煤储层压力变化规律模拟研究.pdf

煤储层压力变化规律模拟研究宗鹏1,2，侯伟3，许浩1,2，吴仕贵3，赵天天1,2（1.中国地质大学(北京)能源学院,北京100083；2.煤层气开发利用国家工程中心煤储层实验室,北京100083；3.中石油煤层气有限责任公司,北京100028）摘要：准确量化储层压力的实时变化是预测储层孔渗变化特征、控制采气效果的关键因素。为了进一步探究保德地区煤储层压力动态变化特征及其对煤层气井产能的影响，在考虑正负效应的影响下，基于生产动态资料，建立了煤储层压力实时模拟检测技术，定量刻画了保德地区饱和煤层气藏和欠饱和煤层气藏煤储层压力动态变化规律。通过对比不同压降条件下的产能，为生产提供预测依据和理论指导。在煤层气井开发过程中，饱和煤层气藏平均储层压力呈线性下降，以单井平均日产气量为选定标准，压降速率分为快速降落型(大于 0.096MPa/m)、适稳降落型(0.0630.096MPa/m)和缓慢降落型(小于 0.063MPa/m)，适稳降落型(4648m3/d)压降制度煤层气井产能明显好于快速降落型(2531m3/d)和缓慢降落型(2968m3/d)，快速降落型煤层气井产能最低。欠饱和煤层气藏在开发初期单相水流阶段，平均储层压力急速下降，初期压降速率分为快速降落型（大于 0.38MPa/m）、适稳降落型（0.2280.38MPa/m）和缓慢降落型（小于 0.228MPa/m），快速降落型（526m3/d）压降制度煤层气井产能明显低于适稳降落型（1021m3/d）和缓慢降落型（1054m3/d）；随着储层压力降到临界解吸压力后，为气、水两相流阶段，储层压力呈线性缓慢下降。建议保德地区饱和煤层气藏初期压降速率维持在 0.0630.096MPa/m，欠饱和煤层气藏初期压降速率不超过 0.38MPa/m。关键词：保德地区；煤层气；储层孔渗；煤储层压力；压降速率中图分类号：P618.13文献标志码：A文章编号：02532336（2023）08016909Simulation research of coal reservoir pressure variation lawZONGPeng1,2,HOUWei3,XUHao1,2,WUShigui3,ZHAOTiantian1,2（1.School of Energy Resources,China University of Geosciences(Beijing),Beijing 100083,China;2.Coal Reservoir Laboratory of National EngineeringResearch Center of Coalbed Methane Development&Utilization,Beijing 100083,China;3.Petrochina Coalbed Methane CompanyLimited,Beijing 100028,China）Abstract:Accuratelyquantifyingthereal-timevariationofreservoirpressureisthekeyfactortopredictthevariationcharacteristicsofreservoirporosityandpermeabilityandcontrolthegasrecoveryeffect.Inordertofurtherexplorethecharacteristicsofcoalreservoirpres-suredynamicvariationinBaodeareaanditsimpactontheproductivityofcoalbedmethane(CBM)wells,basedonproductiondynamicdata,areal-timesimulationanddetectiontechnologyofcoalreservoirpressurewasestablishedwhilequantitativelydescribedthepressuredynamicsofsaturatedandunsaturatedCBMreservoirsinBaodearea,byconsideringtheinfluenceofpositiveandnegativeeffects.Bycomparingtheproductivityunderdifferentpressuredropconditions,thepredictionbasisandtheoreticalguidancewereprovidedforpro-duction.DuringtheexploitationofCBMwells,theaveragereservoirpressureofsaturatedCBMreservoirsdecreaseslinearly.Takingtheaveragedailygasproductionofasinglewellastheselectedstandard,thepressuredroprateisdividedintothreetypes:fastfallingtype(morethan0.096MPa/m),steadyfallingtype(0.0630.096MPa/m)andslowfallingtype(lessthan0.063MPa/m).Theproductivityof收稿日期：20220805责任编辑：黄小雨DOI：10.13199/ki.cst.2022-0698基金项目：国家自然科学基金资助项目（42172188）作者简介：宗鹏（1997），男，天津人，博士研究生。E-mail：通讯作者：许浩（1979），男，河北黄骅人，教授，博士。E-mail：第51卷第8期煤炭科学技术Vol.51No.82023年8月CoalScienceandTechnologyAug.2023地球科学与测绘宗鹏，侯伟，许浩，等.煤储层压力变化规律模拟研究J.煤炭科学技术，2023，51（8）：169177.ZONGPeng，HOUWei，XUHao，et al.SimulationresearchofcoalreservoirpressurevariationlawJ.CoalSci-enceandTechnology，2023，51（8）：169177.169CBMwellswithsteady-descenttype(4648m3/d)pressuredropsystemissignificantlybetterthanthatoffast-descenttype(2531m3/d)andslow-descenttype(2968m3/d).Fast-descenttypeCBMwellshavethelowestproductivity.Inthesingle-phasewaterflowstageoftheundersaturatedcoalbedmethanereservoirintheearlystageofdevelopment,theaveragereservoirpressuredropsrapidly,andthepressuredroprateisdividedintothreetypes:fastfallingtype(morethan0.38MPa/m),steadyfallingtype(0.2280.38MPa/m)andslowfallingtype(lessthan0.228MPa/m).TheproductivityofCBMwellswithfast-descenttype(526m3/d)pressuredropsystemissignificantlylowerthanthatofsteady-descenttype(1021m3/d)andslow-descenttype(1054m3/d).Asthereservoirpressuredropstothecriticaldesorptionpressure,thereservoirpressuredecreaseslinearlyandslowlyinthegas-watertwo-phaseflowstage.ItissuggestedthattheinitialpressuredroprateofsaturatedCBMreservoirsshouldbemaintainedat0.0630.096MPa/m,andtheinitialpressuredroprateofunsaturatedCBMreservoirsshouldnotexceed0.38MPa/minBaodearea.Key words:BaodeArea；CoalbedMethane；reservoirporosityandpermeability；coalreservoirpressure；pressuredroprate0引言煤层气开发是一个集排水、降压、解吸、扩散、渗流、产出的综合过程1。煤层气藏储层压力对煤层的含气量、气体赋存状态有着重要影响，同时也是气体和水从裂隙向井筒流动的能量2。根据相对含气量的不同，煤层气藏可以分为饱和煤层气藏和欠饱和煤层气藏。