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煤层气产能评价技术方法研究

热度0票  浏览5次 时间:2019年7月11日 09:21
  摘要:本文主要对数值模拟法、产能归一法统计法以及静态地质参数对比法三种煤层气产能评价方法进行对比分并对三种方法的优势和缺陷进行分析。
  关键词:煤层气;产能;评价方法
  煤层气开采过程是一个极其复杂的系统,其产气量、产水量等受多种因素的影响。煤层气井产能状况是煤层气开发决策和设计的重要依据,也是关乎煤层气产业能否顺利发展的关键问题。如何采取有效的方法对煤层气井产能进行定量预测一直受到国内外学者的关注。以往对煤层气井产能(主要是产气量大小) 进行定量预测的主要方法有数值模拟法、物质平衡法和典型曲线法。
  一、数值模拟法
  数值模拟方法是气藏工程和数值模拟技术相结合的产能预测技术。该方法的要点是应用数值模拟技术拟合气藏工程产能研究结果,使气藏动态模型能较好的模拟不同结构储层的气井产能特征,从而获得较为可靠的气藏开发指标。
  20世纪 80 年代至今,煤储层数值模拟技术的发展经历了三个阶段,考虑的因素逐渐全面,模拟结果逐渐接近于实际。
  1.最早的数值模拟技术来源于常规天然气储层数值模拟,如 STARS、ECLIPSE、GCOMP 等模型或软件,只考虑了单孔隙结构、两相或多气体成分达西流、瞬时气流等因素,对吸附性的描述采用的是 K值平衡模型,假设煤微孔隙壁上吸附气体与孔隙中游离气体的压力处于连续平衡状态。 这类模型忽略了煤层气解吸过程,不能反映客观存在的解吸时间,没有真实反映煤层甲烷赋存、运移的特征,造成预测的煤层甲烷产量高于实际产量,显然不符合煤储层的特点。
  2.20 世纪 80 年代末期至 90 年代,建立了非平衡吸附动力学模型,先后研发出以 COALGAS、COMET2、SIMEDII 等为代表的煤层气产能数值模拟专用软件。其中的动力学模型,考虑了煤储层双重孔隙介质、费克扩散定律、朗格缪尔吸附等特性,但对达西流的描述仍只有几种有限的气体成分。 由于这类模型考虑了煤层气吸附特性及由微孔隙到裂隙的扩散过程,较好的反映了煤层气赋存及运移机理,比平衡吸附模型前进了一大步,模拟结果可靠性大为提高,模拟技术得到广泛应用。
  3.COMET2 等模型尽管得到普遍关注,但仍未能考虑煤储层某些重要性质对产能的影响,如:应力敏感性造成孔隙体积压缩,煤层基质收缩或膨胀导致渗透率发生变化,气体的再吸附、重力作用、溶解气的影响等。为此,国外研究者进一步注意到煤储层的三重孔隙结构、双扩散(两步扩散)特性、煤基质收缩膨胀效应等特点,建立了一系列新的动力学模型。以此为基础,研发出 COMET3 专用软件,兼顾了排采诱导渗透率变化等客观现象,模拟精度进一步提高。
  二、产能归一法
  由于煤层气排采影响因素的复杂性,用单井的产能来表征区块的产能存在一定的局限性。本方法以区块地质条件为基础,根据划分的有利区范围,对有利区同一构造带内的见气井排采参数进行归一化处理。对于单井出现了排采中断的情况,将排采中断阶段以及重新启抽后产气的波动阶段剔除,避免排采中断造成的影响,导致产能归一化的结果出现较大偏差。
  经过归一化处理,做出归一化曲线,就得出区块平均产能。
  三、静态地质参数对比法
  煤层气产能地质评价体系研究,目前国内外也做了大量的研究,最有代表性的是中石油赵庆波在沁南地区建立的煤层气选区评价指标。
  以沁水盆地南部以及以及鄂尔多斯盆地东部区块为例,进行静态地质条件和产能情况进行对比:沁水盆地南部胡底区块排采目的层为二叠系下统3号煤层,埋深350-700m,厚度4.6-7.1m,平均厚度6.0m,含夹矸0-1层,厚度0.2-0.6m,煤变质程度为贫煤-无烟煤,渗透率0.257-0.946mD,含气量9.1-22.28m3/t,平均含气量11.2 m3/t,综合评价为较有利-有利区块,区块单井最高日产气大于3000 m3,平均单井日产气1625 m3。
  韩城区块位于鄂尔多斯盆地东南部,相邻区块排采目的层为二叠系下统5号煤层,埋深300-1100m,平均厚度4.9m,含夹矸1-2层,厚度0.5-1.0m,煤变质程度为瘦煤-贫煤,含气量3.18-27.2m3/t,平均含气量10.51 m3/t,综合评价为较有利-有利区块,区块单井最高日产气大于3000m3。
  四、产能评价对比分析
  由于目前煤层气产能的评价方法尚不成熟,三类产能评价的方法均存在一定的优势和缺陷:
  1.数值模拟法:
  该方法适用范围广,预测精度随气藏模型精度的提高而提高。但煤层的物理模型复杂,模型的建立还不完善;部分数模软件采用了常规油气藏模式;数值模拟法进行产能评价的前提是基于对已有一定生产时间的井进行历史拟合对于排采时间较短的井评价结果准确性不足,但对于进入稳产期较长的井产能评价效果好。
  2.产能归一法
  此法依据目前的排采技术条件,早期排采技术的差异性导致单井排采效果差异大,产能评价结果存在一定的误差,后期排采技术逐步完善,效果逐步提升,此法标定区块的单井平均产能目前较为可靠,后期随着排采技术的进步,区块产能可能进一步提升。
  3.静态地质参数对比法
  利用已有的成熟理论和实际经验,通过将类似地质条件的其他区块的产能情况与目的区块进行对比,进行产能预测,但通过地质参数对比,和典型井的排采参数分析,没有考虑排采技术的对区块产能的综合影响,此法标定的产能是区块的目标产能。
  结论
  三类方法得出的结果呈现较大的差异性,经过对比分析得出结论,由于数值模拟法本身的缺陷,其评价的结果偏低,静态地质参数对比法未考虑排采技术的影响,评价结果偏高,产能归一法对区块单井的动态参数进行了综合评价分析,评价的结果目前较为可靠,后期随着排采技术的进一步完善,评价结果可能进一步提升。
  参考文献:
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  [5]张新民、解光新:我国煤层气开发面临的主要技术难题。
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  作者简介:刘昊娟,(1986-),女,硕士,现从事非常规油气勘探开发研究工作
  项目来源:华东分公司科研项目(P11092-02), 延川南区块煤层气产能分析与评价



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