五里堠井田煤層氣井單相水流階段合理降幅的確定

王 凱，郝少偉，陳瑞杰，王 瑞

（1.河南理工大學能源科學與工程學院，河南 焦作 454000；2.山西潞安金源煤層氣開發(fā)有限責任公司，山西 長治 046000）

0 引言

排采工作制度是影響煤層氣井產能的主要因素之一[1]，排采工作制度的合理與否取決于排采強度是否與產氣儲層地質特征相匹配[2]，尤其是單相水流階段，排采的合理與否對壓降漏斗傳播的范圍和解吸氣面積具有重要影響，最終決定了煤層氣井的產氣量[3-5]。大量研究表明，不同區(qū)域煤層氣井單相水流階段井底流壓的日降幅存在一個合理值[6-7]。如果降低速度過大，容易造成儲層壓力激動，煤儲層的應力敏感效應會導致儲層滲透率降低[8-11]；如果降低速度過小，容易造成排水效率降低，產氣時間推遲，增加了前期排采成本，同時伴有煤粉沉降風險[12-13]。如何準確確定單相水流階段井底流壓的合理日降幅，實現(xiàn)研究區(qū)的定量化排采控制，形成一種具有普適性的定量化排采方法[14-16]，是煤層氣井獲得高產的重要前提[17-18]。

五里堠井田位于山西省晉中市左權縣，前期煤層氣井的排采更多是基于現(xiàn)場排采經驗。為了使該區(qū)煤層氣井排采更合理，本文根據該區(qū)不同地下水勢區(qū)煤層氣井平均日產水量的差異，結合實際生產資料，求取不同水勢區(qū)地層供液指數(shù)，結合單相水流階段壓裂液返排率，建立單相水流階段合理降幅的數(shù)理模型，并用煤層氣井生產數(shù)據驗證數(shù)理模型的準確性。在此基礎上，獲取研究區(qū)不同地下水勢區(qū)的合理降幅范圍，以期為該區(qū)煤層氣井單相水流階段合理排采提供指導。

1 五里堠井田地質與生產概況

五里堠井田位于沁水盆地東北部，整體為走向NNE、傾向NWW 的單斜構造，構造以陷落柱、正斷層和寬緩的褶曲為主。井田主要發(fā)育3#煤層、4#煤層和15#煤層，煤層厚度穩(wěn)定，全區(qū)可采，為煤層氣井主采煤層，煤層傾角一般為6°～20°。研究區(qū)3#煤層的構造綱要圖如圖1 所示。

圖1 研究區(qū)3#煤層構造綱要圖Fig.1 Structural outline about 3# coalbed of the study area

五里堠井田內現(xiàn)有煤層氣產氣直井20 余口，因初始流壓、臨界解吸壓力、排采強度等差異，煤層氣井單相水流階段排采時間為3～90 d 不等，單井穩(wěn)產時日產氣量為50～1 200 m3，單井日產氣量峰值為150～1 492 m3，部分煤層氣井排采近500 d，累計產氣量最高達40 萬m3，煤層氣井平均單井日產水量為0.31～3.75 m3。

2 不同地下水勢區(qū)煤層氣井產水差異

地下水勢是以海平面為基準，煤儲層中地下水的初始水頭高度[19]能較清楚地反映地下水動力的強弱，是評價水體能量的重要參數(shù)之一[20]。通過式（1）對研究區(qū)地下水勢進行計算[21]。

式中：W為地下水勢，m；H為煤層底板標高，m；Pe為儲層壓力，Pa；ρ為水的密度，103kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

采用克里金插值法繪制研究區(qū)地下水勢等值線圖，如圖2 所示。由圖2 可知，研究區(qū)地下水勢為980～1 220 m。東北部、中部及南部部分區(qū)域地下水勢為1 080～1 220 m；南部、北部部分區(qū)域地下水勢為980～1 080 m，研究區(qū)地下水勢平均值為1 080 m。

圖2 研究區(qū)地下水勢等值線圖Fig.2 Contour map of groundwater potential in study area

研究區(qū)煤層氣井地下水勢與平均日產水量（Qw）關系如圖3 所示。由圖3 可知，地下水勢與平均日產水量呈線性正相關關系，R2為0.824 3。

圖3 地下水勢與平均日產水量的關系Fig.3 Relation between groundwater potential and average daily water volume

以地下水勢平均值為界限，將研究區(qū)內煤層氣井地下水勢分為高地下水勢和低地下水勢。分別選擇高地下水勢區(qū)和低地下水勢區(qū)煤層氣典型井，根據其產水特征，繪制高-低地下水勢區(qū)產水特征曲線，如圖4 所示。

圖4 高-低地下水勢區(qū)煤層氣井產水特征Fig.4 Water production characteristics of coalbed methane wells in high-low groundwater potential area

由圖4 可知，高地下水勢區(qū)，煤層氣井排采初期，日產水量增長迅速，每日增幅0.146 m3；產水峰值高，平均日產水量峰值為3.50 m3，排采后期日產水量衰減明顯。低地下水勢區(qū)，排采初期煤層氣井日產水量增長緩慢，每日增幅0.054 m3，平均日產水量峰值為1.25 m3；排采后期日產水量變化不大。