饱和煤层气藏，原始储层压力小于临界解吸压力，排采初期即为气、水两相流阶段，随着储层压力降低，吸附气体不断发生解吸，地层中的水通过储层的孔隙裂缝网络系统扩散、渗流至井筒；欠饱和煤层气藏，原始储层压力大于临界解吸压力，临界解吸压力前，煤层气尚未发生解吸，为单相水流阶段，当储层压力降到临界解吸压力以下，变为气、水两相流阶段。在排采过程中，随着储层压力的降低，由于正负效应的影响，储层的物性参数会发生动态变化。一方面，储层压力降落，有效应力增大，对储层造成伤害，孔隙率降低，绝对渗透率降低；同时，煤基质收缩，孔隙率增大，绝对渗透率改善3-5。因此，准确量化储层压力的实时变化是预测储层孔渗变化特征、控制采气效果的关键因素。当前煤储层压力预测方法主要有试井分析、数值模拟和压降漏斗解析模型等。景兴鹏2通过注入压降试井方法确定煤储层压力；蔡振华等6将不稳定试井原理与生产动态相结合，利用典型曲线拟合的方法实现不关井条件下反演出煤储层压力；试井分析法只能对生产了很长时间或大量产气后的煤层气井进行测试。在开发机理的基础上，ZOU 等7通过 ARI 数值模拟技术实现煤层气开采过程中，储层压力的变化预测；郭春华等8利用三维双重孔隙介质多组分模拟器分析了考虑应力敏感性的煤层气井压降特征；刘升贵等9利用CBM-Sim 软件探究煤层气水平井压降漏斗扩展规律；数值模拟方法没有基于生产动态资料，只能根据煤储层数据参数进行模拟，需要繁琐的历史拟合。葛静涛等10通过气相、液相渗流扩散方程和煤层气渗流方程耦合，得到了同一生产制度，不同生产时间的煤储层压力的变化规律；赵俊龙等11利用平面径向非稳态渗流的储层压力解析式，分析了排采过程中煤储层的压力分布和压降速度特征；压降漏斗数学模型可以预测储层压力动态变化特征，但是模型假设条件太过苛刻，没有考虑正负效应的影响。物质能量动态平衡机制基于实际生产数据，可以对平均储层压力进行实时监测。KING12率先建立了煤层气物质平衡方程，将储层压力与累积产气量线性化模拟；张先敏等13建立了欠饱和低阶煤层气物质平衡方程；伊永祥等14基于储层参数及实际排采资料，建立了考虑煤层自调节效应和等效排采半径的数学解析模型。在考虑正负效应的影响下，基于生产动态资料，建立煤储层压力实时模拟检测技术，实现对储层压力实时监测，定量刻画保德地区饱和煤层气藏和欠饱和煤层气藏压降动态变化规律，通过不同压降条件下的产能对比分析，以期为生产提供预测依据和理论指导。1储层压力预测方法1.1构建储层压力动态预测模型基于物质能量动态平衡机制1,12-14建立储层压力动态预测模型。模型首先假设：煤层气藏穿过裂缝并且遵循达西定律的径向气、水渗流；排采过程中储层和流体温度恒定；原始气藏气体均以吸附态储集在煤基质内表面。饱和煤层气藏，排水降压初期即为气、水两相流，有水相和气相物质平衡方程：VSw=ViSwi+ViSwiCW(pi p)WpBw+WiBw,pa p pi（1）Gp=Vi(1Swi)Bgi+BVVLpipi+pLV(1Sw)BgBVVLpp+pL,pa p pi（2）获取正负效应双重作用下的孔隙率变化：2023年第8期煤炭科学技术第51卷170=igM(pi p)+Smax3(1+v1v3)(pp+pLpipi+pL),pa p pi（3）可将平均储层压力表示为累计产水量、累计产气量的函数：P=BVVLpipi+pL+VgpiMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pipi+pL)+ViSwiCWpiBg+WiWpBgGp pL(VgMBg+ViSwiCWBg)BVVLVSmax3Bg(1+v1v3)BVVLpipi+pL+VgpiMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pipi+pL)+ViSwiCWpiBg+WiWpBgGp(VgMBg+ViSwiCWBg)pLBVVLVSmax3Bg(1+v1v3)24pL(VgMBgViSwiCWBg)BVVLpipi+pL+VgpiMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pipi+pL)+ViSwiCWpiBg+WiWpBgGp12/2/(VgMBgViSwiCWBg),pa p pi（4）iSwBVVLgBwBgSmaxvSwiCWWiWp式中：为煤储层原始孔隙率，%；为实时孔隙率，%；为平均含水饱和度，%；为煤岩密度，kg/m3；为煤层气井控制的供气体积，m3；为兰氏体积，m3/t；P 为平均储层压力，MPa；pa为废弃压力，MPa；pi为原始储层压力，MPa；pL为兰氏压力，MPa；为水平方向割理百分比，%；M 为轴向模量，MPa；为地层水体积系数，m3/m3；为天然气体积系数，m3/m3；为兰氏最大体积应变；为泊松比；为煤储层原始含水饱和度，%；为地层水压缩系数，MPa1；为水侵体积，即边水的累积侵入体积，m3；为煤Gp储层累计产水量，m3；为煤储层累积产气量，m3。