一种确定煤层气井排采强度的方法与流程

本发明涉及石油工程技术领域，特别涉及一种确定煤层气井排采强度的方法。

背景技术：

随着全球能源需求量持续扩张及常规油气资源日益枯竭，非常规资源的大规模开发利用显得格外紧迫。煤层气作为一种典型的非常规资源，其全球储量极大，是常规天然气探明储量的两倍多。世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。

煤层气开采通常使用排水采气方式，即抽排储层内的水进行降压，而后吸附于煤层表面的气体解析并被采出。煤储层应力敏感性强，储层孔隙度、渗透率极易受到压力变化影响，若排采强度过大(即排水速度过快)可能导致储层伤害，储层渗透率大幅降低，最终减小单井产量；而若排采强度过小会导致储层压降速度缓慢，产量小，影响经济效益。因此，需针对煤储层应力敏感性特征选取合适的排采强度。

煤层气排采过程中会经历不同阶段，例如初期排采时储层被水饱和，压力高于煤层气临界解吸压力，因此这一阶段只产水。随着储层压力降低至临界解吸压力以下，煤层气开始从煤基质表面解析并和水一同被采出，这一阶段为气水两相流阶段。不同排采阶段影响储层应力的参数有较大区别，因此需针对不同阶段一一分析储层应力变化规律并在此基础上设计排采强度，整个过程极为复杂。

目前现场常用的煤层气井排采强度控制方法大都是基于经验结果，通过对前期井开展不同排采强度实验并得出最优排采强度范围，用于指导后期井排采强度设计。但是不同井间条件往往有差异，若干口井的经验数据无法大范围适用，现场排采结果也表明不同井间产量相差较大，因此仅使用经验结果无法保证煤层气井生产效率。

因此，亟需一种在各种排采阶段均能合理确定煤层气井排采强度的方法。

技术实现要素：

本发明所要解决的技术问题之一在于克服现有技术中不能针对各种排采阶段合理确定煤层气井排采强度的缺陷。

本发明提出了一种确定煤层气井排采强度的方法，包括以下步骤：

在单相流阶段，预设动液面的第一下降速度；

根据从井底初始压力到临界解吸压力的变化量确定预估排采总时间；

基于预设动液面的第一下降速度和预估排采总时间获得由井筒液柱产生的井底预测第一压力；

根据井底预测第一压力与临界解吸压力的差值调整动液面的第一下降速度，确定使井底预测第一压力与临界解吸压力的差值满足误差范围的动液面下降速度，将其确定为单相流阶段的排采强度。

在一个实施例中，还包括：

在非饱和水单相流阶段，预设动液面的第二下降速度；

基于预设动液面的第二下降速度获得在吸附过程的初始时间和结束时间由井筒液柱产生的井底预测第二压力；

根据在吸附过程的初始时间和结束时间的井底预测第二压力，计算吸附过程的预估时间；

调整动液面的第二下降速度，使得吸附过程的预估时间与吸附时间的差值满足误差范围，将其确定为非饱和水单相流阶段的排采强度。

在一个实施例中，还包括：在气水两相流阶段，采用非饱和水单相流阶段的排采强度。

在一个实施例中，还包括构建井底压力与预估排采时间的变化关系的步骤，其中包括：

构建煤层渗透率与孔隙度的变化关系，其中，孔隙度的变化与井底压力变化相关联；

构建压力传播半径与井底压力的变化关系；

确定预估排采时间与煤层渗透率、压力传播半径的变化关系。

在一个实施例中，在单相流阶段，在根据从井底初始压力到临界解吸压力的变化量确定预估排采总时间的步骤中，

从井底初始压力开始逐渐降低井底压力数值；

根据井底压力的变化量，基于井底压力与预估排采时间的变化关系，获得预估排采时间的变化量；

当井底压力降低至临界解吸压力时，对预估排采时间的变化量进行累加，确定预估排采总时间。

在一个实施例中，在单相流阶段，在基于预设动液面的下降速度和预估排采总时间获得由井筒液柱产生的井底预测压力的步骤中，

依据液面的下降速度和预估排采总时间，计算当井底压力降低至临界解吸压力时井筒液柱的高度；

根据井筒液柱的高度计算井底预测压力。

在一个实施例中，在单相流阶段，在根据井底预测压力与临界解吸压力的差值调整动液面的下降速度的步骤中，

比较井底预测压力与临界解吸压力的大小；

当井底预测压力大于临界解吸压力时，逐渐增大动液面的下降速度，当井底预测压力小于临界解吸压力时，逐渐减小动液面的下降速度，以使得井底预测压力数值接近临界解吸压力数值。

