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
胡秋嘉1, 贾慧敏1, 祁空军1, 樊彬1, 于家盛1, 刘春春1, 谢琳璘2, 张庆1, 何军1
1. 中国石油华北油田公司山西煤层气勘探开发分公司
2. 中国石油华北油田公司第三采油厂

作者简介:胡秋嘉,1982年生,高级工程师;长期从事煤层气勘探开发研究与管理工作。地址:(047000)山西省晋城市文博南路969号。ORCID: 0000-0002-1470-0775。E-mail: mcq_hqj@petrochina.com.cn

通信作者:贾慧敏,1989年生,工程师,硕士;主要从事煤层气勘探开发及排采管理方面的研究工作。地址:(047000)山西省晋城市文博南路969号。电话:18535547208。ORCID: 0000-0002-7355-9396。E-mail: jiahuimin1108@sina.com

摘要

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:①煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;②研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;③通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。

关键词: 高煤阶; 煤层气井; 产水规律; 单相流; 井底流压; 精细控制方法; 产量提高; 沁水盆地; 樊庄—郑庄区块
A fine control method of flowing pressure in single-phase flow section of high-rank CBM gas development wells: A case study from the Fanzhuang-Zhengzhuang Block in the Qinshui Basin
Hu Qiujia1, Jia Huimin1, Qi Kongjun1, Fan Bin1, Yu Jiasheng1, Liu Chunchun1, Xie Linlin2, Zhang Qing1, He Jun1
1. CBM Exploration and Development Branch, PetroChina Huabei Oilfield Company, Jincheng, Shanxi 047000, China
2.No.3 Oil Production Plant, PetroChina Huabei Oilfield Company, Hejian, Hebei 062400, China
Abstract

The existing CBM well production control technologies don't take into consideration the effect of the variation of water supply amount of coal seams, so the frequency regulation of pumping unit is less effective and so often to result in the fluctuation of flowing pressure, and consequently reservoirs are damaged. In this paper, No.3 coal seam of Shanxi Fm, Lower Permian in the Fanzhuang-Zhengzhuang Block of the Qinshui Basin, was taken as the study object. After the water production laws of coal seams when a CBM well is in the stage of single-phase flow and the drainage laws of pumping unit system in a CBM well were investigated, a fine control method was determined for bottom hole flowing pressure by theoretically deriving the bottom hole flowing pressure control method based on water production laws of coal seams. Then it was tested on site. And the following research results were obtained. First, when a CBM well is in the stage of single-phase flow, daily water production increases linearly with the decrease of the bottom hole flowing pressure, and the slope is different due to the differences of reservoir physical properties. Second, it is the linear relationship between the theoretical displacement and the actual value of the pumping unit system in the new production wells, and the displacement coefficient is about 0.888. The daily water production of a CBM well in the stage of single-phase flow is proportional to the frequency of pumping unit. Third, the slope and intercept of the frequency-cumulative production time trend line of pumping unit under the reasonable daily pressure decline amplitude are determined by conducting field tests. During the production of gas wells, the actual daily pressure decline amplitude can be guaranteed to be equal to the reasonable value so long as the frequency of pumping unit strictly increases linearly with the increase of cumulative production time according to the reasonable slope. In conclusion, the bottom hole flowing pressure of the CBM wells in the stage of single-phase flow can be controlled precisely by virtue of this method, which plays an active role in promoting the high yield of CBM wells.

Keyword: High-rank coal; CBM wells; Water production law; Single-phase flow; Bottom hole flowing pressure; Fine control method; Production increase; Qinshui Basin; Fanzhuang-Zhengzhuang Block
0 引言

煤层气井排采以井底流压为核心[1], 如果井底流压日降压幅度过大, 则会造成储层应力激动, 煤储层的强应力敏感性会导致储层渗透率降低[2, 3], 不利于压降漏斗进一步有效扩展; 如果降压速度过小, 则排水效率降低, 使产气时间推迟, 增加了前期开发成本。煤岩孔隙结构复杂[4, 5], 在投产前, 需要先确定合理的日降压幅度[6, 7], 然后通过流压精细控制使气井排采严格按照合理的日降压幅度执行。

