石油工程设计大赛获奖作品

石油工程设计大赛获奖作品内容摘要：

54 第 3章 气藏工程论证 从煤层岩石力学特征来看， 3煤层顶底板岩性以泥岩为主， 15煤层顶板以灰岩为主，底板以泥岩为主，根据煤层及顶、底板岩石力学性质测定结果表，知道其厚度均为 ，满足合采要求。 根据煤储层压力统计， 3煤储层与 15煤储层均为欠压储层，两煤层的平均储层压力梯度分别为 、 ，两煤层的平均储层压力梯度梯度差别不到 ，在其他条件相同情况下进行排采时，压力传递速度相差不大，适合合 层开采。 根据参数井资料，计算得出 3与 15煤层的临界解吸压力的平均值分别为 、 ，平均差值为 ；而平均间距为 85m，产生的水柱压力为 ，远小于 3煤层的临界解吸压力的平均值分别为 ，说明两煤层适合合层开采。 根据生产试验井的单井排采数据 3煤层的单井平均最大产水量为 ，单井平均平稳产水量为 ； 15煤层单井单井平均最大产水量为 ，单井平均平稳产水量为 m3/d，略高于 3煤 层，从供液能力上看，适合两层煤合层开采。 根据生产试验井排采数据，合层开采条件下的单井高峰产气量和单井平稳产气量均高于分层开采条件下。 综上分析， 3和 15煤层采用一套层系进行开发。 排水采气 排水采气是指煤层气井生产时，通过抽排煤层中的承压水，使得煤层压力降至煤的解吸压力以下，吸附态的甲烷解吸为大量游离态甲烷，并通过扩散和流动两种不同的机制运移到井筒的一种开发方式。 煤层气井采气前，井中液 面高度为地下水头高度，此时井筒与储层之间不存在压力差，地下水系统基本平衡，属于稳定流态。 当煤层气井开始排采后，井筒中液面下降，井筒与煤储层之间形成压力差，地下水从压力高的地方流向压力低的地方，地下水就源源不断地流向井筒中，使得煤储层中的压力不断下降，并逐渐向远方扩展，最终在以井筒为中心的煤储层段形成一个地下水头压降漏斗，随着抽水的延续该压降漏斗不断扩大和加深。 当煤储层的出水量和煤层气井井口产水量相平衡时，形成稳定的压力降落漏斗，降落漏斗不再继续延伸和扩大，煤储层各点压力也就不能进一步 降低，解吸停止，煤层气井采气也就终止。 55 第 3章 气藏工程论证 排水采气是我国煤层气生产中应用广泛、技术成熟、成本低的一种开发方式。 注气开发方式 煤层气注气开发是向煤层中注入 N2， CO2 及烟道气等，实质是向煤层注入能量，改变压力传导特性，增大或保持扩散速率不变，达到提高单井产量和采收率的目的。 向煤层中注气，在一定程度上能够提高煤储层能量，由于气体压缩膨胀做功，能够提高煤层的压力传导系数，使得远处的煤层能量能快速弥补负压区的亏空，提高气井产能。 由于煤对 CO2的吸附能力比 CH4强，所以 CO2注入煤层后，会与煤基质微孔中的 CH4 发生吸附竞争，最终将原来吸附在煤层中的 CH4 置换出来。 而 N2 的吸附能力弱于 CH4，不能通过竞争吸附达到置换 CH4的目的，只能在等压状态下通过降低游离 CH4的分压来影响其吸附等温线，促使吸附 CH4被置换出来。 对煤层气注气驱替来讲，驱替气体的注入维持了比单纯抽排有更高的压力梯度，起到增加流体流速的作用。 驱替过程中注入气体与CH4 发生吸附置换，则可将煤基质中吸附态的 CH4 转化为游离态CH4，在注入气体驱动作用下，这些游 离态 CH4 流动至生产井，最后被采出。 注气开发方式不仅能提高煤层气采收率，延长煤层气田的开采周期，同时也可以满足大气环境保护、煤炭安全开采等客观需要。 但是注入的 CO2 会改变原始地层中的 pH值，矿化度，地应力场特性，影响其物理化学特性。 同时，由于 CO2 的体积膨胀，可能使煤层的流体流速过快，导致机械颗粒的运移，对煤层造成伤害 [4]。 另外，目前在国内该技术不成熟，依靠国外技术，生产成本高，而且 CO2气源和运输、封存问题尚未得到好解决。 