欠饱和煤层气藏，可以分为 2 个阶段：排水降压初期（临界解吸压力前）为单相水流阶段，这时只存在水相物质平衡：VSw=ViSwi+ViSwiCW(pi p)WpBw,pc p pi（5）获取有效应力负作用下的孔隙率变化：=igM(pi p),pc p pi（6）可将平均储层压力表示为累计产水量和水侵量的函数：P=pi(WpcWic)i(WpcWic)i24(WpWi)i(pi pc)(WpcWic)g/M4(WpcWic)g/M,pc p pi（7）WpcWicpc式中：为储层压力降到临界解吸压力时的累计产水量，m3；为储层压力降到临界解吸压力时的累计水侵量，m3；为临界解吸压力，MPa。当煤储层压力降到临界解吸压力以下，井筒附近的吸附气发生解吸，此时由单相水流阶段变为气、水两相流阶段，有气、水两相物质平衡方程：VSw=VcSwc+VcSwcCW(pc p)WpBw+WiBw,pa p pc（8）Gp=Vc(1Swc)Bg+BVVLpcpc+pLV(1Sw)BgBVVLpp+pL,pa p pc（9）获取正负效应双重作用下的孔隙率变化：=cgM(pc p)+Smax3(1+v1v3)(pp+pLpcpc+pL),pa p pc（10）可将平均储层压力表示为累计产水量、累积产气量的函数：P=BVVLpcpc+pL+VgpcMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pcpc+pL)+VcSwcCWpcBg+WiWpBgGp pL(VgMBg+VcSwcCWBg)BVVLVSmax3Bg(1+v1v3)BVVLpcpc+pL+VgpcMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pcpc+pL)+VcSwcCWpcBg+WiWpBgGp(VgMBg+VcSwcCWBg)pLBVVLVSmax3Bg(1+v1v3)24pL(VgMBgVcSwcCWBg)BVVLpcpc+pL+VgpcMBg+VSmax3Bg(1+v1v3)(pcpc+pL)+VcSwcCWpcBg+WiWpBgGp12/2/(VgMBgVcSwcCWBg),pa p 3.15MPa），可煤层气井产气能力只是稍强于后者（3900m3/d3600m3/d），其中，压降速率起到了不可忽略的作用。002 0004 0006 0008 00010 0005001 000排采时间/d井底压力平均储层压力日产水量日产气量(a)BB1 井压力/MPa日产气量/(m3d1)0201030405060日产水量/(m3d1)1 5002 00002468002 0004 0006 0008 00010 0005001 000排采时间/d(b)BB2 井压力/MPa日产气量/(m3d1)0201030405060日产水量/(m3d1)1 5002 00002468井底压力平均储层压力日产水量日产气量图3饱和煤层气井生产曲线Fig.3Productioncurveofsaturatedcoalbedmethanewell排采初期，储层应力敏感性最强，有效应力对煤储层造成不可逆的伤害18，BB2 井初期压降速率大于 BB1 井（0.071MPa/月0.047MPa/月），压降漏斗扩展不充分，有效泄压面积小，后期解吸气量少，气源供给不足，导致 BB2 井高产早，后期产气效果差。相比之下，BB1 井在前期较低的压降速率下压降漏斗扩展范围大，后期气源供给充足，达到高产稳产。图 4 为保德地区两口欠饱和煤层气井 BB3 和BB4 生产动态变化曲线图。分析可知在排水降压开发初期单相流阶段，BB4 井相较 BB3 井，平均日产水量更大（28m3/d19.45m3/d），井底压力下降速率快，平均储层压力降落更快（0.4287MPa/月0.3069MPa/月）有效应力负效应对煤储层造成的不可逆伤害更大，压降漏斗扩展不充分，有效泄压面积小，后期解吸气量少，气源供给不足；在临界解吸压力后，BB3 井（889m3/d）产气能力要强于 BB4 井（581m3/d）。2.3正负效应对煤层气排采的影响煤层气藏开发过程中，有效应力和基质收缩双重作用会诱导渗透率动态变化，进而影响压力的传播4-5。