在一个实施例中，在非饱和水单相流阶段和气水两相流阶段，在调整动液面的第二下降速度的步骤中，

比较吸附过程的预估时间与吸附时间的大小；

当吸附过程的预估时间大于吸附时间时，减小动液面的下降速度，而当吸附过程的预估时间小于吸附时间时，增大动液面的下降速度，使得吸附过程的预估时间接近吸附时间。

在一个实施例中，在非饱和水单相流阶段和气水两相流阶段，在计算吸附过程的预估时间的过程中，

根据在吸附过程的初始时间和结束时间的井底预测第二压力，分别计算在吸附过程的初始时间和结束时间的压力传播半径和渗透率；

由压力传播半径和渗透率确定吸附过程的初始时间和结束时间的差值，进而得到吸附过程的预估时间。

与现有技术相比，本发明的优点在于：(1)在保证较高产量同时避免储层伤害条件下，实现煤层气井饱和单相水流阶段、不饱和单相水流阶段和气水两相流阶段的最优排采强度计算；(2)指导现场控制煤层气井不同排采阶段的排采强度， 在保证经济效益的条件下防止由于过快排采带来的储层伤害，从而提高煤层气排采效率。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1为根据本发明实施例的煤层气排采中动液面的位置示意图；

图2为根据本发明实施例的在单相流阶段，确定煤层气井排采强度的方法的步骤流程图；

图3为根据本发明实施例的在非饱和水单相流阶段，确定煤层气井排采强度的方法的步骤流程图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

首先对本发明的应用环境进行说明。图1为煤层气排采中动液面的位置示意图。煤层气井大都采用油管产水套管产气排采方式，在煤层气井筒中油管101用于排出液体，套管104用于排出气体。通常用油套环空102内的动液面下降速度表征排采速度。

在排采过程中，储层内流动经历了三个不同的阶段。在排采初始时期主要产水，此时储层内为单相流动阶段。当产出的水中开始出现少量气时开始进入第二阶段，即非饱和水单相流阶段。这一阶段中，随着水产出，储层压力不断下降并接近解吸压力，气体从煤表面解析出来，但还不能形成连续气流，仅有少量气体产出。当开始出现大量连续气流产出时进入第三阶段，即气水两相流阶段。这一阶段中，随着排采的进行，压降范围不断扩大，有更多的气体解析出来，并形成连续气流。

在上述三个阶段中，储层内应力环境有较大差别，若排采速度过大会对地层造成较大破坏，渗透率大幅降低，压力传播面积减小，不利于后期开发；排采速度过小无异于增加了排采时间，不经济。为适应储层应力敏感性避免储层伤害，需针对每一阶段制定不同的排采强度，即动液面下降速度。本发明实施例中依次给出了各阶段排采的最优速度计算方法。

单相流动阶段

图2为在单相流动阶段确定煤层气井排采强度的方法的步骤流程图。

首先，在步骤S201中构建井底压力与预估排采时间的变化关系。具体而言，包括构建煤层渗透率与孔隙度的变化关系，构建压力传播半径与井底压力的变化关系，确定预估排采时间与煤层渗透率、压力传播半径的变化关系。

其中，在所构建的煤层渗透率与孔隙度的变化关系中，孔隙度的变化与井底压力变化相关联。

通常情况下，煤层渗透率K与孔隙度的关系如下：

式中，K_o为初始渗透率，为初始孔隙度。

在煤层气压裂过程中，表达式(1)可修正为：

其中，K_min和K_max分别表示改造过后在最小主应力方向上和最大主应力方向上的渗透率值。

已知煤层原始孔隙度煤层原始渗透率K_o，改造过后最小主应力方向上的孔隙度改造过后最大主应力方向上孔隙度分别表示为：

式中，E为煤岩弹性模量，σ₁为初始储层压力，σ₂为裂缝仅在水平最大主应力方向延伸时缝内平均液压力，上述参数可从岩石力学实验内得到。r为对煤储层进行压裂改造时使用的支撑剂半径，Q₁为裂缝在四个方向上延伸时的泵注液量，Q₂为水力压裂总泵注量，上述参数可从施工数据中获取。H为煤层厚度。

