沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

叶建平 张健 王赞惟

中联煤层气有限责任公司

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

叶建平 张健 王赞惟

中联煤层气有限责任公司

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明:潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动3个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间(只产气不产水)一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。

沁水盆地 南部 潘河煤层气田 排采 生产特征 影响因素 控制因素

沁水盆地南部(以下简称沁南)潘河煤层气田为无烟煤煤层气田,研究其煤层气排采规律,建立适合沁南煤层气田特征的排采制度,实现具有经济效益的高效开采已经成为当务之急。笔者依托中联煤层气有限责任公司实施的“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究了沁南潘河煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。

1 潘河煤层气田的生产特征

根据煤层气井气水产出状态和排采工作制度,划分为单向流生产阶段(单相排水阶段)、两相流—单相产气阶段(工作制度调整到稳定生产阶段)和当前生产现状(2009年12月)这3个排采阶段。

1.1 产水量及其变化规律

单相排水阶段产水量是指从排采至开始产气(100 m3以上)时段,潘河煤层气田所有井在开始产气时水量在1.3～48.6 m3/d,初始产水在15 m3/d以上的井仅占总井数的25%,平均初始日产水量为9.0 m3。

两相流阶段和稳定生产阶段产水量是指从开始产气后经过工作制度调整到稳定生产阶段。日产水范围介于0.1～35.3 m3,全区平均阶段日产水量为2.2 m3。

当前生产阶段是指2009年12月份的生产时间。40口井经过4年排采,部分小于1.0 m3/d,其中不产水,只产气,占58%,只有1口井(PH45-03)一直保持高的产水量,日产量达到39 m3。

1.2 产气量及其变化规律

两相流—单相产气初期(即前期工作制度调整阶段),日产气量介于328～4 758 m3,日产气量介于1 000～2 000 m3的井占总井数的一半,平均阶段日产气量为1 621 m3。

两相流—单相产气阶段中的稳定生产阶段,日产气量介于767～8 826 m3,主要分布在2 000～4 000m3,日产气量小于1 000 m3的井数仅1口,日产气量大于4 000 m3的井占总井数近1/3,平均阶段日产气量为3 405 m3。

当前生产阶段(指2009年12月份的生产时间),日产气量介于1 218～9 952 m3,主要分布在2 000～5 000 m3,占总井数一半;日产气量小于2 000 m3的井数占总井数的10%;日产气量大于5 000 m3的占总井数的41%,平均阶段日产气量为4 801 m3。

随着生产井的井数的增加和生产天数的增长,储层压降漏斗不断扩大,产气量发生持续不断地上升。如图1所示,先导性试验井从2005年5月开始陆续投产,到当年底40口井全部投产,产量处于上升过程;之后井数没有增加,通过不断调整工作制度,摸索煤层气排采规律,持续了2年的产量上升期。从2007年8月到2009年4月,保持一个稳定生产阶段。2008年2月二期新井开始投产,到2009年新井的投产和更大范围的排水降压,对前期先导性试验井产生明显的影响,单井产量和总产量又跃上一个新的台阶。

图1 潘河煤层气田产气量历史曲线图

本区煤层气井开始见气时间总体较短。从排采至开始出气的见气时间范围在2～649 d之间。见气时间一般在20 d以内,占总井数的49%;见气时间在5 d以内的井占总井数的11%;见气时间大于100 d以上的井占26%,最长的649 d(PH56-10井)。

这些数据表明,气田煤层气井开始产气时间较短,一般在20～100 d,达到单相饱和气体阶段时间(只产气不产水)需要1～2年,最长需要近4年;开始进入产气高峰需要2～3年排采时间,最长的需要4年进入产气高峰,之后进入稳定产气阶段。

