段永剛，吳貴平

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川 成都 610503)

陳巖

(油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長江大學(xué))， 湖北 武漢 430100)

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煤層氣變井儲(chǔ)試井分析及應(yīng)用

段永剛，吳貴平

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川 成都 610503)

陳巖

(油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長江大學(xué))， 湖北 武漢 430100)

[摘要]變井儲(chǔ)存效應(yīng)已被廣泛地考慮到常規(guī)油氣試井分析，但煤層氣實(shí)際測(cè)試資料的變井筒儲(chǔ)存效應(yīng)的復(fù)雜性以及對(duì)變井儲(chǔ)試井和煤層氣滲流理論的認(rèn)識(shí)不足使得煤層氣試井分析結(jié)果不可靠。通過系統(tǒng)研究煤層氣井的變井儲(chǔ)模型分析不穩(wěn)定壓力響應(yīng)特征，并結(jié)合實(shí)際井的應(yīng)用，通過綜合應(yīng)用雙對(duì)數(shù)、半對(duì)數(shù)和壓力歷史擬合，驗(yàn)證了變井儲(chǔ)的煤層氣試井分析的實(shí)際應(yīng)用價(jià)值：煤層氣在排水采氣和氣液兩相流試井時(shí)需要考慮相重分布的變井儲(chǔ)影響。該研究對(duì)煤層氣試井和煤層氣開發(fā)有著重要的指導(dǎo)性意義。

[關(guān)鍵詞]煤層氣；變井儲(chǔ)；試井分析；應(yīng)用；曲線擬合

隨著常規(guī)油氣田開發(fā)的深入，煤層氣已成為一種清潔高效的非常規(guī)油氣資源，為緩解油氣壓力起著重要的作用[1～3]。但對(duì)于煤層氣井試井傳統(tǒng)試井分析技術(shù)面臨新的挑戰(zhàn)，尤其是井筒及地層的多相滲流問題，已經(jīng)成為煤層氣試井分析的難點(diǎn)[4～6]。對(duì)于多相流試井分析，特別是煤層氣排水采氣生產(chǎn)過程中的試井分析，兩相、多相流的存在將影響煤層氣的生產(chǎn)和測(cè)試工作。在試井解釋分析過程中，變井儲(chǔ)問題是一個(gè)常見且難于定量描述的問題，其直接后果可能導(dǎo)致不正確的解釋結(jié)果。

變井儲(chǔ)研究最早由Ramey等于1972年提出[7]，主要是分析鉆桿測(cè)試過程中流體未充滿鉆柱而產(chǎn)生的變井儲(chǔ)效應(yīng)。1981年Fair研究了相態(tài)重分布問題[8]，通過疊加相重分布?jí)毫Σ詈瘮?shù)來修正井底壓力，建立了Fair模型。1993年，Hegeman等[9]提出了用誤差函數(shù)描述了變井儲(chǔ)分析模型。國內(nèi)多位學(xué)者[10～13]也對(duì)變井儲(chǔ)試井模型修正和擴(kuò)展，但未對(duì)煤層氣試井的變井儲(chǔ)進(jìn)行研究。下面，筆者對(duì)變井儲(chǔ)模型試井進(jìn)行了充分分析，并結(jié)合煤層氣性質(zhì)在煤層氣試井分析中進(jìn)行實(shí)例應(yīng)用，旨在得到科學(xué)可靠的解釋結(jié)果。

1變井儲(chǔ)模型

模型假設(shè)如下：①氣層是各向同性的地層；②氣藏各點(diǎn)的溫度保持不變，即滲流過程為等溫滲流；③變井儲(chǔ)階段不考慮煤層的解吸、擴(kuò)散，割理中的氣體流動(dòng)為層流，服從達(dá)西滲流規(guī)律；④流體為微可壓縮流體；⑤忽略重力和毛管力影響。

考慮變井儲(chǔ)和表皮效應(yīng)的有效井徑模型為：

(1)

式中，PD為無因次壓力；rD為無因次井筒半徑；tD為無因次時(shí)間；PwD為無因次井底壓力。

無因次量定義為：

式中，r為徑向半徑，m；rw為井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)；K為滲透率，mD；t為開井生產(chǎn)時(shí)間，h；φ為孔隙度，%；μ為黏度，mPa·s；Ct為綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；h為儲(chǔ)層厚度，m；Pi為原始?jí)毫?，MPa；P為壓力，MPa；B為體積系數(shù)；q為產(chǎn)量，m3/d。

對(duì)模型(1)進(jìn)行坐標(biāo)變換。采用C-N差分格式求解，并將內(nèi)邊界條件作2階處理?？紤]2類典型的變井儲(chǔ)形式。

1)指數(shù)型變井儲(chǔ)。取變井儲(chǔ)函數(shù)為增長型：

(2)

衰減型：

(3)

記CDi為井儲(chǔ)初值，CDm為井儲(chǔ)最終穩(wěn)定值，由式(2)和式(3)得：當(dāng)tD≥2.3τ時(shí)，井儲(chǔ)系數(shù)已基本穩(wěn)定。其中，τ為無因次變井儲(chǔ)時(shí)間衰減因子。