在储层压力变化预测中考虑渗透率正负效应影响更加符合实际储层条件。在开发初期，煤储层宗鹏等：煤储层压力变化规律模拟研究2023年第8期173应力敏感性强，煤的孔隙裂缝系统具有较高的压缩性，大中孔隙和裂隙随着有效应力的增加快速闭合，导致煤储层渗透率快速降低。在这个阶段，储层压力降落越快，有效应力负作用越强19。如图 3 中，BB2 井初期压降速率大于 BB1 井，后期产气能力弱。随着排采不断进行，储层压力不断降低，孔隙裂缝系统的可压缩性逐渐降低，基质收缩作用占主导作用，渗透率开始改善，在图中表现为后期产气量上升。3压降控制分析基于对煤储层压力动态变化规律的分析，前期较高的压降速率会导致煤层气井后期较低的产能。开发初期，合理的压降速率有利于煤层气井实现高产稳产，但过快的储层压降速率，会由于储层压敏、速敏及储层压力扩展等方面20-25，对井筒附近储层造成严重伤害，限制压降漏斗的扩展，后期解吸气量少，气源供给不足，产气能力下降。为了探寻保德地区合适的压降制度，选取保德地区饱和、欠饱和各60 口煤层气井，两组生产井分别属于同一井组，构造形态简单，排采层位一致；工程条件、生产批次相似，日均产气量选取开始产气后的数据以消除单相水流阶段时间的误差。基于两组生产井储层压力实时模拟检测，对煤层气藏区域压力降落变化规律进行研究分析。3.1饱和煤层气藏压降速率图 5 为保德地区饱和煤层气藏区域平均储层压力降落曲线图，原始储层压力西部区域高于东部区域，开采数年内平均储层压力随时间呈线性下降，西部区域平均储层压力降落幅度更大，东西部压差逐渐变小。统计分析饱和煤层气藏排采初期压降速度与产能的关系，以单井平均日产气量为选定标准，将压降速率分为快速降落型（大于 0.096MPa/月）、适稳降落型（0.0630.096MPa/月）和缓慢降落型（小于 0.063MPa/月）。适稳降落型（4648m3/d）压降制度煤层气井产能明显好于快速降落型（2531m3/d）和缓慢降落型（2968m3/d），快速降落型煤层气井产能最低，如图 6 所示。对于保德地区饱和煤层气藏，建议初期压降速005001 0001 5002 0005001 000排采时间/d井底压力平均储层压力日产水量日产气量(a)BB3 井压力/MPa日产气量/(m3d1)0201030405060日产水量/(m3d1)1 5002 00002468005001 0001 5002 0005001 000排采时间/d井底压力平均储层压力日产水量日产气量(b)BB4 井压力/MPa日产气量/(m3d1)0201030405060日产水量/(m3d1)1 5002 0000246图4欠饱和煤层气井生产曲线Fig.4Productioncurveofunsaturatedcoalbedmethanewell123平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa4567123平均储层压力/MPa压差/MPa4567N765432176543217654321(a)原始储层压力NN井位坐标76543211.52.02.53.03.54.04.55.0123平均储层压力/MPa4567N(b)开采 1 a 平均储层压力(c)开采 3 a 平均储层压力(d)储层压力降落井位坐标井位坐标井位坐标图5饱和煤层气井平均储层压力降落曲线Fig.5Averagereservoirpressuredropcurveofsaturatedcoalbedmethanewells2023年第8期煤炭科学技术第51卷174率维持在 0.0630.096MPa/月，产气稳定后可控制压降速率缓慢增加，以实现煤层气井高产稳产。3.2欠饱和煤层气藏压降速率欠饱和煤层气藏区域压力降落变化规律进行研究分析，大致可以分为 2 个阶段：1）平均储层压力快速下降阶段。原始储层压力西部区域要高于东部区域，在生产第 1 年内（开发初期单相流阶段），井底压力迅速下降，为平均储层压力快速下降期，储层压力范围从 48MPa 降低为25MPa，西部高压区降压明显，东西部储层压差逐渐缩小，如图 7 所示。123平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa4567N78654321(a)原始储层压力井位坐标123平均储层压力/MPa45678N78654321(b)开采 1 a 平均储层压力井位坐标图7区域平均储层压力快速下降阶段Fig.7Diagramoftherapiddeclineofregionalaveragereservoirpressure2）平均储层压力缓慢下降阶段。