当流体压力降低△p时，煤基质体积应变量为：

式中，α为煤岩有效应力系数，ν为泊松比，上述参数可从煤岩心力学实验中获 取。

当流体压力降低△p时，变化后的裂隙孔隙度表示为：

则可求出此时的平均渗透率预测值：

由表达式(7)和(8)可以看出，井底压力的变化值△p引起裂隙孔隙度和的改变，进而引起煤层渗透率K的变化。这是由于随着排采过程中液体不断排出，储层中压力逐渐减小，在储层上方地层产生的压力作用下，孔隙度逐渐减小，进行引起煤层渗透率K的变化。

在步骤S201中还构建压力传播半径与井底压力的变化关系。具体而言，排采初期平面稳定渗流压力数学模型为：

其边界条件为：r＝R_w p＝p_w r＝R_e p＝p_e。

由表达式(10)得到压力传递公式：

式中，R_w为井眼半径，p_w为井底压力，R_e为压力传播半径，p_e为边界压力，即储层原始压力。

则压力传播半径R_e表示为：

在表达式(12)中，当井底压力p_w发生改变时，压力传播半径R_e相应发生变化，这可以理解为以井轴为中心，井底压力影响到的储层范围发生改变。

此外，在步骤S201中还可根据经验公式预估排采时间为：

式中，C为煤体积压缩系数，可通过煤岩心力学实验获取。

那么根据表达式(13)确定预估排采时间与煤层渗透率、压力传播半径的变化关系。

再次回到图2，在步骤S202中预设动液面的第一下降速度V1，也就是预设一个排采强度。在步骤S203中，使井底初始压力变化到临界解吸压力，根据从井底初始压力到临界解吸压力的变化量确定预估排采总时间。

在一个具体示例中，对于井底压力下降过程取微元细分，从井底初始压力开始逐渐降低井底压力数值，井底压力由初始井底压力p_w0起，每步变化△p(例如，可取0.001MPa)。

根据井底压力的变化量△p，基于井底压力与预估排采时间的变化关系，获得预估排采时间的变化量。例如当井底压力由p_w1变为p_w1-△p所需排采时间△t₁为：

△t₁＝T(p_w1-△p)-T(p_w1) (14)

在表达式(14)中，T(p_w1-△p)和T(p_w1)的数值根据表达式(9)、(12)、(13)来计算。

当井底压力降低至临界解吸压力时，即当井底压力降到p_w＝p₀时，对预估排采时间的变化量进行累加，确定预估排采总时间T1。

在确定预估排采总时间T1后，执行步骤S204，基于预设动液面的下降速度和预估排采总时间获得由井筒液柱产生的井底预测压力。

先依据液面的第一下降速度和预估排采总时间，计算当井底压力降低至临界解吸压力时井筒液柱的高度，表示为：

H_c＝H₀-v₁T₁ (15)

再根据井筒液柱的高度计算井底预测第一压力：

p_w＝ρ_wgH_c×10^-6 (16)

接下来执行步骤S205，根据井底预测第一压力与临界解吸压力的差值调整动液面的第一下降速度，确定使井底预测第一压力与临界解吸压力的差值满足误差 范围的动液面下降速度，将其确定为单相流阶段的排采强度。

其中，在根据井底预测压力与临界解吸压力的差值调整动液面的下降速度的步骤中，先比较井底预测压力与临界解吸压力的大小，

当井底预测压力大于临界解吸压力时(p_w1>p₀)，说明采用动液面下降速度的初设值V1过小，逐渐增大动液面的下降速度，例如令V₁＝V₁+0.01，代入步骤S203中循环重新计算井底预测压力。

当井底预测压力小于临界解吸压力时(p_w1<p₀)，说明采用动液面下降速度的初设值V1过大，逐渐减小动液面的下降速度，例如令V₁＝V₁-0.01，代入步骤S203中循环重新计算井底预测压力。

