地面动压调节技术在煤层气井上的应用及预测

马歆宁 刘羽欣 王小东 杨 昊 魏康强

(中联煤层气有限责任公司研发中心，山西 030032)

地面煤层气开采井存在储层压力低、单井产量低、单井压力低等‘三低’特征，使得气田采气速度和采收率难以提升。动压调节技术指在煤层气采气井口上，安装单井及阀组增压机，通过降低井口套压，根据压力传递效应进而降低井底流压，增大生产压差，提高产气速度和产水速率，增加局部渗透率，形成排水降压采气的正向促进作用，有利于煤层气的解吸和产出，从而提高煤层气井的产量及最终采收率。自动压调节技术在PH区块、SZN区块应用以来，取得了良好的效果，下面就动压调节技术机理及选井预测进行分析：

1 现场应用情况

沁水盆地中生代晚期存在一期强烈的构造热事件，导致距离岩浆侵入中心较近的南部PH区块受岩浆热变质影响较大，煤的变质程度较高，Ro为3.6～4.0，北部SZN区块距离岩浆侵入中心较远，受岩浆热变质作用较弱，Ro为2.8～3.6，热演化程度不同导致PH区块和SZN区块的3号煤储层物性有所差异。PH区块储层含气量高，渗透率好，开发特征表现为PH区块上产时间快，峰值产气量高，采收率高，但是在相同井网和井控面积下，稳产时间短，递减率高。

统计近年来动压调节技术的应用情况，PH区块煤层气自2005年陆续开发生产，自2016年以来开始在各个阀组采用动压调节技术，累计增产1.2×108m3。以PH区块4号阀组为例，4号阀组所属19口井控制面积地质储量3.66×108m3，目前累产气量2.6×108m3(图1)，将生产曲线按照目前生产递减率趋势拟合初算，预计到达2025年累产气量2.95×108m3，2017年7月应用动压调节技术后，日增产气量约1.50×104m3/d，截止2021年3月底，已增产气量1.99×107m3/d，预计到达2025年还将增加产气量2.20×107m3/d，采收率可达到81.9%。

图1 PH区块4#阀组井生产曲线

SZN区块煤层气自2009年陆续开发生产，自2019年以来开始试验使用动压调节技术，累计增产约3.7×106m3/d，初见成效。以SZN区块ZY区1号、2号阀组为例，SZN区块ZY区1号、2号阀组所属20口井控制面积地质储量1.4×108m3，目前累产气量0.62×108m3(图2)，2020年4月应用动压调节技术后，日增产气量3000m3/d，将生产曲线按照目前生产递减率趋势拟合初算，预计到达2025年累产气量0.79×108m3，截止2021年3月底，已增产气量1.06×106m3，预计到达2025年还将增加产气量6.27×106m3，采收率可达到56.4%。

图2 SZN区块ZY区1#、2#阀组井生产曲线

2 适应性分析

通过动压调节技术在SZN区块的应用，对已实施的井增产量统计分析发现，增产量与累产气量、产水量、液柱高度的相关性较好。初步分析认为这些井累产达到了动用储量的30%以上，进入了排采中期，排采阶段逐渐由气水两相流向气体单向流过渡，产水逐渐减少，使用动压调节技术提高压差，直接作用于煤储层上，更有利于降低储层压力，促进煤层气解吸。同时，高产水井对动压调节设备的工艺及稳定运行时间要求较高。考虑以上因素，从资源潜力、储层连通性、储层渗透率、地层水条件等方面，考虑进行生产井优选。

煤层气井资源计算有体积法、类比法。对于预测剩余储量，历史拟合和数值模拟在界定了储层基本地质参数外，充分考虑了生产井的实际生产情况，可以作为评价剩余资源量评价的一种方法。导入静态地质参数，用前期生产数据调整，根据渗透率动态变化模型，可以初步计算出解吸半径，评价出剩余储量。

在设计煤层气井不同压降时机的负压模拟时，选取相同目标负压值，在不同的时间点上代入其对应的生产数据进行历史拟合以及目标值下的产能预测，并且统一模拟结束时间使模拟结果可对比，将所得数据进行衰减期和上升期不同阶段模拟，可以看出(图3)，不论动压如果调节，衰减期增压方式累积产气量都比上升期增压方式累积产气量高，说明煤层气井适合在衰减期增压，应力敏感在生产早期更容易发生，动压调节适合在衰减期增压。调整不同的目标负压值，随着负压值的增大，负压增产量有明显的的上升。

