气井产能（通用7篇）
气井产能 篇1
1 前言
当井底压力降到露点压力以下时, 凝析气藏流体形成。凝析油在井筒的聚集引起了堵塞效应, 并降低了有效渗透率, 同时也引起了表面组分的流失, 这些影响取决于油藏和井的一些参数。
由凝析油压力恢复所引起的产能的下降是很严重的。在一些实例中, 这种降低可高达2～4个因数的影响, 按照Afidick和Barnum等人的实例研究, 甚至在一些较为贫乏的凝析油藏中当最大液量降低1%时, 产能降低就相当于压力降低到露点压力时的2倍。为了预测井的产能和计算油气采收率, 有必要了解凝析气田流体带的详细情况。
Fevang和Whitson在他们的凝析油模拟中, 阐述了产油井的产能问题。在该模拟中他们观察到, 由于近井眼凝析油的堵塞而引起的油井产能的减少取决于PVT相图、绝对和相对渗透率以及油井的生产方式。
在油田观测中已经就相对渗透率的影响进行了报道。在已发现的条件下, 对油藏流体PVT性质的变化进行了观测, 并且在世界范围内就许多油藏进行了讨论。Lee还举例来证明组分和凝析气系统的饱和度变化取决于毛管力和重力的影响。
Roussennac在数值模拟衰竭期时描述了相态变化, 按照他的观点, 在产能下降时, 井的小孔道中流体聚集, 混合物组分加重, 从而流体流动形态由凝析气藏变化到重油油藏。
井的生产计划对PVT性质有重大影响。然而, 生产计划影响PVT性质的方式还没有详述。本文旨在研究生产策略及其对产能和组分的影响。
这里进行了多组分凝析气藏系统和双组分凝析气藏系统的组分模拟。为了确定生产策略导致的组分变化, 需要进行岩心驱替实验来研究凝析气藏流体在多孔介质中的流动特性。
2 模型
2.1 多组分模拟模型
模拟的主要目的是为了弄清生产策略对凝析油带和组分变化的影响。选用半径为5 200 ft (1 ft=30.5 cm) 、渗透率为0.02 μm2×50 ft的圆柱形油藏。使用一种应用FULLIMP方法的模拟器E300来模拟不同工作状态下的生产。
表1给出了多组分流体的成分。实验性液流析出数据与相态方程有关。修正的Peng-Robinson状态方程 (EOS) 用来演示流体特征。图1表明, EOS计算得到的液体析出数据与井的测量数据十分吻合。将EOS计算值输入到模拟器中。
模型中选择小半径井以获得近井筒地带的准确压降。
在多孔介质中, PVT特性由油藏温度、压力和多孔介质特性所控制。在本文中, 不考虑温度的变化。因此, PVT特性由油藏压力和重组分积聚方式决定。为了研究生产策略如何影响凝析油堵塞和最终采收率, 建立了两套模拟系统:一个是固定的井底压力 (BHP) 策略, 采用不同的BHP设定值;另一个是随时间变化的BHP策略。
2.2 双组分模拟模型
为了研究生产策略导致的组分和饱和度变化, 在双组分凝析油系统中实施岩心驱替实验。这个模拟系统是在低温低压下进行的。这样, 实验在室温和低压下就可以轻易进行。与此同时合理凝析油析出将有望在实验中形成。
为了在不变压降下模拟岩心驱替实验, 模型采用一注一采。控制两井井底压力, 使注气井中的流体在油藏压力高于露点压力时总是保持气态, 而生产井周围的流体总是两相流态, 且BHP在露点压力以下。
模拟中应用相同的模拟器 (E300) 和FULLIMP方法。
3 实验仪器和实验过程
3.1 实验仪器
实验由四个主要部分组成:气体供给和消耗部分、岩心流动系统部分、气体取样部分以及数据采集部分。
此实验一个不寻常的方面是具有在常温常压下测量组分的能力。
上游的混合气体储存在带有水泵的圆柱胶塞筒中, 这是为了控制供气压力在凝析气露点压力以上, 因为气体消耗的总体积很小, 所以下游的气体消耗可不计。
岩心流动系统由岩心夹持器和一个高25.04 cm、直径5.06 cm的活塞组成, 岩心夹持器可以提供高达40 MPa的压力。
气体样品分别收集在7个样品袋中, 6个沿岩心夹持器排列, 1个在下游收集废气。气体样品袋与系统相连, 实验前所有样品袋是真空的, 并且采样气压力非常低, 因而不会吹掉气体包。采用HP 2880A系列气体色谱仪分析气体样品的组成, 30 ft的圆筒专门用来测量轻质组分。
不同容量的压力传感器用来测量绝对压力和气体流动过程的压降。2个2 000 psi (1 psi=6.89 kPa) 和一个3 000 psi的数字化压力测量仪安装在岩心夹持器的入口和第一个采样出口上, 用来测量系统上游的流动压力。实验表明, 在入口和第一个出口之间的压降是很小的, 因此原始混合气体进入岩心筒肯定在露点压力以上。2个1 250 psi的传感器安装在岩心夹持器的末端和最后的样品出口处。样品出口的压差由320 psi的传感器测量。
3.2 实验过程
在流动实验前, 岩心用1 860 psi的纯甲烷饱和。2 PV的甲烷及丁烷混合气体通过岩心。均衡之后的岩心系统压力为2 106.8 psi。
实验中收集了4组样品:
◇ 第一组在2 106.8 psi压力下, 流动实验前收集;
◇ 第二组在流动实验中, 最终上游压力和下游压力分别为1 625.6 psi和1 200 psi;
◇ 关掉上游供气, 压力降到663.09 psi, 收集第三组;
◇ 上游压降到61.5 psi, 在出口收集第四组。
所有的气体收集在样品袋中送至气体色谱仪做组分分析。
4 结果和讨论
4.1 实验结果
图2给出的是所有气体样品的色谱测量结果。注意, 在流动测试之前收集到的第一组样品在不同的样品出口处显示出不同的组分, 并且也不同于最初的组分。在2、6样品出口处取的样是唯一的两个与最初的组分完全相同的样品。样品1、3、4显示出高的C4百分数。样品5显示出较低的C4百分数, 最初的C4百分数为19%。这与岩心在1 800 psi压力下用纯甲烷饱和有关。当上游压力下降, 更多的凝析气进入岩心, 重组分多一些的凝析液不能流动, 直到凝析油饱和度达到临界饱和度值。因此流动相由轻组分组成。在第二、三次流动测试中证明了组分中的C4。
当岩心系统压力降低到与最大液体析出量对应的压力时, 凝析油开始再汽化。在这个阶段重质成分的百分数更高。第四组样品的组分证实了这一点, 样品压力只有61.5 psi, C4高达57.5%。在这个实验点, 累积的重组分重新汽化并采收。
4.2 多组分模拟结果
在油田规模模拟结果中, 随着生产时间的增加, 不同半径处凝析油的饱和度都下降。这里感兴趣的是两相区。正如希望的那样, 生产过程中, 压降延伸至远离生产井地带。一旦压力降到油层的露点压力以下, 凝析油进入油藏并累积, 直到累积的液体饱和度达到临界相对渗透率。
4.2.1 BHP不变的策略
在一个PVT室中, 如果降低或升高BHP, 凝析气体中的析出液体能够再汽化。然而在一个多孔介质中, 析出液体是不能移动的, 除非液体积累到相对渗透率曲线上的凝析油饱和度临界值。累积的凝析油一般由重组分组成, 因此可改变油层中的相组分。凝析油能否二次汽化取决于油层中液体组分。当BHP降低时液相饱和度增加, 对于这种特别的流体系统没有二次汽化的发生。
随着BHP降低, 更多的C7变为液态, 虽然总的气产量随BHP的降低而在上升, 但当液体饱和度恢复时, 井的产量急剧下降。