依照上述调整过程使得井底预测压力数值接近临界解吸压力数值，从而求出当p_w≈p₀时的动液面下降速度V1，即为此阶段的最优排采速度。

至此为止，通过图2所示的步骤流程可确定在单相流阶段的最优排采强度。

此外，考虑地层流向井筒的流量Q_DC：

上式中，μ为水的粘度。

设最佳动液面下降速度V(单位m/s)，则其中Q为井口产出的流量，Q_DC为流入井底的流量，可计算得到产水量W为：

W＝Qt (18)

非饱和水单相流阶段

非饱和水单相流阶段由于气泡的出现，阻碍了水的流动，此时若过量增加排采强度，井底压力降低较快，则会使渗透率前后衔接不紧密，容易出现气体大量产出，造成吐砂、吐粉的现象，严重影响地层及后续开发；但是若使排采强度降低过小，使井筒液柱高度上升，那么井底压力也会上升，当井底压力大于煤层气临界解吸压力时，解析出来的煤层气又会发生吸附作用，与开采初衷违背。因此，此阶段需要确定合理的排采强度。

以下结合图3对本阶段排采强度的确定过程进行说明。

首先，在步骤S301中预设动液面的第二下降速度V2。随后，在步骤S302中，基于预设动液面的第二下降速度获得在吸附过程的初始时间和结束时间由井筒液柱产生的井底预测第二压力。

吸附过程时间的大致长短可由吸附时间τ来标定，吸附时间τ由岩芯实验获取。动液面第二下降速度V2，经历时间τ后，其液柱高度H_c2为：

H_c2＝H_c1-V2*τ (19)

依照速度V2经历时间τ后预测的井底第二压力为：

p_w＝ρ_wgH_c2×10^-6 (20)

在步骤S303中，根据在吸附过程的初始时间和结束时间的井底预测第二压力，计算吸附过程的预估时间。

具体来说，根据在吸附过程的初始时间和结束时间的井底预测第二压力，分别计算在吸附过程的初始时间和结束时间的压力传播半径和渗透率。例如，在吸附过程结束时间的平均渗透率K₂为：

根据压力传递半径公式(12)，计算在吸附过程结束时间的压力传递半径R_e2。

接下来，由压力传播半径和渗透率确定吸附过程的初始时间和结束时间的差值，进而得到吸附过程的预估时间。

依据实践经验公式(13)，计算吸附过程的预估时间T₂：

在步骤S304中，调整动液面的第二下降速度，使得吸附过程的预估时间与吸附时间的差值满足误差范围，将其确定为非饱和水单相流阶段的排采强度。

具体来说，比较T₂与τ的大小，若T₂>τ则说明此阶段假设的V2过大，应该减小V2的值重新带入以上过程计算，直到T₂≈τ；若T₂<τ，则应该增加初值V2，直到T₂≈τ循环停止。

由以上过程计算求得此阶段的动液面下降速度V2,即为此阶段的最优排采 速度。

气水两相流阶段

随着排采的进行，压降漏斗扩大，有更多的气体解析出来，气相相对渗透率增加，水相相对渗透率快速减少，而此时总渗透率由两部分共同影响，一方面液体排出使煤体的有效应力增加，裂隙系统收缩，从而降低渗透率；另一方面，气体的解析及产出引起煤层渗透率的增加。为避免此阶段排采强度过大过小对地层造成的损害，本发明实施例中推荐使用第二阶段的排采强度。

使用本发明能够获得煤层气井饱和单相水流阶段、不饱和单相水流阶段和气水两相流阶段的最优排采强度，从而可以在保证较高产量条件下避免因为过快排采导致储层损伤、总产量降低等不良后果。已应用本发明进行了3井次的排采速度优化设计，计算结果能够为现场即使调整排采速度提供理论依据及计算手段，大大提高了煤层气井排采效率。

应用实例

本示例为在工程现场应用本发明的方法的一个实例。该井为一口直井。储层物性参数如表1所示，解析参数如表2所示，储层改造参数如表3所示。

表1储层物性参数

表2解吸参数

表3储层改造参数

依据本发明实施例中形成的计算方法，计算得：该井在饱和单相水流阶段最优排采强度为8.48m/d；在不饱和单相水流阶段最优排采强度为4.87m/d；在气水两相流阶段最优排采强度为4.87m/d。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。