图3 不同目标值下拟合增产量

根据朗格缪尔Langmuir煤层气等温吸附公式，变换得出解吸效率曲线(图4)，可以看出解吸效率是非线性的，求导后可以得出解吸效率变化大小，按照兰氏压力PLC=2.2MPa，兰氏体积VLC=22m3/t值可以理论计算出三个段对应的压力值：

图4 解吸效率曲线曲率

启动压力：

(1)

敏感压力：

(2)

转折压力：

(3)

其中，PA=7.21MPa，PB=4.76MPa，PC=2.12MPa。按单井实际生产曲线散点图作出单井的流压产气散点图，PA=1.17MPa，PB=0.67MPa，PC=0.38MPa，和理论计算差距较大，分析认为，主要取决于储层连通性和渗透性差异，按照实际生产数据和理论计算的差值，将该值定义为该井的传导效率，用此值来量化该井的渗透性和连通条件，如C-4井，如图5所示，传导效率为5.6～7.1，取B点传导效率7.1来取值，该值越小越说明连通性越强。

图5 煤层气井C-4井底流压气量图版

以上为单煤层气井动压调节分析选井，对于多口井并联煤层气井(阀组)动压调节技术选井来说，用理论计算采收率法更为快捷和简便。煤层气主要以吸附态存在于煤基质微孔的表面，忽略少量溶解气和游离气，根据等温吸附公式，可以求得某个地层压力下的采收率。煤储层中原始含气量吸附气体量为：

(4)

式中，G为原始吸附气体量，108m3；A为气藏面积，km2；h为煤层厚度，m；ρB为煤层密度，g/cm3；Sgi为原始含气饱和度;VL为兰式体积，m3/t；PL为兰式压力，MPa；Pi为原始储层压力，MPa。

当储层压力下降至P时，煤储层累计产气量为

(5)

式中，GP为累计产气量，108m3；P为当前储层压力，MPa。

采收率为储层压力降为P时的累计产量/原始吸附气量，即推导出：

(6)

式中，RF为煤层气藏采收率。

通过计算，给定不同的储层压力、兰氏压力，初步模拟动压调节技术降低压力ΔP后，采收率的变化关系(图6)。并以此计算出不同区域动压调节后能够提高的采收率(表1)，需要说明的是，因为地区渗透率不同，可认为设备对储层造成的压降有所差别，到达废弃压力时的年限也有所不同。

表1 模拟不同地区动压调节前后采收率

图6 煤储层压力变化和采收率关系图

用理论计算采收率法，和实际曲线拟合后吻合也较好，参考单井选井适应性分析，确定动压选井条件，符合条件越多的井，预计效果越好，相关参数评价参考表2。

表2 相关参数界定表

3 后续推广情况

动压调节技术主要实施手段依靠撬装式增压气体压缩装置，该设备成本包括固定成本(采购费、安装费)和变动成本(维护费、电费等)。一台1.0×104m3处理能力的撬装式螺杆干式动压调节设备购置和安装成本约60万元，年保养费用约6万元，年维护费及电费约44万方。对计划采用动压调节设备的生产井进行初步核算，结合前面的理论分析，可以优选出较为合适的单井及阀组应用该项技术。

结合单井评价和理论计算采收率，对21号、22号、23号阀组所辖井进行单井综合评价，评价结果分为三类标准，结果如图7，因21号、23号中优选井较多，建议优选21号、23号阀组。同时采用理论计算采收率法，21号、23号阀组应用后预计降低压差ΔP为0.1MPa，提高采收率6.94%，按照10年达到废弃压力计算最终增加产气量1.36×107m3，日均增产气量约3700m3/d。经济评价该项技术不到1年即可收回成本，效益显著。2020年10月，对ZY区21号阀组、ZY区23号阀组应用后(图8)，日增产量达到了5000m3/d，超过预期效果，为后续继续推广提供相关研究依据。

图7 SZN区块21号、22号、23号阀组评价结果

图8 ZY区21号、23号阀组生产曲线