随着BHP降低, 两相区扩展, 更多的重组分滞留在油藏中。
在这种情况下, 可以减小BHP来获得更大的压差, 因而可以暂时提高气井产量。但是减小BHP将会导致两相区的膨胀, 并且会在气藏中累积更多的重组分。因此, 通过降低BHP来提高总的液体采收率可能不是一个好的策略。
4.2.2 BHP随时间变化的策略
BHP不设定为一个固定值, 它可以是生产时间的函数。为了在这种情况下的所有模拟实验, 原始地层压力和最终井底压力要相同。
提高渐变时间, 虽然由于较小的压差会使初始生产速率较低, 但是产气能力在后期将有所增加。当渐变时间增加时, 气井产量减少。但是气井产能指数的降低从单相流的高产能推迟到两相流的低产能。饱和凝析油和重组分的聚积也延迟。
随着渐变时间的增加, 两相区能够有效地缩小, 并且更少的重组分滞留在气藏中。这在长期的油气田开发过程中有着深远的意义, 因为很多现场资料表明, 重组分一旦滞留在气藏中就很难再开发出来。
4.3 双组分模拟结果
研究了甲烷和丁烷体系的双组分模拟结果。对多组分和双组分系统, BHP策略结论是相同的。简而言之, 地层和气井之间较大压差的结果是使总的气体产量增加, 但是同时, 较低的BHP使更多的重组分滞留在地层中并且形成了更大的两相区。因为特有的C1和C4的双组分组合, 饱和度分布图显示积聚的凝析油饱和度达到一个极值后会有所降低。需要指出的是, 从相对渗透率曲线可以看出凝析油饱和度的最大值 (Scam=0.53) 大于临界凝析油的饱和度 (Sac=0.25) 。随着气井的持续生产, 液体中C4的摩尔分数也降低。原因是一些地层流体的再汽化, 因而随着井的生产, 两相带也发生了变化。
气井产能降低主要是从单相流变为两相流, 并且BHP越小, 降低越多。
从模拟结果可以得出, 生产策略优化没有标准的方法。使用较低的BHP或较快的渐变时间, 可以暂时实现气井高产, 但是为了将凝析油的堵塞影响降到最小以及提高气液的最终采收率, 更高的BHP或更长的渐变时间才是更好的策略。最佳的方法取决于原始组分。
5 结论
(1) 在凝析气流中, 局部组分的改变受相对渗透率的影响。
(2) 组分和凝析油饱和度的改变主要与生产过程有关。BHP越高, 凝析油带越小, 滞留在地层中的重组分就越少;提高BHP的渐变时间, 也有助于减小凝析油带和重组分的残留。
(3) 使用适当的生产策略可以使产气量最优化。总的产气量可以通过降低BHP或者迅速而不是逐渐降低BHP达到设定的BHP值。
(4) 可以通过优化生产过程来降低产能损失。
(5) 由于相对渗透率的影响, 凝析油析出会影响流动能力。
煤层气井产能影响因素分析 篇2
目前, 世界各国都开始逐渐重视煤层气的开发和利用, 主要是因为［2］: ①煤层气是一种新型替代清洁能源。②煤层气的开发具有一定的环境意义。③煤层气的开发具有一定的减灾意义。④煤层气的开发利用可以带动相关产业的发展, 从而增加就业机会并提高人民生活水平。煤层气产能研究对合理开采煤层气具有指导作用。
1 煤层气井产能预测数学模型
1. 1 基本假设
( 1) 煤层理想化模型由基质和割理系统 ( 面割理和端割理) 组成。
( 2) 煤层基质和水可压缩, 忽略水中溶解的气量。
( 3) 煤层流动为等温流动。
( 4) 在原始状态下, 大量气体以吸附气的形式储集在基质内表面, 割理系统含少量自由气。
(5) 煤基质孔隙小, 水不能进入, 仅含气。
(6) 自由气作为真实气体。
( 7) 气体的扩散过程瞬间完成, 忽略解吸气的扩散过程。
( 8) 水和气体在割理系统中的流动服从达西定律, 忽略重力作用。
1. 2 产量计算模型
1. 2. 1 煤层基质的收缩和膨胀效应
随着排水的进行煤层有效应力降低, 盖层会压紧裂隙导致裂隙收缩渗透率降低。随着基质中气体的解吸, 基质孔隙压力下降导致基质的体积收缩, 同时裂隙变宽从而渗透率增加。原理图如图1、图2 所示。
1. 2. 2 渗透率与压力的关系
随着气藏的开发, 有效应力的变化和甲烷气体解吸的作用导致基质的收缩和膨胀, 从而导致煤层孔隙度和渗透率也随之改变。渗透率的计算模型选用Palmer and Mansoori模型。
1. 2. 3 相对渗透率与饱和度的关系
裂隙中水的饱和度随着排水的进行而发生变化, 含水饱和度受水的流入和产出及水和岩石的压缩性的影响。达西渗流发生在裂隙中, 所以水相和气相在流动过程中相对渗透率也发生变化。相对渗透率的计算使用corey模型。
1.2.4煤层气产量计算模型
煤层气的产量公式形式上与常规油气藏相同。但是其中的参数例如渗透率和拟压力的变化都由煤层气的典型特征所决定。
产气量公式:
产水量公式:
式中, qg为标准状态下的产气量, m3/ d; kg为气层有效渗透率, mD; h为气层有效厚度, m; m ( P) 为气藏拟压力, MPa2/ ( mPa ·s) ; m ( Pwf) 为井底拟压力, MPa2/ ( mPa·s) ; T为气层温度, K; s为表皮系数, 无因次; re为气藏外边界半径, m; rw井筒半径, m。qw为地面产水量, m3/ d; kw为水层有效渗透率, mD;P－为地层压力, MPa; Pwf为井底流压, MPa; μw为水黏度, mPa·s; Bw为地层水的体积系数, 小数。
1. 2. 5 压裂井等效表皮的计算
式中, s为等效表皮系数, 无因次; xf为裂缝半长, m; α 裂缝无因次导流能力的函数。
1. 3 静态物质平衡
King物质平衡方法［3］是最全面的方法, 考虑以下因素: 基质中的吸附气、裂隙中的自由气、水和岩石的压缩性、水的产量。煤层气的累积产量等于煤层中气量的变化量, 即:
整理可得:
式 ( 1) 中, Gp为煤层气累计产量, m3; ΔVA为吸附气量变化量, m3; ΔVF为自由气量变化量, m3; A为井的控制面积, m2; h煤层有效厚度, m; ρb为煤块的密度, t/m3; Bg为气体体积系数, 小数; Zi, Z为初始条件下和目前条件下气体压缩因子, 无量纲。Psc为标况下的压力, MPa; Tsc为标况下的温度, K; T为气层温度, K; Pi, P为初始气藏压力和目前气藏压力, MPa; φi, φ 为初始孔隙度和目前孔隙度, 小数; Swi, Sw为初始条件下和目前条件下水的饱和度, 小数;VL为朗格缪尔体积, m3/ t; PL为朗格缪尔压力, MPa; Zi*, Z*为初始条件下和目前条件下非常规气藏气体压缩因子。
从式 ( 1) 可以得出煤层气原始储量为:
式 ( 2) 中, OGIP为煤层气原始储量, m3。
式 ( 1) 与式 ( 2) 两式相除得物质平衡方程:
与Gp为线性关系, 该直线与x轴的交点为OGIP, 与y轴的交点为Pi/Z*i。
2 煤层气产能影响因素分析
在煤层气的开发过程中, 其产量受到各种因素的影响。在建立煤层气产能预测模型的基础上, 主要讨论朗格缪尔体积常数、临界解吸压力、渗透率、供给半径对产能的影响。
2. 1 朗格缪尔体积对产能的影响
煤层气主要以吸附气的形式存在于煤层中, 反应这一吸附特性的朗格缪尔等温吸附定律中的一个重要参数就是朗格缪尔体积常数。相同的煤层压力下, 朗格缪尔体积常数越大煤层的含气量就越大。不同体积常数的朗格缪尔等温吸附曲线如图3 所示。
