煤层气井见气时间预测方法及其应用

谢学恒，秦学成

(1.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术分公司，天津300452;2.中石化华东分公司采油厂，江苏泰州225300)

煤层气井的生产与常规油气井不同，需要进行一段时间的排水降压，这一时间可定义为见气时间。见气时间一般在实际生产中通过观测井的初始套压确定，即启抽排采至煤层气井观测到初始套压所用的时间，其概念与实验室中的煤岩解吸时间是相区别的。见气时间的准确预测直接关系到煤层气井的下一步投产的时间安排，对煤层气的开发具有重要的指导意义。

目前国内外关于见气时间的相关研究资料较少，还处于探索阶段，各项技术还不成熟。本文通过对延川南区块生产井资料的统计，发现该地区见气时间的两个特点:首先，不同区域的地下煤层含水量不同，以及煤岩的渗透率的差异性明显，这就造成了煤岩的原始地层压力与渗流能力不同，从而导致煤层气的见气时间的差异;其次，由于不同区域煤层的物理特征不同，在维持煤岩储集层不被破坏情况下排水降压，这就要考虑到排水速率对煤岩渗透率敏感性 (即速敏)的影响，确定出泵的不同的转速或冲次，从而导致不同井的见气时间会不同。考虑到以上两方面，结合生产实际，对延川南区块的煤层气井的见气时间与见气前平均日产水量、累计产水量、解吸压力、初始井底流压、举升指数 (冲程冲次或转速)的关系进行耦合分析，建立了见气时间预测表达式，实践证明其误差较小，可应用于该地区以后煤层气生产。

1 延川南区块地质背景

延川南区块位于晋陕交界处，构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘，隶属于渭北隆起和晋西挠褶带交汇处，整体构造相对简单，地层向NW倾斜，以NE向逆断层为主，局部发育正断层，走向NNE向。以黄河为界分为山西省部分和陕西省两部分。区块东西长 33.18km，南北宽 22.38km，面积701.4km2，含煤面积672km2。

延川南地区资源量丰度高，保存较好，且地质研究程度较高，为煤层气开发的有利区。其中山西组2号煤层及太原组10号煤层全区稳定可采，且两煤层间距相对稳定在40～50m之间，是煤层气勘探开发的主要目标层［1］。

2 煤层气井生产参数耦合及关联分析

煤层气的解吸是由于排水降压的结果，延川南多口井的生产数据研究发现，煤层气的解吸与产水量，等效压力和举升指数有关联。当排水量越多时，煤层气的解吸就越早，即见气时间越短;而等效压力 (排水初期的井底流压与见气时的井底流压之差)则与见气时间成二次型相关;举升指数则与见气时间成正相关 (如图1所示)。

图1 三个参数对见气时间的影响

除此之外，产水量与见气时的井底流压的分布具有一致性，产水量较多时，见气时的井底流压相对较高，反之较少。这是由于该区域的煤岩渗透率较大、煤层气成藏时富集的较多，因而其解吸压力就相对较高。其各参数的关联分析见表1［2－4］。

考虑到排水速度对煤层气的敏感性影响，因此平均日产水量不能过大，这也就约束了举升指数的上限。而受煤层的压力敏感性影响，在未解吸出煤层气时，煤层压力的降低也应该持续平稳。对于该区块而言，可以根据不同井的排采规律大致预测其见气时间。

表1 各参数的关联性

3 见气时间预测表达式推导过程

见气时间预测表达式推导的研究思路是首先根据煤层气井排采理论与实践，建立见气时间预测的理论模型，并结合延川南区块煤层气井生产参数耦合及关联分析成果，得到该区块见气时间的统计模型，即经验公式。最后，运用理论模型与统计模型建立见气时间预测表达式。

3.1 理论模型

第一方面，煤层气井生产是排水降压的过程，见气时间直接与地层供液量相联系，而生产时直接反映为2个动态参数——产水量与举升指数 (冲程冲次或转速)，从理论上而言 (避开压窜含水层等)，产水量越大，要求举升指数越大，同时降压通常较缓慢，见气时间较长。则以见气时间分别与产水量、举升指数呈正相关表示。

第二方面，初始井底流压与解吸压力 (见气时的井底流压)之差反映了需要降压量的大小，假设只考虑单因素影响，则降压量越小，见气时间越短，反之降压量越大，见气时间越长。但是，受地层供液量差异的影响，降压困难程度不同，降压量与见气时间并不呈线性相关［5－7］。

综合上述两个方面，可假设预测模型为:

式中，A，a，b为待统计回归的常数。

采用实际数据T，Q，ΔP。T=［44 42 82 105 121 124 63 225 29］，Q= ［3.13 2.46 3.76 0.89 9.44 8.84 3.14 19 1.3］，ΔP= ［1.98 1.69 1.95 2.81 0.41 0.49 0.4 1.02 1.94］，得拟合公式为

平均误差为21%，理论模型拟合结果见图2。

3.2 统计模型

根据煤层气井生产参数耦合及关联分析，可以得到见气时间与见气前平均日产水量、举升指数以及等效压力的统计模型，如表2。

图2 理论模型拟合结果

表2 见气时间预测统计模型

考虑到见气前平均日产水量与举升指数呈明显正相关 (如图3所示)，见气时间可由见气前平均日产水量表示，平均误差为23%。

图3 见气前平均日产水量与举升指数的相关性

3.3 见气时间预测表达式

综合理论模型与统计模型，试用了取平均值法、加三差分法、加权平均法，发现取平均值法误差最小，最后采用取平均值法得到了见气时间的预测表达式 (第一表达式)，拟合度80%。

4 适应性评价与应用实例

在延川南区块对见气时间的预测发现，当见气前平均日产水量小于1m3时，实测见气时间超过100d，地质分析证实这些井位于弱含水区，并且等效压力较大 (大于2MPa)，也反映了储层压力较高、煤层解吸压力较低，降压困难。此部分井数据如表3所示。

在这些区域则采用第二表达式:

表3 弱含水区部分井数据

因此，见气时间预测表达式可修正为:

对于延川南区块而言，水文地质分析得出弱含水区区域较小，主要运用累计产水量Q大于1m3时的表达式，其应用实例如表4，预测误差较小。

表4 见气时间预测应用实例

5 结论与建议

见气时间预测模型需要充分考虑到地质因素的影响，例如水文地质、含气量 (影响解吸压力)、原始储层压力等，文中所建模型首先通过见气前平均日产水量差异，区分了水文地质条件，同时运用见气前平均日产水量与等效压力 (初始井底流压与解吸压力之差)建立了预测见气时间的理论模型，在数据统计时发现见气前平均日产水量与见气时间具有强相关性，以此作为统计模型。结合理论模型与统计模型，采用取平均的方法得到了见气时间预测表达式，其相对误差最小。

［1］郭庆安，许祖伟.鄂尔多斯盆地延川南区块延1井区煤层气开发先导性试验井组研究［J］.石油天然气学报，2010，32(4):349－350.

［2］安丰华，程远平，吴冬梅，等.基于瓦斯解吸特性推算煤层瓦斯压力的方法 ［J］.采矿与安全工程学报，2011，28(1):81－85.

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