增長型指數(shù)型變井儲(chǔ)典型曲線(見圖1曲線組1)，壓力線從CDi線向CDm線過渡，早期壓力上升慢，導(dǎo)數(shù)線低于壓力線，當(dāng)井儲(chǔ)穩(wěn)定后，導(dǎo)數(shù)線類似于定井儲(chǔ)動(dòng)態(tài)。衰減型指數(shù)型變井儲(chǔ)典型曲線(見圖1曲線組2)，其特征為早期壓力和導(dǎo)數(shù)線上升斜率超過45°，導(dǎo)數(shù)線高于壓力線或超前壓力線，與定井儲(chǔ)曲線對(duì)比可知，增長型變井儲(chǔ)導(dǎo)數(shù)線低于定井儲(chǔ)線，衰減型變井儲(chǔ)線高于定井儲(chǔ)線，并隨井儲(chǔ)的穩(wěn)定而趨于重合。

圖1　指數(shù)變井儲(chǔ)典型曲線　　　　　　　　　　　　　　　圖2　線性變井儲(chǔ)典型曲線

2)線性變井儲(chǔ)。取變井儲(chǔ)函數(shù)為：

(4)

增長型線性變井儲(chǔ)典型曲線(見圖2曲線組1)，與指數(shù)型增長情況類似。衰減型線性變井儲(chǔ)典型曲線(見圖2曲線組2)，早期段為45°直線，在過渡段出現(xiàn)導(dǎo)數(shù)尖峰，導(dǎo)數(shù)線超前壓力線，典型特征為衰減幅度越大，導(dǎo)數(shù)線尖峰越陡，衰減速度越快，導(dǎo)數(shù)線超前壓力線越顯著。進(jìn)行實(shí)際精解釋時(shí)，結(jié)合雙對(duì)數(shù)、半對(duì)數(shù)、壓力歷史曲線特征，擬合結(jié)果更可靠。

2煤層氣井考慮相重分布的變井儲(chǔ)試井

煤層氣是一種非常規(guī)天然氣，煤層是一種典型的雙重孔隙度和雙重滲透率的儲(chǔ)層，內(nèi)部具有良好發(fā)育的裂隙系統(tǒng)和微孔隙系統(tǒng)，對(duì)煤層氣滲流動(dòng)態(tài)有著重要影響[14～16]。煤層氣藏與常規(guī)氣藏有很大差異，主要表現(xiàn)在：煤層氣貯存在孔隙中呈現(xiàn)3種狀態(tài)，吸附態(tài)、游離態(tài)和溶解態(tài)，這3種狀態(tài)以動(dòng)平衡的形式存在[17～19]。一旦開采煤層后，以上3種狀態(tài)的氣體可以相互轉(zhuǎn)換，所占比例發(fā)生變化，特別是早期排水采氣和氣水兩相流時(shí)溶解態(tài)的氣增多。

煤層氣井試井中變井儲(chǔ)情況比較常見，對(duì)氣液比井的測(cè)試資料進(jìn)行壓力恢復(fù)試井分析時(shí)，需要考慮相重新分布因素對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響。在實(shí)際壓恢測(cè)試中，在進(jìn)行地面關(guān)井時(shí)，液體將下落，氣體將向井口上升。由于液體的相對(duì)不可壓縮性和氣體在封閉系統(tǒng)中無法膨脹從而引起井筒壓力的增加，當(dāng)這一現(xiàn)象在壓恢測(cè)試中出現(xiàn)時(shí)，井筒內(nèi)所增加的壓力就會(huì)通過地層釋放，最終將在井筒及其附近地層之間達(dá)到平衡，但是在測(cè)試早期壓力上升可能超過地層壓力使壓恢曲線出現(xiàn)變井儲(chǔ)“駝峰”現(xiàn)象[8]。變井儲(chǔ)“駝峰”現(xiàn)象一般可分為2種：第1種是相重新分布影響較大時(shí)，壓恢曲線的早期段上出現(xiàn)一個(gè)明顯的凸起，稱為“顯性駝峰”；第2種是相重新分布影響較小時(shí)，在壓恢曲線不出現(xiàn)明顯的異常，但在壓力導(dǎo)數(shù)曲線上能明顯地看到“駝峰”效應(yīng)的影響，稱為“隱性駝峰”?！榜劮濉笔敲簩託饪紤]相重分布的變井儲(chǔ)試井的顯著標(biāo)志，在實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)綜合考慮變井儲(chǔ)與實(shí)際煤層氣井生產(chǎn)情況，以得到可靠的解釋結(jié)果。