从图4 可以看出朗格缪尔体积常数对中后期的产气量的影响是非常明显的, 而对早期产气量上升阶段的影响不大。由于朗格缪尔体积常数主要体现了煤层中气体的吸附储存能力, 在相同的压力下, 朗格缪尔体积常数越大解吸出的气量越多, 因此产气量就越大。
2. 2 临界解吸压力对产能的影响
当煤层含气量等于该地层压力的理论吸附气量时 ( 如图5 中A点所示) , 煤层气的临界解吸压力等于气藏原始压力, 压力稍有下降气体就能从基质表面解吸出来。当含气量低于理论吸附气量即含气量点位于曲线下方时 ( 如图5 中B、C两点所示) , 临界解吸压力则低于气藏原始压力, 只有当地层中某点的压力下降到低于临界解吸压力时被吸附的甲烷气才开始从基质表面解吸出来 ( 如图5 中B'、C'两点所示) 。
当煤层中的含气量分别位于A、B、C三个点时, 单井的日产气量曲线如图6 所示, 临界解吸压力对产气量的影响非常大。该影响主要体现在产量的上升期和稳产期。由于A点临界解吸压力等于原始地层压力, 因为情况A最早开始解吸, 产量上升幅度最大, 峰值出现的时间最早且峰值最高。因此可以得出结论: 临界解吸压力与原始地层压力的比值越接近于1, 解吸时间越早, 有效解吸区域越大, 峰值出现的时间越早, 产气量越高。
不同的临界解吸压力对初期产水量有一定的影响。临界解吸压力对地层压力的下降趋势的影响是很明显的。地层压力在下降到临界解吸压力之前随着时间呈直线下降, 在下降到临界解吸压力之后甲烷气开始解吸, 地层压力下降变缓慢 ( 如图8 所示) 。
2. 3 煤层渗透率对产能的影响
渗透率是决定煤层甲烷和水在割理和裂缝中流动的主要控制因素。中国煤层气产层的显著特征之一就是其渗透率很低, 但是通过压裂改造后渗透率会有明显的提高。
从计算结果中可以分析渗透率对产气量的影响。渗透率越大压力降落越快, 气体解吸时间越早。因此渗透率越大产量越早开始上升, 峰值出现时间越早且峰值产量越高。因为总的可采气量不变, 所以到了开采后期日产气量会较低。
地层的渗透性越好, 水在地层中的渗流越容易, 产水量会越大, 因而压力波传播地越快, 压力降落越明显。
总体而言, 如果煤层的渗透率过低, 会发生解吸渗流困难; 渗透率越高, 渗流越容易, 产水量越大, 压降漏斗的波及范围越大, 压力下降越快, 因而产气量就越高。
2. 4 单井控制面积对产能的影响
控制面积越小, 产气量的峰值越高; 控制面积越大, 峰值产量越低。因为控制面积越小, 地层压力降落越快, 所以产量越高。
控制面积越小, 初期产水量越高, 产水量曲线下降趋势越明显。到了后期产水量已经很小了所以差别就不明显了。产水量的大小影响着平均地层压力的变化, 产水量越大地层压力的降落越迅速。
3 结论
本文建立在煤层气单井产能预测解析方法的基础上进行产能影响因素分析, 主要得出了以下结论。
( 1) 在煤层气理想模型基本假设基础上, 建立计算产量所需的各参数的方程, 结合产量计算方程和静态物质平衡方程推导出产能预测模型。
( 2) 在预测模型的基础上分析产能影响因素。朗格缪尔体积常数的大小直接影响着煤层的含气量。临界解吸压力的大小直接影响煤层甲烷解吸的时刻。
( 3) 煤层渗透率越大, 产水量越大, 煤层气的产量越高, 峰值出现的时间越早。单井控制面积越小, 地产水量越大, 产气量也越大, 峰值越高。
摘要：煤层气的开发和利用十分重要, 煤层气产能研究对合理开发煤层气具有指导意义。在煤层气理想模型基本假设基础上, 建立计算产量所需的各参数的方程。结合产量计算方程和静态物质平衡方程推导出产能预测解析模型;并分析了朗格缪尔体积常数、临界解吸压力、煤层渗透率以及单井控制面积对产能的影响。结果表明朗格缪尔体积常数的大小直接影响着煤层的含气量。临界解吸压力的大小直接影响煤层甲烷解吸的时刻。煤层渗透率影响产量峰值出现的时间。单井控制面积影响产量峰值大小。
关键词：煤层气,产能,模型,因素分析
参考文献
[1] Schraufnagel R A, Hill D G, Mcane R A.Coalbed methane-a decade of success.SPE 25851, 1994
[2] 苏现波, 陈江峰, 孙俊民, 等.煤层气地质学与勘探开发.北京:科学出版社, 2001:2—58
气井产能 篇3
1 变导流能力研究
裂缝的导流能力是指油层条件下填砂裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积[11],即
式(1)中:FCD为裂缝导流能力,10-3μm2·m;kf为填砂裂缝渗透率,10-3μm2;wf为填砂裂缝宽度,m。
1986年,Poulsen指出填砂裂缝的导流能力沿裂缝方向不是恒定的,而是不断变化的,其变化形式有直线变化、指数变化和对数变化三种趋势[7]。依据实验结果,通过曲线回归,可以得到裂缝导流能力随距离的指数变化形式[8,12]。图1为裂缝在井筒处的导流能力为200×10-3μm2·m时,裂缝导流能力沿缝长的变化情况示意图。
式(2)中:FCD(xD)为裂缝在无因次位置xD处的导流能力,10-3μm2·m;FCD0为裂缝在井筒处的导流能力,10-3μm2·m;xD为沿裂缝方向的无因次距离(xD=x/xf),m。
2 模型建立及求解
气藏中直井在压裂后,渗流模式将发生变化,可分为地层内的流动和裂缝内的流动两部分,气体首先由地层流向裂缝,再由裂缝流向井底,压裂裂缝(图2)的导流能力可分为无限导流能力与有限导流能力两种[13]。
2.1 地层内的流动
气井经过压裂后,气藏储层内部的气体渗流进入裂缝,可形成等压椭圆柱面,采用拟压力表示则有下式[14]。
式中:pe为地层压力,MPa;pw为油藏和裂缝区域衔接处压力,MPa;Qsc为标准状态下的气井压裂后产量,m3/d;T为气藏温度,K;k为地层渗透率,10-3μm2;h为地层厚度,m;re为油藏泄流半径,m;xf为压裂裂缝半长,m;μg为气体黏度,m Pa·s;Zg为气体偏差系数;m(p)为拟压力函数。
2.2 支撑剂有效渗透率
气井压裂后,气体由储层首先渗流进入裂缝,再由裂缝流到井筒。由于裂缝内气体高速流动,将产生高速非达西现象,使得裂缝内支撑剂的渗透率降低,可以通过雷诺数对支撑剂渗透率进行修正,计算得到其有效渗透率[15]。
式中,R为摩尔气体常数,;Bg为气体体积系数,无因次;hf为裂缝高度,m;wfp为裂缝宽度,m;β=a/kfb为非达西流动系数,m-1;ρg为气体密度,kg/m3;v为气体流速,m/s;μg为气体黏度,m Pa·s;kf为支撑剂渗透率,10-3μm2;kf-eff为支撑剂有效渗透率,10-3μm2;Re为雷诺数;a,b为常数,对于不同类型的支撑剂其数值不同,Cooke[16]通过实验确定常数a、b的值(表1)。
2.3 裂缝内的流动
气体进入裂缝后,由裂缝流向井底,气体在裂缝内为高速非达西流动,应该采用支撑剂的有效渗透率进行产能计算,假设裂缝为有限导流能力,则有[14]:
计算中采用裂缝的有效导流能力,即采用利用雷诺数修正后的有效渗透率进行计算。