许多学者就煤层气井流压精细控制开展了研究, 刘世奇等[8]提出了排采液面— 套压协同管控的排采控制方法, 倪小明等[9]提出了合理放气压力的计算方法, 张永平等[10]建立了排采初期井底流压动态模型, 傅雪海等[11]研究了多层合采井井底流压控制方法, 但上述方法都是依靠经验进行人工控制, 操作难度大, 对人的劳动强度和技能要求较高。石惠宁等[12]、陈秀萍等[13]提出了煤层气井智能排采控制技术, 大大降低了人工劳动强度, 提高了流压控制精度, 但其方法主要根据流压的升降速度及变化趋势来调节抽油机冲次, 而未考虑煤层供水量变化的影响, 对流压规律性变化不能形成预判, 导致抽油机冲次调节有效性差, 调节频繁且容易造成流压波动, 使储层受到伤害。为此, 通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律, 以及煤层气井抽油机系统的排水规律, 确定了井底流压的精细控制方法, 并在现场进行了应用。应用效果表明, 该方法实现了煤层气井处于单相流段时井底流压的精细控制, 对实现煤层气井的高产具有指导作用。

1 研究区概述

樊庄— 郑庄区块位于沁水盆地东南部, 主力煤层气层为二叠系山西组3号煤层, 最大镜质组反射率(Ro)介于3.1%~3.9%, 平均为3.6%, 属高煤阶。3号煤层在全区发育稳定, 厚度介于5~7 m, 平均为6 m, 通常在底部发育一层厚约0.5 m的夹矸。区内构造较复杂, 局部褶曲、断层较发育, 埋深介于300~1 100 m, 含气量整体较高, 介于14~30 m3/t, 平均为20 m3/t, 受构造、水动力条件等影响, 局部存在低值区。气井试井渗透率普遍低于1 mD, 平均为0.27 mD, 属于低渗透储层。樊庄— 郑庄区块2006年开始规模建产, 煤层气井的日产气量介于100~20 000 m3, 平均日产气量在1 000 m3以上, 日产水量介于0.1~70.0 m3, 平均日产水量在0.8 m3左右。

2 基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导
2.1 单相流段煤层产水规律

煤层气解吸前储层中单相水的流动遵循无限大地层的径向渗流, 此阶段煤储层向井筒的供水量由式(1)计算得到[14]

式中qw表示产液量, m3/d; kw表示液相渗透率,

mD; h表示煤层厚度, m; μ w表示液相黏度, mPa· s; Bw表示液相体积系数, m3/m3; re表示有效供给半径, m; rw表示井筒半径, m; S表示表皮系数, 无因次; pe表示边界供给压力, MPa; pwf表示井底流压, MPa。

由式(1)可知, 对于一口煤层气井而言, 在单相流段日产水量与井底流压成反比, 即随着井底流压的降低, 日产水量线性增加。统计研究区内不同区块煤层气井在单相流段的日产水量与井底流压, 可见4个区块的煤层气井在单相流段日产水量均随井底流压的降低而增加, 且呈较好的线性关系, 不同区块储层物性的差异导致趋势线斜率存在差异(图1)。

图1 不同区块煤层气井日产水量与井底流压散点图

2.2 单相流段抽油机系统排水规律

抽油机系统日排水量计算式为:

式中qp表示抽油机系统日排水量, m3; η 表示抽油机排量系数, 无因次; r表示抽油泵泵筒内半径, mm; S表示抽油机系统冲程, m; n表示抽油机冲次, 次/min。

对于一口排采井而言, 泵筒内半径和抽油机冲程为定值。新井投产一般采用新抽油泵, 磨损程度小, 而且在单相流段, 产水量大, 煤粉较少, 对泵效影响较小[15]。统计研究区不同区块新投产井抽油机系统的理论排水量与实际排水量, 两者呈明显的线性关系, 排量系数为0.888(图2)。由此, 根据式(2)可以认为煤层气井在单相流段抽油机系统日排水量与抽油机冲次成正比, 且4个区块的煤层气井抽油机系统实际日排水量与冲次也呈明显的正相关关系(图3)。

图2 新投产井抽油机系统理论日排水量与实际日排水量散点图

图3 新投产井抽油机系统抽油机冲次与实际日排水量散点图

2.3 考虑煤层产水规律的井底流压精细控制方法

在单相流段, 要求煤层气井以恒速降压的方式进行排采, 则累积排采时间的表达式为:

式中t表示累计排采时间, d; c表示降压速度, MPa /d。

由于煤层气井在起抽时井筒中存在较高的液面, 要使井底流压以恒定日降压幅度下降, 必须使抽油机系统日排水量等于煤层向井筒的日供水量与日降压幅度恒定时每天需排出的井筒储集液量之和, 如式(4)所示:

式中qc表示日降压幅度恒定时, 每天需排出的井筒储集液量, m3

设$\frac{k_{w}h}{141.2\mu_{w}B_{w}(In\frac{r_{e}}{r_{w}}-\frac{3}{4}+S)}=a$, $0.001 44\eta\pi r^2S=b$, 相应代入式(1)、(2), 然后与式(3)、(4)联立可得:

由于煤层气井井斜角较小, 井底流压恒速下降时井筒中液面也恒速下降, 且井眼半径基本固定, 因此qc可考虑为定值。由式(5)可知, 在单相流段, 若使抽油机冲次随着累积排采时间的增加线性增加, 且使趋势线斜率的数值为$\frac{ac}{b}$、截距的数值为$\frac{q_c}{b}$, 就可以保证实际日降压幅度等于合理日降压幅度。因此, 斜率和截距的准确确定是井底流压精细控制的关键。

由前述推导可得趋势线斜率的计算式为:

截距的计算式为:

由于涉及到的储层基本参数较多, 且煤储层非均质性极强, 很难通过式(6)、(7)计算得到相应的斜率值和截距值, 在此通过单井的现场排采试验来获取。

3 流压精细控制方法
3.1 单井合理日降压幅度的确定

新井投产后, 通过地质研究及理论计算确定气井的合理日降压幅度, 该参数是煤层气井进行排采控制的关键参数。煤层气井经过大规模水力压裂后井底流压往往高于原始储层压力, 此时, 井底流压的日降压幅度仅对井筒周围压裂波及范围内的裂缝渗透率有影响, 而对储层原始基质渗透率没有影响, 可以适当快速降压; 而井底流压在储层压力与解吸压力之间时, 需针对不同储层的物性特征及其应力敏感性特征通过模拟计算确定差异化的日降压幅度[6, 13]。对樊庄— 郑庄区块而言, 井底流压高于储层压力时, 合理日降压幅度一般为0.1 MPa; 井底流压在储层压力和解吸压力之间时, 若煤储层渗透率大于0.5 mD, 合理日降压幅度为0.05 MPa, 若煤储层渗透率介于0.1~0.5 mD, 合理日降压幅度为0.03 MPa, 若煤储层渗透率小于0.1 mD, 合理日降压幅度为0.02 MPa。

3.2 现场试验确定$\frac{ac}{b}$和$\frac{q_c}{b}$

对于不同气井, 由于煤层产水规律、抽油机系统排水规律和井筒储集液量存在差异, $\frac{ac}{b}$和$\frac{q_c}{b}$均有差异, 要使气井实际日降压幅度达到合理日降压幅度, 每口井都需要通过现场试验确定其数值, 具体步骤如下。

步骤1:以最小冲次启动抽油机, 8 h后计算该冲次下的日降压幅度, 如果小于合理日降压幅度, 则继续增加抽油机冲次(增加幅度一般不超过10%), 重复上述步骤, 直至日降压幅度达到合理日降压幅度。在地质条件和排采设备相似的情况下, 可以借鉴邻井达到相同合理日降压幅度所需要的抽油机冲次, 将抽油机冲次调至邻井抽油机冲次的80%, 然后再小幅微调, 这样一般在24 h内可以获得使日降压幅度达到合理日降压幅度的抽油机冲次, 大大缩短摸索时间。

步骤2:为了较准确而又快速的确定$\frac{ac}{b}$和$\frac{q_c}{b}$, 需重复上述步骤4次, 分别得到时间t1t2t3t4, 实际日降压幅度等于合理日降压幅度时相应的冲次为n1n2n3n4

步骤3:由式(5)可知, 在直角坐标中, 以累积生产时间为横坐标, 抽油机冲次为纵坐标, 对(t1, n1)、(t2, n2)、(t3, n3)和(t4, n4)四个点进行线性回归得到趋势线的斜率和截距, 该斜率即为式(5)中的$\frac{ac}{b}$, 截距即为式(5)中的$\frac{q_c}{b}$。由于步骤1可在24 h内完成, 重复4次一般需要3~4 d, 即每口新井投产后需要3~4 d的现场试验时间, 就可以获得较为准确的值。