月平均风速以及月强风频次在较大时间尺度上对各站风速情况做了对比,为了更客观更全面地比较各站点风速情况,分别挑选台风、寒潮过程、强对流等3次大风过程做进一步分析。

1.3 井底储层流动压力

潘河煤层气田气井井底流压总体较高。从排采至开始出气的初始井底流压范围在0.88～4.21 MPa,全区平均初始流压为2.22 MPa。

稳定生产阶段井底流压范围在0.53～3.12 MPa,全区平均为1.57 MPa。

2 潘河煤层气田生产影响因素分析

2.1 煤层气产出规律和4个产生阶段的划分

R.A.Koenning等(1985年)建立了经典的3个阶段煤层甲烷产出机理。通过近4年先导性试验,潘河煤层气产出规律不仅具有经典的煤层气3个煤层气生产阶段(即单相流、非饱和单相流动和两相流动),而且在短时间内超越经典的3个煤层气生产阶段达到了饱和气体单相流阶段。因此,潘河无烟煤地区煤层气生产具有4个生产阶段,这是本区煤层气生产的一个显著特点和规律。

潘河先导性试验40口井经过4年排采,目前有一半以上的井不产水而保持高产气量和高井底压力。日产水量小于1 m3的井占34%,3口井产水量在1～5 m3。仅有1口高产水井(PH45-03)持续产水5年。从时间上分析,排采到达无产水量的生产天数为195～1 364 d,平均581 d(19.3月)。排采到达无产水量时,气井一般累计产水量1 500 m3以内,最少为432 m3,只有2口井累计产水量较大,分别为3 851 m3和8 164 m3。氮气泡沫压裂的2口井,排采到达无产水量的生产天数分别为52 d和172 d,累计产水量180 m3和698 m3,显然产水量和时间均较少。这些井在上述天数之后,一直就没有产水,直接产气,且生产状况良好。由此证明,本区煤层气井在经过1～2年之后,井网中一部分仍然产少量水,大部分井可以进入单相气体渗流状态,储层保持较高气相渗透率和生产压差。由于本区含气量高,无烟煤储层煤的吸附能力强,因此在良好的工作制度下,煤层气井将持续稳定地以单相气流生产。

2.2 主要地质影响因素分析

构造、裂隙方位、煤层埋深、含气量、相对渗透率等地质和储层特征对本区煤层气井的生产均有不同的影响,有关技术人员已有撰文论述[1-3]。笔者主要就向斜构造产水作用、地下水动力条件的作用进行了分析。

在向斜位置的井,包括PH35-04、PH35-05、PH35-06、PH45-03、PH45-05、PH45-06、PH45-07、PH45-09等井,初期产水量一般在17～49 m3/d,大部分在排采10个月左右降到1 m3/d以下,产气量一般在2 000 m3/d以上到6 000 m3/d以内。其中PH45-03井位于向斜中心,自2005年11月20日投产,初期产水就很大,通过调整工作制度,产水量从18 m3/d调到43 m3/d,并稳定在39 m3/d,排采了591 d,累计产水19 353 m3,使液面从85 m降到216 m,临界解吸压力达到1.71 MPa,开始产气,产气量几天内上升到5 900 m3/d,之后递减到3 600 m3/d,产气510 d。到1 101 d后液面上升,停止产气,之后产水量上升到99 m3/d,仍不产气,显示地层供液量大。

由此表明:向斜部位总体产水量较大,产水时间长,且高产气量井比例相对较高。这些井的产水对井网的排水降压和气体解吸发挥了积极的作用。

2.2.2 地下水动力条件

地下水从露头接受补给,在重力驱动下从高势能的周边部位向深部径流,并在潘庄一带形成一个地下水局部“低洼”滞流区,形成地下水圈闭,潘河地区正处于地下水汇流区,而且潘河东侧的水力坡度明显较西部大,因此导致在次级向斜部位产水量增大,由于下二叠统山西组砂岩含水层具有不均质性,导致个别井产水量大(如PH45-03井),山西组含水层水动力场和3#煤层属于同一水动力系统,个别高产水井的产水,有利于3#煤层整体降压。该区汇流型的地下水动力条件下,不仅有利于煤层气富集成藏,同时使煤层气的开采能够保持较高的能量和充足的气源供给[4]。