式(13)中:pwf为气井井底压力,MPa。
由上述公式即可推得变导流能力情形下的垂直裂缝气井的非达西产能公式。
在气井井底流压和气藏压力范围内,可认为气体的黏度和气体偏差因子为常数,因此可移出积分号[17],故气井产量为
2.4 无因次采气指数
采气指数(productivity index)是单位生产压差下的气井产气量。对于拟稳态径向流情形下直井的采油指数可写为无因次采油指数JD的函数[18]。
式(16)中:PI为采油指数,m3/(d·MPa);α为单位换算系数;JD为无因次采油指数。
由式(15)按照式(16)对无因次采油指数的定义,可以得到变导流能力直井非达西无因次采气指数JDV。
式(17)中,JDV为压裂直井非达西无因次采气指数。
2.5 裂缝壁面伤害
在压裂过程中,由于压裂液的滤失等原因,地层不可避免地将受到伤害,导致裂缝壁面处储层渗透率下降,进而降低压裂井产能,这称之为裂缝的表皮效应,如图3所示[19]。1978年,Cinco-Ley等[20]提出利用裂缝壁面表皮系数Sf(fracture face skin)来定量表征裂缝的壁面污染效应,式(18),公式中假定沿裂缝方向储层污染深度ws(fracture face skin zone extent)恒定。
式(18)中:Sf为裂缝壁面表皮系数;ws为裂缝处储层污染深度,m;ks为受污染储层渗透率,10-3μm2。
实际计算中,参考相关实验结果,对参数进行了合理赋值。依据压裂液滤失实验取ws=0.1 m[21];依据压裂液岩心伤害率实验取k/ks=3[22],该值表示裂缝壁面储层污染程度,该值越大,储层污染越严重。
图4为储层在不同污染深度与污染程度情形下裂缝壁面表皮系数与裂缝半长的关系曲线。图中可以看出,裂缝壁面表皮系数随裂缝半长的增加而减小,储层的污染深度越深、污染程度越重,则裂缝壁面表皮系数越大。
当考虑裂缝壁面储层污染效应时,此时的无因次采气指数可由式(19)近似求得[19]。
式(19)中,JDV,D为压裂直井考虑裂缝壁面污染时的无因次采气指数。JDV|S=0为压裂直井裂缝壁面Sff=0时的无因次采气指数。
此时,气井产量为
2.6 模型求解
由于模型中采用雷诺数修正支撑剂有效渗透率的方法来表征裂缝内气体的非达西效应,因此气井产量无法直接求解,需要循环迭代进行计算,基本步骤如图5所示[10,15]。
(1)给定雷诺数的初值,计算裂缝内支撑剂的有效渗透率,式(6)。
(2)计算气井产量,式(20)。
(3)根据气井产量计算气体在裂缝内的流速,式(9)。
(4)用计算得到的气体流速计算新的雷诺数,式(7);如果初始雷诺数与计算的雷诺数在误差允许范围内,则计算终止;否则,继续循环求解。
3 算例
如图6,气井产量随着支撑剂渗透率的增加而增加,尤其当支撑剂渗透率在10~100 D范围内时增加较快;在支撑剂渗透率大于1 000 D后,产量随支撑剂渗透率的增加的增幅较小,且不同情形下的气井产量趋于接近。计算表明裂缝支撑剂渗透率较高时,裂缝导流能力的变化对产量影响较小;水力裂缝不仅提供了渗流通道,更减缓了裂缝内气体的非达西效应,这是压裂增产的原因之一。实际压裂施工中,支撑剂渗透率多集中在10~500 D之间,在此区间内支撑剂渗透率对产量的影响较大,不同情形下的产量差别也较大。考虑变导流能力时,产量会下降;同时裂缝内气体的非达西效应也使得产量急剧下降。
由图7可知在本算例中雷诺数随着支撑剂渗透率先增加后降低,存在一个最大值;且变导流能力时的雷诺数总小于定导流能力时的雷诺数。变导流能力时,裂缝的导流能力较定导流能力时低,气体在裂缝内的渗流阻力大,使得气井产量降低,裂缝内气体流速降低,因此雷诺数较小。支撑剂渗透率较低时(小于100 D),与气藏的供气能力相比,裂缝的导流能力不足;裂缝导流能力的增加,将减小裂缝内气体流动阻力,使得产气量大幅增加,裂缝内气体流动速度也大幅增加,此时气体流速是控制雷诺数的主导因素;当支撑剂渗透率较高时(大于100 D),随着裂缝内渗透率的增加,雷诺数呈现递减趋势,且两种情形下的雷诺数趋于重合;由产量曲线可知,此时气井产量增加缓慢且趋于稳定,气藏的供气能力是限制产量增加的主因,即裂缝内气体流速趋于定值,支撑剂渗透率是雷诺数的主导因素,渗透率增加,雷诺数降低。
4 敏感性分析
设定裂缝渗透率Kf=200 000 m D,由表2中基本参数计算并绘制不同裂缝长度及裂缝宽度情形下的产量曲线。
4.1 裂缝长度的影响
在该算例中,四种情形下气井产量都随裂缝半长增加而增加(图8),但曲线形态却存在一定差别。定导流能力、达西情形下气井产量最高,变导流能力、非达西情形下气井产量最低,且二者间的产量差值随着裂缝半长的增加而增加。算例中,达西情形下的产量均高于非达西情形下的产量,表明裂缝内气体的非达西效应对产量影响严重。
4.2 裂缝宽度的影响
裂缝宽度较小(Wf=0.002 m、0.004 m)时,气井产量随着裂缝长度先增加后降低(图9),此时的雷诺数也具有相似的规律(图10)。裂缝宽度较小时,气体在裂缝内高速流动、具有较大阻力,随着裂缝半长增加,初期产量上升;但裂缝过长时,地层内的气体大量流入裂缝,裂缝内气体的高速非达西流动消耗大量能量,反而使得产能降低,也表现为此时雷诺数随裂缝半长增加而减小。裂缝宽度较宽时,产量则是随着裂缝长度增加而增加,但前期产量增加较快,后期产量增加较缓慢;雷诺数也随裂缝半长增加而增加,但后期基本趋于稳定;此时裂缝的导流能力充足,而气藏的供气能力是限制产能的主导因素。
压裂气井的产能由气藏的供气能力和裂缝的导流能力共同决定,只有二者相协调时产能才能最大。对于给定的气藏,其供气能力一定,因此需要优化裂缝的导流能力;在裂缝导流能力较低时,会存在最优缝长,使得产量最大,缝长过长或过短都会使产量降低。
5 结论
裂缝的导流能力沿缝长方向不是固定不变的,而是不断递减的,可采用指数、对数、线性递减形式来表示导流能力的递减,在产能公式中也应考虑裂缝导流能力的变化。
裂缝变导流能力时的产能较定导流能力时的产能低,在支撑剂渗透率较低或较高时,两种情形下的产能差值较小,但在实际的支撑剂渗透率范围内,两种情形的产能有明显差异。
由于气井裂缝内气体的高速非达西流动,会降低支撑剂的渗透率,可采用雷诺数对支撑剂渗透率进行修正,得到有效渗透率,从而进行产能计算。考虑气体非达西效应时,气藏产量也将降低。
裂缝内支撑剂渗透率对产量有明显影响,增加支撑剂渗透率,可提高裂缝导流能力,降低气体在裂缝内的渗流阻力,减弱非达西效应,进而提高产量。裂缝宽度对产量影响也有很大影响,气井产量随着裂缝宽度增加而增加。因此实际压裂施工中,应尽量选用高渗透率支撑剂,且增加缝宽。
致密气藏压裂气井产能计算新方法 篇4
1 产能预测模型
1.1 物理模型
根据致密气藏压裂气井生产不同阶段及各阶段气体流动特征, 将储层至垂直压裂井中的流体流动区域划分为三个区域:一区为裂缝内气体高速非达西流动区, 对应气井生产的初期阶段, 气体的紊流效应与裂缝压敏效应占主导;二区为裂缝边界泄流引起的椭圆非达西流动区, 对应气井生产的中期阶段, 基质压敏效应与气体渗流所受阈压效应占主导;三区为边部地层流入椭圆流动区的低速非达西渗流区, 对应气井生产的晚期阶段, 气体渗流的滑脱效应占主导, 同时寻找压敏效应与阈压效应作用 (如图1) 。