3.3 合理冲次的确定

通过现场试验确定了$\frac{ac}{b}$和$\frac{q_c}{b}$之后, 根据式(5)确定抽油机合理冲次, 具体操作步骤如下。

步骤1:将累积生产时间(ti)、$\frac{ac}{b}$和$\frac{q_c}{b}$带入式(5), 计算得到抽油机合理冲次(ni)。

步骤2:将煤层气井抽油机冲次调整为ni, 把日降压幅度与合理日降压幅度进行对比, 再对抽油机冲次进行微调, 使日降压幅度与合理日降压幅度完全一致。

步骤3:每隔12 h, 根据式(5)计算得到一个合理的抽油机冲次, 再据此调节抽油机冲次, 直至煤层气开始解吸。

本文提供的井底流压控制方法是在研究单相流段(即煤层气解吸前)煤层气井产水规律和抽油机系统排水规律的基础上推导而来, 因此对于处于单相流段、采用抽油机系统排采的煤层气井均可应用本文提出的方法, 即使对于排采中断后重新开始排水降压的井也适用, 但是对于已经解吸后流压重新回升至解吸压力以上的井则适用性较差。

4 现场应用及其效果

2-1井于2018年1月29日投产, 通过地质及排采分析确定其合理日降压幅度为0.05 MPa。以最小冲次0.2 次/min起井, 8 h后计算该冲次下的日降压幅度为0.01 MPa, 小于0.05 MPa, 继续增加抽油机冲次, 每隔8 h重复上述步骤, 直至第5天(2月2日), 抽油机冲次为0.57 次/min时, 实际日降压幅度达到0.05 MPa; 重复上述步骤, 至第6天(2月3日), 抽油机冲次为0.60 次/min时, 实际日降压幅度达到0.05 MPa; 重复上述步骤, 至第7天(2月4日), 抽油机冲次为0.62 次/min时, 实际日降压幅度达到0.05 MPa; 重复上述步骤, 至第9天(2月6日), 抽油机冲次为0.67次/min时, 实际日降压幅度达到0.05 MPa。在直角坐标中, 以累积生产时间为横坐标, 抽油机冲次为纵坐标, 作(5, 0.57)、(6, 0.60)、

(7, 0.62)和(9, 0.67)等4个点的散点图(图4), 然后通过线性回归得到趋势线斜率$\frac{ac}{b}$为0.024, 截距$\frac{q_c}{b}$为0.451, 代入式(5)得到:

图4 2-1井累积生产时间与抽油机冲次散点图

在单相流段, 根据式(8), 每隔12 h, 利用不同的累积生产时间(ti)计算得到相应的抽油机合理冲次(ni)。预测第10天时抽油机合理冲次应为0.691 次/min, 将抽油机冲次调节至0.69 次/min, 由第10天的压力数据(图5)计算得到该井日降压幅度为0.05 MPa; 同样, 预测第13天时抽油机合理冲次应为0.763次/min, 将抽油机冲次调节至0.76 次/min, 由第13天的压力数据(图5)计算得到该井日降压幅度为0.05 MPa。如图5所示, 根据式(8)进行冲次预测和调节, 能使日降压幅度等于合理日降压幅度, 应用该方法可准确指导冲次的调节从而实现流压的精细控制。

图5 2-1井流压精细控制曲线图

5 结论

1)煤层气井在单相流段日产水量与井底流压成反比, 随着井底流压的降低, 日产水量呈线性增加, 其斜率大小由于储层物性存在差异而不同。

2)研究区新投产井的理论排水量与实际排水量呈线性关系, 排量系数为0.888, 单相流段煤层气井抽油机系统日排水量与抽油机冲次成正比。

3)通过现场试验方法确定合理日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距, 在气井排采时使抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加, 就可以保证实际日降压幅度等于合理日降压幅度。

4)对于处于单相流段、采用抽油机系统排采的煤层气井均可应用该流压精细控制方法, 即使对于排采中断后重新开始排水降压的井也适用, 但是对于已经解吸后流压重新回升至解吸压力以上的井则适用性较差。

The authors have declared that no competing interests exist.

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