3實(shí)例分析

筆者選擇鄂爾多斯盆地東緣典型區(qū)塊的煤層氣L-07井進(jìn)行實(shí)例分析。該井是含水煤層氣井，在井儲(chǔ)階段表現(xiàn)異常，影響系統(tǒng)徑向流階段的識(shí)別，常規(guī)試井解釋方法無法正確擬合，解釋結(jié)果可靠性較差。該井2014年測(cè)試的一次關(guān)井壓力恢復(fù)，由于關(guān)井測(cè)試時(shí)間較短，尚未表現(xiàn)出系統(tǒng)徑向流階段，井儲(chǔ)階段壓力在關(guān)井恢復(fù)一段時(shí)間后又出現(xiàn)異常的緩慢下降趨勢(shì)，隨后又進(jìn)行正常的壓力恢復(fù)。顯然，這種情況使用常規(guī)分析技術(shù)無法對(duì)特征流動(dòng)段進(jìn)行正確的識(shí)別。結(jié)合變井儲(chǔ)試井理論、煤層氣特殊性質(zhì)和實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，筆者認(rèn)為L-07井的情況是一個(gè)典型的變井儲(chǔ)過程。

該井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)為測(cè)試層段中部深度832.50m，煤層有效厚度3.7m，孔隙度3%，綜合壓縮系數(shù)4.39×10-4/MPa，井筒半徑0.105m。使用變井儲(chǔ)試井解釋方法對(duì)該井的最終擬合結(jié)果見圖3、圖4。由圖3和圖4得到解釋結(jié)果，滲透率為5.67mD，初始變井儲(chǔ)系數(shù)2.44×10-3m3/MPa，最終井儲(chǔ)系數(shù)5.37×10-3m3/MPa，表皮系數(shù)1.91，由圖5可知解釋結(jié)果可靠。煤層氣常規(guī)試井分析很少考慮變井儲(chǔ)情況，變井儲(chǔ)模型彌補(bǔ)了煤層氣實(shí)際試井分析的不足。

圖3　L-07井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線擬合　　　　　　　　　　圖4　L-07井壓力恢復(fù)半對(duì)數(shù)曲線擬合

圖5　煤層氣L-07井壓力恢復(fù)歷史曲線擬合

結(jié)合變井儲(chǔ)試井基礎(chǔ)理論和實(shí)際解釋，分析變井儲(chǔ)為2個(gè)因素所致：第一是生產(chǎn)過程中煤層氣氣液兩相流在氣井井底形成井筒積液，關(guān)井壓力恢復(fù)后由于續(xù)流效應(yīng)的影響井筒積液發(fā)生變化而產(chǎn)生變井儲(chǔ)效應(yīng)；第二是關(guān)井后續(xù)流體在井筒中發(fā)生相重分布，使井筒儲(chǔ)存系數(shù)發(fā)生變化。經(jīng)過對(duì)實(shí)際井情況的綜合分析，上述分析結(jié)果是合理的，這也證明了筆者提出的試井分析方法的正確性和實(shí)用性。同時(shí)，研究煤層氣變井儲(chǔ)試井分析技術(shù)對(duì)于正確認(rèn)識(shí)煤層氣儲(chǔ)層物性和指導(dǎo)煤層氣開發(fā)有著重要的現(xiàn)實(shí)意義。

4結(jié)論

1)對(duì)高油氣比、氣水比、含油氣水井的測(cè)試資料進(jìn)行壓力恢復(fù)試井分析時(shí)，需要考慮相重新分布因素對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響，正確認(rèn)識(shí)變井儲(chǔ)對(duì)試井曲線的影響。

2)煤層氣試井解釋實(shí)際應(yīng)用具有復(fù)雜性，特別是測(cè)試時(shí)間較短時(shí)對(duì)曲線形態(tài)的認(rèn)識(shí)產(chǎn)生誤差，加之煤層氣生產(chǎn)情況的特殊性，主要是排水采氣和氣液兩相流，導(dǎo)致應(yīng)用常規(guī)模型。

3)煤層氣生產(chǎn)過程中氣液兩相流在氣井井底形成井筒積液，關(guān)井壓力恢復(fù)后由于續(xù)流效應(yīng)的影響井筒積液發(fā)生變化而產(chǎn)生變井儲(chǔ)效應(yīng)；含水煤層氣井關(guān)井后續(xù)流體在井筒中發(fā)生相重分布，使井筒儲(chǔ)存系數(shù)發(fā)生變化，實(shí)際解釋時(shí)應(yīng)綜合考慮變井儲(chǔ)效應(yīng)。

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[編輯]辛長靜

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號(hào)]1673-1409(2016)10-0033-04

[中圖分類號(hào)]TE353.2

[作者簡(jiǎn)介]任宜偉(1980-)，男，工程師，現(xiàn)主要從事油氣藏動(dòng)態(tài)分析方面的研究工作;通信作者：陳巖，E-mail：191399718@qq.com。

[基金項(xiàng)目]中海油能源發(fā)展重大專項(xiàng)(HFXMLZ-CJFZ1307)。

[收稿日期]2015-12-23

[引著格式]任宜偉，王文升，姜康，等.煤層氣變井儲(chǔ)試井分析及應(yīng)用[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版)，2016,13(10)：33～36.