建立模型时, 将地层及裂缝看作2个相对的渗流系统, 两者之间通过地层与裂缝间的渗流量和压力相等的原则确定联接条件。
数学模型的基本假设条件:
(1) 储层为均质等厚的连续介质储层;
(2) 裂缝关于井筒对称分布, 且裂缝具有无限导流能力, 位于气层中部;
(3) 气体等温渗流, 在人工压裂裂缝内渗流服从高速非达西渗流规律, 基质与裂缝系统间的流体流动符合低速非达西渗流定律;
(4) 地层及气体均具有压缩性;忽略重力与毛细管力的影响。
1.2 模型建立
1.2.1 早期生产阶段产能预测模型
垂直压裂气井早期生产阶段, 由于支撑裂缝渗透率很高, 气体首先在裂缝中作高速非达西流动, 紊流效应与压敏效应作用明显, 忽略阈压效应与滑脱效应的影响。
(1) 运动学方程:
式 (1) 中:p为距井轴任意距离处的地层压力 (MPa) ;x为裂缝内距井筒中心的距离 (m) ;μ为气体黏度 (m Pa·s) ;Kf为水力裂缝渗透率 (m D) ;v为气体渗流速度 (m/s) ;βf为水力裂缝内紊流系数, βf=C/Kf1.5, C为实验系数, 等于7.644×1010, m-1;ρ为气体密度 (g/cm3) 。
(2) 应力敏感方程。
设渗透率K随压力变化符合负指数衰减方程:
式 (2) 中:Kf0为初始条件下的水力裂缝渗透率 (m D) ;pe为原始地层压力 (MPa) ;αf为裂缝渗透率变形系数 (MPa-1) 。
(3) 产能预测模型。
式 (3) 中:
式中:m (p) 为地层压力为p时所对应的气体拟压力[MPa2/ (m Pa·s) ];R为气体常数[Pa·m3/ (mol·K) ];M为气体分子量 (kg/mol) ;Tsc为标准状况下的温度 (293 K) ;psc为标准大气压 (0.1 MPa) ;T为气层温度 (K) ;Z为气体压缩系数;p0为参考压力, 一般取为标准大气压0.1 MPa;pf为裂缝尖端压力 (MPa) ;pwf为井底流压 (MPa) ;μ-为平均气体黏度 (m Pa·s) ;Z-为平均气体压缩系数;xf为水力裂缝长度 (m) ;wf为水力裂缝宽度 (m) ;h为气藏有效厚度 (m) ;qsc为标准状况下气井体积流量 (m3/d) ;rw为气井井筒半径 (m) 。
1.2.2 中期生产阶段产能预测模型
垂直压裂气井中期生产阶段, 裂缝边界诱发地层中的平面二维椭圆渗流, 气体渗流受阈压效应影响, 压敏效应作用明显, 滑脱效应影响可忽略, 气体渗流符合低速非达西椭圆渗流。
(1) 运动学方程:
式 (4) 中:K为地层渗透率 (m D) ;y-为水力裂缝横截面等效矩形长度 (m) ;Gg为气体启动压力梯度 (MPa/m) 。
(2) 应力敏感方程:
式 (5) 中:K0为原始地层条件下的地层渗透率 (m D) ;αK为基质渗透率变形系数 (MPa-1) 。
(3) 阈压效应方程。
考虑流体渗流受阈压效应影响, 阈压梯度与空气渗透率符合幂函数关系
(4) 产能预测模型。
式 (6) 中:m (p) =∫p0μZpe-αK (pe-p) pdp;
式中:a为水力裂缝泄流椭圆半轴长 (m) ;ξ为椭圆坐标;ξf为裂缝尖端椭圆坐标;Gg T为气体拟启动压力梯度。
1.2.3 晚期生产阶段产能预测模型
垂直压裂气井晚期生产阶段, 地层能量衰竭, 裂缝发生变形或闭合, 此时主要是远井区地层基质在低压下泄气生产, 此时压敏效应作用减弱, 滑脱效应作用占主导, 同时考虑阈压效应影响, 气体渗流符合低速非达西渗流定律。
(1) 运动学方程:
式 (7) 中:r为距井轴的任意半径 (m) 。
(2) 应力敏感方程:
(3) 滑脱效应方程。
气体在低压下流动, 受滑脱效应影响, 渗透率变化遵循Klinkenberg方程。
式 (9) 中:b为滑脱因子 (MPa) 。
(4) 产能预测模型:
式 (10) 中m, pξ为交界面处压力 (MPa) ;re为供给半径 (m) ;rξ为交界面处距井轴的距离 (m) 。
当三个流动区同时渗流时, 根据质量守恒原理, 相邻流动区交界面处渗流量和压力相等, 消去交界面压力, 联立方程式 (3) 、式 (6) 、式 (10) 求解, 得到气井产量qsc。
2 产能敏感性分析
运用本模型方法, 采用实际气藏数据, 定量评价了滑脱效应、阈压效应、应力敏感对致密气藏压裂直井产能的影响。
2.1 本文模型方法验证
实际气藏基本参数:温度为100℃, 压裂裂缝半长100~120 m, 裂缝渗透率为10 000~30 000 m D, 裂缝宽度0.003 m, 储层基质孔隙度6%, 基质的应力敏感系数为0.02 MPa-1, 裂缝的应力敏感系数为0.03 MPa-1, 井筒半径为0.1 m, 气体平均黏度为0.0 205 m Pa·s, 气体平均压缩因子为0.991 1, 相对密度为0.602, 标态温度Tsc=293 K;地层温度T=373 K, 模拟结果见表1。
采用实际地层参数, 对试验区5口垂直压裂井实际井参数进行产能模拟计算, 对比结果显示模拟结果符合率达到98.93%, 由此验证了本模型的正确性。
2.2 滑脱效应对气井产能的影响评价
滑脱效应的存在可以提高气井的产能。从图2中可以看出, 在相同生产压差下, 滑脱系数越大, 气井的产能越大。滑脱系数增大到3 MPa时, 气井无阻流量增大了20%。在高流压阶段, 产能受滑脱系数的影响不大, 而在低流压 (5~15 MPa) 阶段, 产能受滑脱系数的影响较大。
2.3 阈压效应对气井产能的影响评价
与滑脱效应相比, 阈压效应对气井产量影响较大 (图3) 。随着阈压的增加, 气井产量降低。当阈压梯度从0 MPa/m增加到0.005 MPa/m, 气井产量降低20%;对于渗透率为0.16 m D的致密气藏, 阈压梯度约为0.003 MPa/m时, 考虑阈压的影响, 产量减少近12%。
2.4 压敏效应对气井产能的影响评价
相对于滑脱效应和阈压效应的作用, 应力敏感对气井产能影响大。随着压敏系数的增加, 气藏产能降低, 考虑压敏效应的气井产量为不考虑压敏效应时的67%, 如图4。随着压敏系数的增加, 气井产量降低幅度减小。原因是随着压敏系数增加, 岩石孔喉变形增加, 当岩石受压实到一定程度后, 变形幅度减小。
2.5 滑脱效应、阈压效应、压敏效应对气井产能的相互作用规律
通过建立的同时考虑滑脱效应、阈压效应和压敏效应三种非线性渗流机理的产能模型, 评价了滑脱效应、阈压效应和压敏效应相互作用规律及对气井的产能产生影响 (图5) 。计算结果表明在气井全生命周期中, 压敏效应对气井产能影响最大, 其次是阈压效应, 而滑脱效应仅在低压阶段起作用, 并且影响较小。
3 结论
(1) 建立综合考虑气体滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感效应共同影响下的压裂气井产能预测模型, 运用实际气井生产数据验证了所建模型的正确性, 为超低渗致密气藏合理产能的求取提供了理论依据。