3 煤層氣合理降幅的確定

地層供液指數(shù)是指單位生產壓差下地層的日供液量，能較準確地反映地層供液能力強弱。煤層氣井單相水流階段地層供液指數(shù)計算見式（2）[22]。

式中：J為地層供液指數(shù)，m3/（d·MPa）；q為單相水流階段的產水量，m3/d；ΔP為單相水流階段日降幅，MPa。

單相水流階段井底流壓與日產水量之間滿足線性關系，見式（3）。

式中：Pwf為井底流壓，MPa；ɑ、b為擬合系數(shù)；J=-1/b。

研究區(qū)內地下水勢與單相流階段的供液指數(shù)、壓裂液返排率的關系分別如圖5 和圖6 所示。

圖5 地下水勢與供液指數(shù)關系Fig.5 Relation between groundwater potential and liquid supply index

圖6 地下水勢與單相水流階段壓裂液返排率關系Fig.6 Relation between groundwater potential and fracturing fluid flow back rate in single-phase water flow stage

由圖5 可知，煤層氣井供液指數(shù)與地下水勢呈線性正相關關系，R2=0.703 4，見式（4）。

由圖6 可知，單相流階段壓裂液返排率與地下水勢呈線性正相關關系，R2=0.649 6，見式（5）。

式中，n為單相水流階段壓裂液的返排率，%。

設煤層氣井單相流階段合理降幅下排采時間為D，則煤層氣井單相水流階段合理降幅ΔP計算見式（6）。

式中：ΔP為單相水流階段合理降幅，MPa/d；Pi為初始井底流壓，MPa；Pl為臨界解吸壓力，MPa；D為單相水流階段的排采時間，d。

煤層氣井在無越流補給時，單相水流階段累計產水量等于壓裂液的返排量，見式（7）。

式中：m為單相水流階段實際排采的天數(shù)，d；Q0為壓裂液總量，m3。

聯(lián)立式（6）和式（7）可得式（8）。

聯(lián)立式（4）、式（5）和式（8），研究區(qū)單相水流階段合理降幅計算見式（9）。

4 應 用

4.1 準確性驗證

選擇不同地下水勢區(qū)四口煤層氣井，對其單相水流階段合理降幅進行計算，計算結果見表1。其中，四口煤層氣井的壓裂液總量均為800 m3。

表1 不同地下水勢區(qū)煤層氣井計算與實際平均降速Table 1 Calculation and actual average deceleration rate of coalbed methane wells in different groundwater potential areas

由表1 可知，煤層氣井單相水流階段實際平均降幅與模型計算降幅越接近，產氣量越高。四口煤層井生產特征曲線如圖7 所示。

圖7 研究區(qū)煤層氣井生產特征曲線Fig.7 Production characteristics curves of coalbed methane wells in the study area

由圖7（a）和圖7（b）可知，L-016 井、L-007 井單相水流階段實際平均降幅分別為0.02 MPa/d 與0.03 MPa/d。兩口井單相水流階段排采強度與地層供液指數(shù)計算合理降幅相近，排采強度與地層供液能力相匹配，單相流階段井底流壓平穩(wěn)降低，日產水量穩(wěn)步增大；見氣后，日產水量比較平穩(wěn)，說明產氣通道較暢通，能保持產氣量的穩(wěn)定性，排采較合理。

由圖7（c）可知，L-005 井實際平均降幅0.04 MPa/d。排采初期，單相水流階段實際排采降幅大于地層供液指數(shù)計算合理降幅，單相流階段排采時間過短，壓降漏斗未有效傳播，煤層解吸范圍受限。見氣后，日產水量衰減嚴重；說明前期排采制度不合理，導致產水通道不暢通，影響了壓力的傳播，導致產氣量不穩(wěn)定。

由圖7（d）可知，L-018 井實際平均降幅0.04 MPa/d，開始排采降幅過大，壓力下降過快，有效應力增加較快，滲透率降低較多。見氣后，產氣量不穩(wěn)定，出現(xiàn)忽高忽低現(xiàn)象，也側面反映出排采初期有效應力負效應所帶來的危害，排采不合理，解吸氣不能及時補充，影響最終產氣量。

4.2 研究區(qū)合理降幅的確定

以地下水勢為紐帶，通過數(shù)理模型計算，對研究區(qū)煤層氣井單相水流階段合理降幅進行預測，結果如圖8 所示。

由圖8 可知，研究區(qū)東北部及中部區(qū)域單相水流階段合理降幅為0.018～0.024 MPa/d，研究區(qū)西北部、南部區(qū)域單相水流階段合理降幅0.007～0.017 MPa/d。

5 結論

通過對研究區(qū)單相水流階段合理降幅進行研究，取得的主要結論如下所述。

1）根據地下水勢與單相水流階段壓裂液返排率的關系，結合不同水勢區(qū)地層供液指數(shù)，建立了地下水勢與單相水流階段合理降幅數(shù)理模型，能對研究區(qū)不同地下水勢區(qū)煤層氣井單相水流階段合理降幅進行較準確計算。

2）研究區(qū)內不同地下水勢區(qū)，產水特征存在差異，單相水流階段合理降幅也存在差異。研究區(qū)東北部及中部區(qū)域單相水流階段合理降幅為0.018～0.024 MPa/d；西北部、南部區(qū)域單相水流階段合理降幅為0.007～0.017 MPa/d。