。等温吸附实验数据表明区内高煤阶煤层吸附甲烷的能力很强,兰氏体积最大达到40m3/d。含气量稍微下降将大幅降低气藏临界解吸压力,进而大大延长了气井的无气排水期,影响煤层气井早期产能。原始渗透率决定煤层水以及煤层气的在原状储层中的流动能力,影响压力扩散速度和井控面积。沁水盆地高煤阶煤层渗透率取决于煤层裂隙特别是煤层割理的发育情况。研究发现,煤级控制了煤层割理的发育,当煤级大于1.3%以后,割理发育密度降低,煤层渗透率也自然降低。另外,后期热液流体的充填作用对高煤级煤储层渗透率产生严重的负面作用。煤储层原始渗透率过低是制约区内高煤阶煤层气田高效开发的关键瓶颈。5煤储层原始渗透率较低通过