(2) 在气井生产过程中, 压敏效应对气井产能影响最大, 其次是阈压效应, 而滑脱效应仅在低压阶段起作用, 并且影响较小, 为保持气井高产、稳产, 压敏效应较强的气藏, 应采取压差生产。
参考文献
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[9] 熊健, 邱桃, 郭平, 等.非线性渗流下低渗气藏压裂井产能评价.石油钻探工业, 2012;40 (3) :92—96
气井产能 篇5
关键词：特低渗气藏,致密气藏,产能,启动压力梯度
在特低渗气藏中, 气体的渗流机理极其复杂。渗流力学理论是油气田开发工程领域的基础理论, 研究存在“滑脱效应”或“阈压效应”的低渗透气藏渗流力学理论将有助于更清楚的认识低渗透气藏的渗流特征, 从而为数值模拟、试井分析、气藏工程方法研究以及开发对策制定提供科学的理论基础。
1 研究的目标和技术路线
1.1 研究的目标
针对目前对特低渗气藏渗流的研究中表现出来的一些问题, 以气井为研究对象, 从特低渗气藏的储层特征及渗流机理出发, 综合运用油气藏地质、油气渗流理论、偏微分方程等方面的知识, 研究出适合于特低渗气藏的气井产能公式。
1.2 技术路线
在全面调研目前国内外对低渗, 特低渗气藏的研究情况的基础上, 建立适用于特低渗气藏气井产能分析的渗流数学模型。在得出了特低渗气藏渗流数学模型的基础上, 得到产能方程, 得到特低渗气藏产能分析方法。然后通过气井的实测数据对模型进行检验, 并得出对致密气藏开发有指导性的结论和建议。
1.3 主要的研究成果
(1) 从气藏地质的角度分析了特低渗气藏的成因、特低渗气藏的储层特征和特低渗气藏的渗流机理。
(2) 在常规气藏的渗流机理的基础上, 通过加入启动压力梯度进行修正, 并且求解微分方程获得适合特低渗气藏气井的产能公式。
(3) 通过实例分析, 得到考虑启动压力的某单井的产能方程。并且和原来的不考虑启动压力的方程相比, 说明了其更合理可靠, 更接近于真实生产情况。
2 特低渗气藏的地质特征
2.1 特低渗气藏的成因
致密、低渗透气藏与中高渗透气藏相比, 处于同一沉积环境 (如湖盆) 中, 但致密、低渗透层有特殊的形成条件。先天的物质条件是:近物源沉积的颗粒混杂、分选差;远物源沉积的颗粒细, 泥质含量高, 矿物成熟度低。
2.2 特低渗气藏的孔隙结构特征
特低渗气藏 (致密气藏) 的孔隙结构表现出以下特征: (1) 随着渗透率的降低, 排驱压力增加; (2) 随着渗透率的降低, 孔隙中值半径降低, 致密气藏储层的中值半径为0.062m左右; (3) 随着渗透率的降低, 孔隙几何参数G增加; (4) 随着渗透率的降低, 孔隙的分选性变差; (5) 随着渗透率的降低, 退汞效率降低; (6) 随着渗透率的降低, 最终驱油效率降低; (7) 随着渗透率的降低, 驱动压力增加。
2.3 影响致密气藏渗透率的主要因素
致密气藏的渗透率是界于0.1～0.01×10-3m2之间的, 因此研究致密气藏渗透率的影响因素是有意义的。致密气藏渗透率的主要影响因素有:孔隙结构、粘土矿物。
2.3.1 孔隙结构影响
孔隙结构对致密气藏渗透率的影响因素有:上浮岩石压力对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制, 部分饱和水对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制。
2.3.2 上覆岩石压力影响
封闭围压的增加渗透率降低, 这主要是由于在强力压实和成岩过程中形成的复杂而曲折的结构所造成的。对孔隙结构进行的薄片和电镜分析表明, 在孔隙间总是存在非常狭窄的切口裂缝。当有效压力很低时, 小裂缝是流体的主要通路。然而, 当上覆岩石压力增加时, 这些扁平的裂缝极易闭合, 因而造成了渗透率的降低。
2.3.3 部分饱和水影响
由于毛细管力的作用, 水有聚捕于细小孔隙和裂缝中的特性, 使传递的气体无法通过这些通道, 除非压力梯度大到足以将水从孔道中躯替出去。某些用水力压裂改善气层的措施之所以无效, 部分原因可能就是由于驱替水所需的气体压力梯度很大, 当压裂液渗入地层一定范围后, 在裂缝两侧产生了一个气体渗透率几乎为零的小区域。
2.3.4 粘土矿物影响
粘土矿物的单个颗粒形态和它们的组合形态, 均是广泛变化的。这些特征影响着表面积和微孔隙度的相对丰度, 从而影响着地层渗透率。有研究表明, 高岭石呈现一种密集的书本状形态, 并仅有一部分孔隙成组存在。大部分绿泥石显示卡片盒状排列, 其表面积和微孔隙性都比高岭石的高得多。混合层蒙脱石一伊利石普遍呈现卷曲碎片的蜂窝状组合, 并从边缘突出短粗的凸起。它的表面积和微孔隙性界于蒙脱石与伊利石之间。
3 特低渗气藏的渗流机理
3.1 渗流的一般特征
(1) 特低渗气藏中气体渗流具有与一般高、中渗透率地层中气体达西渗流完全不同的渗流特征。
(2) 在所研究的渗流速度范围内, 低渗气体渗流曲线是由非线性段和线性段连接而成的上凸曲线。
(3) 渗流曲线表现了非达西流动的特征, 线性流动段延长线不通过坐标原点而与流量轴相交, 存在一“拟起始流量”。
(4) 由非线性段过渡到线性段具有一转变的临界点, 相应于此点, 存在临界流量和临界压力 (平方) 梯度。
3.2 渗流机理
对于致密气藏, 在不含束缚水或束缚水饱和度较低时, 气体低速渗流的运动规律与液体低速渗流完全相反, 表现为低速渗流时, 渗流曲线是一条上凸型曲线。即当压力 (平方) 梯度小于临界压力 (平方) 梯度时, 表现为曲线斜率递减的非线性流动;当压力 (平方) 梯度大于临界压力 (平方) 梯度时, 表现为拟线性流动。
4 特低渗气藏气井的产能特征
通过对某致密砂岩湿气气藏p139井的产能特征分析表明如下。
(1) 用本文提出的方法分析得出的产能方程比通过压力校正得出的产能方程更适合实际生产情况, 因而本文提出的方法分析特低渗气藏的产能, 具有更大的合理性和可靠性。
(2) 考虑启动压力梯度后计算的无阻流量要比不考虑计算所得的无阻流量低, 也就是说启动压力梯度的存在减小了气井的产能。
一般特低渗气藏都含有束缚水, 因此对绝大多数特低渗气藏来说, 启动压力梯度对气井产能所产生的影响远远大于滑脱效应所产生的影响。经过现场实验得出为低渗、特低渗砂岩气藏存在启动压力, 只有井底流压小于地层原始压力到一定程度, 井中才有气体产出。
5 结论和建议
本文为特低渗气藏气井产能分析提供了形式简洁、科学、实用的公式和理论基础, 而且还为进一步研究特低渗气藏奠定了基础, 建议开展以下方面的研究。
(1) 加强考虑更复杂的渗流条件下的特低渗气藏产能特征的研究, 使之研究结果更接近气井实际生产动态, 为合理、高效地开发致密气田服务。
(2) 研究含水饱和度饱和度和渗透率对启动压力梯度大小的影响, 建立启动压力梯度梯度和含水饱和度之间的曲线关系。
参考文献
[1]任晓娟, 闫庆来, 何秋轩, 等.低渗气层气体的渗流特征实验研究[J].西安石油学院学报, 1997, 12 (3) :22～25.
[2]吴凡, 孙黎娟, 乔国安, 等.气体渗流特征及启动压力规律的研究[J].天然气工业, 2001, 21 (1) :82～84.