2.3 钻井压裂技术影响分析

2.3.1 钻完井工艺

空气欠平衡方式钻开煤层的井共有20口(其中:高产井13口,中产井4口,低产井3口),清水钻开煤层的井共有16口(其中:高产井7口,中产井3口,低产井6口)。采用空气欠平衡钻井技术较之清水钻进技术更有利于煤层气井单井产能的提高。

2.3.2 压裂改造方面

活性水加砂压裂的井34口,有18口井达到了高产,7口达到了中产,其余的为低产井,这说明活性水压裂技术适用于潘河煤层气田储层条件。

氮气泡沫压裂2口井,均是高产井,且一直能够维持高产,显示氮气泡沫压裂技术试验在本区非常成功。

2.4 排采技术的影响分析

潘河煤层气田3#煤层生产井中大部分采用管式泵生产,在井的排采初期水量较大时,泵的工作状态较稳定。当排采数月后,随着产水量降低,部分井经过检泵后,由低产井转变为高产井(如PH1井、PH1-003井、PH1-004井、PH45-01井、PH45-08井、PH54-02井、PH55-03井、PH55-04井)。修井后出现的产气量激增现象,主要原因是:修井后,泵效有一定程度的提高,液面降低,井底流压降低,生产压差增大,煤层所受回压降低,解吸气量增大,煤层气井经过长期排采,井筒附近含水饱和度已经降低到一定程度,因此气相渗透率会大幅度增加,单井产气量也不断增加。

3 结论

沁水盆地南部潘河煤层气田先导性试验井网经过4年的生产,实现了稳定的产气量,平均单井日产量达到4 800 m3,多半井产水量几乎为零,大部分产水量在1 m3以下,气井保持较高的套压和井底流压,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力,好于黑勇士盆地3 028 m3的单井平均峰值日产量[5]。

在统计分析基础上,提出了饱和气体单相流生产阶段的概念,因此潘河煤层气田具有4个阶段生产阶段,即单相流阶段、非饱和流阶段、两相流阶段到饱和气体单相流阶段。统计显示达到单相饱和气体产出阶段时间(只产气不产水)一般需1～2年,最长需要近4年;2～3年后才能开始进入产气高峰,最长的需要4年后进入产气高峰。由于本区含气量高,无烟煤储层煤的吸附能力强,因此在良好的工作制度下,煤层气井将持续稳定地单相气流生产。

本区地层较浅,煤层绝对渗透率较好,随着产水量不断降低,水相渗透率的降低带来气相渗透率上升。同时本区含气量高,地下水动力条件弱,有利于煤层气富集并形成较高的地层能量。向斜部位气井的大量产水对井网整体降压具有显著的贡献作用,为形成高产煤层气井奠定基础。

煤层气钻井完井、增产压裂技术和排采技术也显著地影响煤层气生产。氮气泡沫压裂几乎没有返排期,实现压后快速产气并保持稳定高产;空气钻井、水力携砂压裂等技术是适宜本区储层条件的钻井、增产改造技术;及时地进行修井作业和管理,有利于提高单井产气量。

[1]王国强,席明扬,吴建光,等.潘河地区煤层气井典型生产特征及分析[J].天然气工业,2007,27(7):83-85.

[2]杨秀春,接铭训,王国强,等.潘河煤层气试验区产能影响因素分析[J].天然气工业,2008,28(3):99-101.

[3]王兴隆,赵益忠,吴桐.沁南高煤阶煤层气井排采机理与生产特征[J].煤田地质与勘探,2009,37(5):19-22.

[4]叶建平,武强,叶贵钧,等.沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制研究[J].地质论评,2002,48(3):319-323.

[5]帕森J.阿拉巴马黑勇士盆地煤层气井的产能分析[J].刘馨,译.中国煤层气,1997(2):49-53.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.05.007

2011-03-14 编辑 韩晓渝)

叶建平等.沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素.天然气工业,2011,31(5):28-30.

国家发展和改革委员会国家高技术发展专项“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”(编号:高技[2004] 2395)。

叶建平,1962年生,高级工程师,博士;现从事煤层气勘探开发研究工作。地址:(100011)北京市东城区安外大街甲88号。电话:(010)64265710。E-mail:yejp01@163.com