在生产的 25a里（开发中后期阶段），日产水量下降，产气量逐渐增加，压力范围从 1.23.8MPa 下降到 0.52.9MPa，为平均储层压力缓慢下降阶段，如图 8 所示。5a 内西部区域压力降落幅度更大，东西部压差逐渐变小。对于欠饱和煤层气藏，排水降压初期为单相水流阶段，相比于饱和煤层气藏，初期平均储层压力降落更快，有效应力负效应对储层造成的不可逆伤害更加明显。统计分析欠饱和煤层气藏排采初期压降速率与产能的关系，以单井平均日产气量为选定标准，将压降速率分为快速降落型（大于 0.38MPa/月）、适稳降落型（0.2280.38MPa/月）和缓慢降落型（小于 0.228MPa/月）。快速降落型（526m3/d）压降制度煤层气井产能明显低于适稳降落型（1021m3/d）和缓慢降落型（1054m3/d）,如图 9 所示。0.60.50.40.30.20.105001 0001 5002 0002 5003 000储层压力下降速度/(MPam1)0生产井(145 号)产气量/(m3d1)平均日产气量第一年储层压力下降速度单井平均日产气量图9欠饱和煤层气藏压降速率与产能对比关系Fig.9Comparisondiagramofpressuredroprateandproductiv-ityofundersaturatedcoalbedmethanereservoir对于保德地区欠饱和煤层气藏,建议初期压降速度不超过 0.38MPa/月。4结论1）采用考虑正负效应的煤储层压力动态预测模0.140.120.100.080.060.040.0201 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 0009 000储层压力下降速度/(MPam1)0生产井(145 号)平均日产气量第一年储层压力下降速度单井平均日产气量日产气量/(m3d1)图6饱和煤层气藏压降速率与产能对比关系Fig.6Comparisonofpressuredroprateandproductivityofsat-uratedcoalbedmethanereservoir123平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa平均储层压力/MPa4567N78654321(a)开采 2 a 平均储层压力井位坐标13平均储层压力/MPa4567N78654321(b)开采 5 a 平均储层压力井位坐标图8区域平均储层压力缓慢下降阶段Fig.8Slowdeclineofregionalaveragereservoirpressure宗鹏等：煤储层压力变化规律模拟研究2023年第8期175型，建立了煤层气井平均储层压力实时模拟检测技术。该技术考虑了饱和煤层气藏和欠饱和煤层气藏不同的开发特征，模拟结果受控于煤层气井实际生产数据，满足现场需求。2）通过对保德地区煤层气井平均储层压力的实时监测，发现随着煤层气井不断开发，饱和煤层气藏平均储层压力呈线性下降；欠饱和煤层气藏在开发初期，平均储层压力迅速下降，临界解吸压力后，储层压力呈线性缓慢下降。前期过高的压降速率会导致煤层气井后期较低的产能。3）保德地区饱和煤层气藏压降速率分为快速降落型（大于 0.096MPa/月）、适稳降落型（0.0630.096MPa/月）和缓慢降落型（小于 0.063MPa/月），适稳降落型（4648m3/d）压降制度煤层气井产气量明显好于快速降落型（2531m3/d）和缓慢降落型（2968m3/d），快速降落型煤层气井产能最低；欠饱和煤层气藏压降速率分为快速降落型（大于 0.38MPa/月）、适稳降落型（0.2280.38MPa/月）和缓慢降落型（小于0.228MPa/月），快速降落型（526m3/d）压降制度煤层气井产能明显低于适稳降落型（1021m3/d）和缓慢降落型（1054m3/d）。建议饱和煤层气藏初期压降速率维持在 0.0630.096MPa/月，欠饱和煤层气藏初期压降速率不超过 0.38MPa/月。参考文献(References)：汤达祯，赵俊龙，许浩，等.中高煤阶煤层气系统物质能量动态平衡机制J.煤炭学报，2015，40（1）：4048.TANGDazhen，ZHAOJunlong，XUHao，et al.Materialanden-ergy dynamic balance mechanism in middle-high rank 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