气井产能 篇6
煤层气开发一方面可作为一种新能源补充常规能源的不足, 另一方面对煤矿安全生产具有重要的意义。沁水盆地是国内煤层气勘探开发的重点区, 其南部的沁水盆地煤层气田是盆地内煤层气勘探的最有利地区, 煤层气资源丰富, 勘探开发潜力大, 是我国重要的煤层气生产基地之一[1,2]。沁水盆地樊庄区块是我国煤层气开发的重点和热点地区, 经过众多专家和学者不懈的努力, 在煤层气井产能控制因素方面初步取得了一些成果。煤层气井的生产是一个复杂过程, 受到储层条件、构造条件、水文地质等多方面的制约。依据樊庄区块单井井位地质和产能变化的关系, 选择了9口典型单井作为研究对象, 探究产能的主要影响因素。
1 地质背景
樊庄区块位于沁水盆地东侧, 区内断层走向和褶曲轴向呈NNE向展布, 次一级褶曲构造发育, 方向多变, 是多期构造作用产物, 断层构造不发育。区内褶曲构造发育至少约27个, 发育规律较明显, 背斜、向斜主要相对集中在NE与NW两个方向。褶曲轴向主要集中在15°~54°, 320°~338°。樊庄区块的断层不发育, 主要发育了约7条正断层, 位于区块四周区域, 中部断层发育很少[3]。
依据樊庄区块单井井位地质和产能变化的关系, 选择9口单井分析, 高产能井:QF1、QF2、QF3、QF4、QF5、QF8, 日均产气量均大于1 000 m3;低产能井:QF6、QF9, 日均产气量500~1 000 m3;产水井:QF7, 日均产气量小于100 m3。QF1、QF2、QF3井主要分布在樊庄区块的胡底地区, 位于次级褶皱两翼;其它井分布在固县地区, QF4、QF5、QF6井位于背斜西北翼;QF7、QF8、QF9处于大型向斜两翼, 如图1所示。
2 主要影响因素
2.1 渗透率
煤层气井产能高低与渗透性的好与差有着很强的相关性, 表现为:基本上高产井分布于渗透性较好的区域, 煤储层渗透率通常在0.1~4.0 m/d之间。QF8井的渗透率约0.5 m/d, 有利于煤层气井的高产, 该井产气量约在5 000 m3/d以上, 其生产曲线为高产稳定型。如果煤储层渗透率低于0.1 m/d或高于10.0 m/d, 气产量有降低的趋势, 如QF6井位于高渗区, 但是产气量约在120 m3/d, 属于低产稳定型井。可能因为位于一级背斜中的次级背斜位置, 节理裂隙较发育, 产水量较高, 影响了产气量, 导致了低产, 也可能它尚处在降水产气过程中初期阶段。同时发现在高渗区存在产水井, 如QF7井渗透率较好, 是一口产水井, 可能因为煤层气位于导水断层区域。
运用COMET3软件, 通过对QF6井渗透率与煤层气产量的敏感性模拟, 发现如果渗透率每变化0.5 m/d, 产气量都会有几百立方米的变化, 可见煤层气井产量对煤储层渗透率很敏感, 渗透率越高, 产气量就越高, 如图2所示。
2.2 储层压力
储层压力和临界解吸压力对煤层气的产出时间和产气高峰值有一定影响。储层初始压力与临界解吸压力的比值趋近于1, 则表明煤层的含气状态趋于饱和, 有利于生产早期产气;如果临界解吸压力比储层初始压力低很多, 势必需要时间较长排水降压才能产气[4]。
根据樊庄区块已有的资料显示, 沁水盆地南部樊庄区块煤层气埋深一般为600 m左右, 煤储层压力系数平均为0.67 MPa/hm, 地层压力多在3.6~5.0 MPa。计算结果显示, 产气量高且较连续的井储层压力和临界解吸压力比值高, 达0.47~0.98, 平均值为0.7, 如QF1井、QF2井及QF3井, 储层压力和临界解吸压力比值分别达到0.82以上, 在生产中表现为出气早且产量高, 均属高产稳定型井。而产气状况相对差的井, 储层压力和临界解吸压力比值明显偏低, 一般在0.5左右, 产气量一般在1 000 m3/d, 属于低产能井或者产水井, 如图3所示。
2.3 构造
(1) 构造控制的应力应变原因。煤层气高产井多位于构造相对高点, 一般距离断层较远时, 由于局部的煤层背斜轴部处于张性应力环境, 煤储层物性较好, 使得煤层气更容易解吸, 出气快, 产量高;而近断层地带裂缝发育, 压裂易于与断层连通, 煤层气沿裂隙逸出, 造成产气量低[5]。
QF1、QF2、QF3井位于井田南部, 从构造分布来看, 此处褶曲较发育, 背斜、向斜发育, 断层较少, 煤储层物性较好, 有利于产气, 此3口井都是高产能井。
QF4、QF5、QF6井位于东部背斜西翼, 处于拉张应力作用下, 裂隙较发育, 渗透率较好, 有利于煤层气高产, 但QF6井产气量120 m3/d, 是低产能井, 可能是由于此井不合理的排采制度所致。
(2) 构造控制的水文动力条件原因。樊庄区块复向斜部位是煤层中水的汇聚滞流区, 流速缓慢, 水中的溶解气不易大量散失;另外, 向斜部位水的矿化度高, 进一步减小了水对煤层气的溶解度, 对煤层气起到一定的封堵作用。在复向斜构造中, 游离气向次级背斜集中, 煤层气富集在次级背斜核部。在正断层的断裂带附近, 水动力条件较强, 运移带走煤层气, 煤层气不易保存, 煤层气井产能也较低[4,6]。
煤层气井水产量与煤层海拔关系密切, 供液能力高的井其分布表现出两个显著特征:临近断层分布, 断层附近裂缝发育, 易与顶底板及地表水等水体沟通, 供液能力强, 如QF1井邻近西南向断层, 虽然是高产能井, 产水量约3 m3/d;产水量与构造相对高点呈负相关, 构造相对低部位处于地下水汇集区, 供液能力强, 如图4所示[4]。例如:煤层顶海拔较低的QF2、QF3、QF4、QF5井日均产水量明显高于海拔较高的相邻井。
2.4 储层厚度和含气量
煤层是煤层气赋存的场所, 对煤层气井产能来说, 煤层含气量 (吨煤瓦斯含量) 也是影响产能的重要因素。根据研究者统计了国内外许多的煤田资料, 发现煤储层厚度与含气量有正相关关系, 通常煤层越厚, 供气能力越强, 煤层气井产能越好。单层大于8 m、多层大于10 m, 煤储层评价好[7]。单层煤厚大于3 m, 才具有高产的可能, 如图5所示。
从煤层厚度、含气量与单井日平均稳产气量的关系来看, 三者呈较好的正相关关系, 平均产气量大于1 000 m3/d以上的高产能井, 如QF1、QF2、QF3、QF4、QF5、QF8井, 煤层厚度都在5 m以上。但煤层厚度并不是煤层高产气量的充分条件, 比如QF6、QF9井的煤层厚度都大于5 m, 但其产气量却非常低, 平均产气量分别只有120 m3/d、100 m3/d, 属于低产井。通常煤层水动力条件也会影响煤层气井产能, 如QF7井煤层厚度达6.2 m, 但是不产气, 是一口产水井。该井低产的主要原因就在于煤层富水性和补给能力强, 产水量过大而不利于煤层气生产。
从樊庄煤层气井产能看, 高产井与低产井大多分布在含气量相对高的区域, 如QF1、QF2、QF3、QF4、QF5和QF8高产井, 含气量均大于20 m3/d。低产能井与产水井分布在含气量相对低的区域。
运用COMET3软件, 通过对QF6井含气量与气产量敏感性模拟发现:尽管含气量变化幅度只有20%, 但产气量高峰值却相应变化了几百立方米以上, 而且高峰维持的时间也有变化。这说明含气量自始至终都是影响气产量非常敏感的因素, 因此对含气量测定误差也提出了更高的要求[8]。
2.5 埋深
埋深对煤层气井的产能控制有一定的影响, 一般来讲, 埋深对煤层气井的产能影响表现在“一正一负”两个效应上, 一方面, 从煤层气的含气性而言, 在其它地质条件相同且一定的埋深范围内, 埋深越大含气量越高, 因煤层气富集可以提高煤层气井产能潜势;另一方面, 随着埋深变大, 煤储层的渗透率将变低, 将会制约煤层气井的产能。因而埋深适中, 含气量与渗透率达到某种平衡时, 煤层气井产能才会高[8]。
低产井和产水井大都分布在煤层埋深较浅的区域, 大致埋深线为500 m, 即埋深在500 m以下的较浅的区域, 气井产能较低;局部高产气井分布在埋深700 m以下 (1 000 m以上) 的地区;大部分高产井与中产井分布在埋深适中 (600~700 m) 地区。QF2、QF3、QF5井埋深在600 m左右, 含气量高, 都是高产能井。QF6、QF9井埋深较深, 含气较好, 但是产能很低, 可能受排采制度影响。
3 结论
(1) 通过樊庄区块典型单井产能影响因素分析发现:煤层渗透率, 储层压力, 储层厚度、含气量, 构造和埋深为主要影响因素。
(2) 部分单井储层条件较好, 但是产气效果不佳, 如QF6井, 可能处在排采产气初中期阶段。比较QF2和QF4井, 煤厚、含气量和临储压力比都相近, 产气差距较大, 有可能受排采制度的影响。
参考文献
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气井产能 篇7
随着含硫气藏的不断开发, 气藏中元素硫的沉积一直是人们关心的问题。气藏开发过程中的温度和压力的下降很可能会导致元素硫沉积, 元素硫沉积后附着在孔喉表面, 堵塞孔道, 导致地层的孔隙度和渗透率降低, 直接降低气井的产能。严重时可能会堵塞孔喉, 导致部分孔喉屏蔽, 形成封隔气, 以致降低气藏采收率[1]。国内外有许多学者[2,3,4,5]对含硫气藏进行过研究, 杜志敏等[6]通过引入空气动力学理论, 建立了描述硫微粒气固运移、沉积数学模型。杨学锋等[7]考虑了高含硫气体在近井地带作高速非达西流动, 建立了硫的沉积模型。本文在前人研究的基础上, 分析了含硫气藏元素硫的沉积机理以及硫沉积对气井产能的影响。
2 含硫气藏硫元素沉积机理
硫元素在地层中的沉积是一个复杂的过程, 其中包含硫在气体中的溶解, 硫微粒在地层中的运移以及硫在地层孔隙中的析出。当气体流动的速度不足以带出析出的硫微粒时硫则沉积在地层中。
2.1 元素硫在地层中的溶解与析出
2.1.1 元素硫在地层中的溶解
截至目前, 普遍认为硫在地层中的溶解方式有两种, 即物理溶解和化学溶解[8]。物理溶解学说认为, 在气藏条件下, 元素硫以物理方式溶解在酸气中, 硫的溶解度比较大, 在生产、开发时, 随井筒附近压力的下降, 硫在酸气中的溶解度迅速下降, 这样就会在井筒附近的地层中析出、沉积单质硫。化学溶解学说认为, 在地层条件下, 元素硫和硫化氢结合生成多硫化氢, 并存在如下反应式:
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此反应是一可逆化学反应, 适用于高温高压地层。从左到右该反应是吸热反应, 在温度或压力升高时, 平衡将向多硫化氢方向移动, 使得单质硫在地层中的含量减少, 天然气中硫的含量增加。反之, 当地层温度或压力降低时, 反应向有利于多硫化氢分解生成H2S和元素硫的方向进行, 可能会发生元素硫沉积。
2.1.2 硫微粒在地层中的运移
杜志敏等[6]认为, 孔隙中微粒在析出时有一个与气流相同的初速度, 若该初速度大于沉降方向的沉降末速, 则微粒运移, 否则沉积。气固混合流体在最初的高速下作均匀流动, 这种高速足以维持微粒沿孔道截面均匀分布。随着气流速度逐渐减小, 微粒重力影响变得显著, 微粒分布也变得不均匀。随着速度进一步减小, 微粒开始沉降, 在孔道中开始形成波纹状的砂丘。当气流速度不断减小, 砂丘占据孔道的横截面积越来越大, 直至最后将孔道堵塞。
2.1.3 元素硫在地层中的析出
当化学分解出的硫量达到一定值且流体水动力不足以携带固态颗粒的硫时, 元素硫就可直接在地层孔隙中沉积并聚集起来。硫颗粒在气流中主要受运动阻力 (Fd) 、压力梯度力 (Fp) 、视质量力 (Fm) 、巴西特力 (FB) 、马格努斯力 (FML) 、萨夫曼升力 (FSL) 六种力的作用而发生团聚[9], 从而析出。其受力分析如图1所示。
由图1分析可知, 当颗粒垂直方向的合力为零时, 即
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则硫颗粒在该方向上保持平衡, 而不发生沉降。
2.2 元素硫在地层中的沉积模型
若气流中的硫含量达到饱和, 则很可能发生硫沉积。硫的沉积受温度、压力、地层、气体组分及气体流速等因素的影响[10], 硫在地层中的沉积包括聚集、沉降、吸附等。在靠近井筒附近气体的流动服从达西渗流, 本文通过运用物质平衡原理和非线性沉积理论推导出非达西流动的硫沉积模型。假设流动为稳定流动, 平面径向流, 地层均质, 温度恒定。根据Forchheirmer的研究成果, 对平面径向流有
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设r处在t时刻因压降而析出的硫体积量为VS, 则其与单位压差变化条件下硫溶解度的变化关系为
由孔隙度定义可得孔隙度变化率Δϕ的微分关系式为
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(2) 式代入 (3) 式得
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把式undefined和 (1) 式代入 (4) 式得
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根据Civan. F[11]对地层非平衡沉积过程中沉积物体积与孔隙度的关系研究结果, 可得孔隙度与地层含硫饱和度的关系方程:
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上式两端对时间t求导, 得
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根据Roberts的研究结果, 地层发生硫沉积时地层相对渗透率与含硫饱和度的关系为
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把 (8) 式代入 (5) 式, 得
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令undefined,
则undefined (10)
(10) 式两端分别对t求导, 得
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分别把 (10) 式和 (11) 式代入 (7) 式, 整理得
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令undefined, 将上式合并同类项并分离变量积分得
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上式即为饱和气流在非达西渗流条件下的硫沉积模型的精确解。该关系式描述了含硫饱和度与生产时间、产量、井半径等参数的关系。
3 硫沉积对气井产能的影响
根据Robert提出的孔隙堵塞对储层渗透率造成的伤害模型:
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将式 (13) 代入 (14) 式得
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对于紊流, 有
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(16) 式代入 (15) 式, 整理方程并分离变量积分得
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由上式可知, 含硫气井产量与含硫饱和度之间为非常规函数关系, 其产量的影响因素包括生产时间、硫沉积延迟时间、井半径等参数。在实际生产中可通过数值求解的方法得数值解。
4 结论及建议
(1) 在前人研究的基础上, 分析了含硫气藏中的元素硫沉积机理;根据物质平衡原理和非线性沉积理论得到在地层流体非达西流动状态下的元素硫沉积模型。
(2) 推导出含硫气藏的产能关系式, 关系式表明含硫饱和度与含硫气井产能为非常规函数关系, 只能通过数值解法求解。
(3) 含硫气井的产能公式表明, 影响气井产能的因素包括生产时间、硫沉积延迟时间、井半径、地层压力分布等, 实际生产中要合理控制产气速度, 预防硫的大量沉积。
符号说明
μ、μg——气体黏度, mPa5s
k、k0、kg——分别为地层渗透率、地层原始渗透率、气体有效渗透率, μm2
kr——相对渗透率
Bg——气体体积系数
C——元素硫的溶解度, g/m3
h——储集层厚度, m
p——地层压力, MPa
qg——天然气产量, 104 m3/d
r——储集层中任一点到气井中心的径向距离, m
SS——含硫饱和度
t——生产时间, d
T——储集层温度, K
VS、V0——分别为元素硫析出的体积量和孔隙体积, m3
v——气体在井底下的流速, m/s
ρg——地层条件下天然气的密度, kg/m3
ϕ0、ϕ、Δϕ——分别为原始地层孔隙度、地层孔隙度和孔隙度的变化
β——速度系数, m-1
τ——沉积延迟时间, s
A、B、a——待定系数
δ——紊流系数
pe、pwf——分别为地层压力和井底压力, MPa
参考文献
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