目前国内排水采气的技 术成熟，而注气开发在国内只处于试用阶段，需要依靠国外技术，所以排水采气开发方式成本远低于注气开发方式成本。 注气开发对地层的影响较大，容易对煤储集层造成伤害。 排水采气在排采过程中会造成地层能量亏空，气井产能下降，采收率降低；注气开发在一定程度上能补充地层能量，提高气井产能和采收率。 但是区块内煤层上部和底部都有含水层，补给区在地表露头，表明煤层水源补给充足，不易导致地层能量亏空。 CO2气源问题和运输、封存问题尚未得到好的解决。 综上所述，在沁端区块选择排水采气的开发 方式。 56 第 3章 气藏工程论证 目前，煤层气开采钻井井型主要有直井、丛式井、水平井、 U型井、羽状水平井和多分支水平井。 表 煤层气不同井型的适应条件 [3] 双分支水平井水平段长度的优选 双分支水平井水平段的长度对井控储量、水平井产能、开发效果以及经济效益等都有很大影响，是水平井设计成败的关键之一。 水平段长度越大，越有利于提高气井的泄气面积，然而 由于井筒中流动内阻的存在，流动阻力随水平段长度增加而增大，指端的压降较跟端小，出现水平段指端低产现象。 因此使产气量增加的同时，又要优化单位成本效益，就存在合理的水平段长度。 本文主要从气藏工程角度，运用数值模拟方法，对双分支水平井十五年累产和百米累产气量两方面定量计算，分析不同水平段长对水平井生产的影响。 表 数值模拟结果 58 第 3章 气藏工程论证 图 水平段长度对产能的影响 从水平段长度对产能的影响来看，水平段长度对百米 15 年累产影 响较大。 [］当水平段长度小于 m，百米 15 年累产随着水平段长度的增大而较快减小，当水平段长度大于 ，随着水平段长度的增加，百米累产气量趋于平稳。 因此双分支水平井水平段最优长度为。 开发预测和经济评价 运用数值模拟技术，预测单层水平段长 600m 双 分支水平井和合层开采直井的生产动态，并进行经济评价。 图 双分支水平井 59 第 3章 气藏工程论证 图 双分支水平井和直井产能对比 从双分支水平井和直井产能对比情况来看，双分支水平井明显优于直井。 ［ )设定双分支水平井稳定产量为 ，直井稳定产量为 ，分别预测 15 年和 20 年生产情况。 数值模拟结果显示，双分支水平井生产末期累计产量108m3，最终采收率为 %；直井生产末期 累计产量108m3，最终采收率为 %，双分支水平井的采收率高于直井。 经济方面，分别对钻井成本和经济收益两个角度对双分支水平井和直井进行静态和动态的经济评价，从不同井型的经济评价来看，双分支水平井钻井成本高，单位面积的收益都低于直井。 虽然多分支水平井采收率较高，但钻井工艺复杂、技术条件不成熟、投资高、风险大。 而直井钻井工艺简单、技术条件成熟、投资相对较低、风险小、且收益较多分支水平井高。 因此最适合该区块的井型为直井。 图 双分支水平井和直井单 井日产量对比图 60 第 3章 气藏工程论证 表 双分支水平井和直井开发指标预测 表 双分支水平井和直井的经济比较 煤层气 “低渗、低压、低饱和度、高含气量 ”的特点决定了其生产需要井组联合排采。 井网初选 排状井网是指所有井都以直线井排的形式步署到油气藏含油气面积之上。 适用于含油气面积较大、连通性好、流动性较好的油气藏。 环状井网是指所有油井都以环状井排的形式部署到油气藏面积之上。 井排一般与含油边界的形态保持基本一致。 适用于中小型油气藏、构造比较完整、渗透性和油气层连通性都好的油藏。 面积井网是指油气井按照一定的几何排列方式部署到整个油气藏含气油面积之上所形成的井网形式。 适用于含油气面积中等或较小、渗透性和油层连通性相对较差的油气藏。 由于对气藏的地质特征认识不是特别清楚，同时根据文献调研煤层气开发多采用面积井网的情况，从提高采收率的角度考虑，对井网的部署应尽量采用规则井网。 又因为煤层物性差，渗透率低，排水采气的开发方式需要煤层快速整体降压，且开发处于初期阶段， 所以选用规则的面积井网布井。 2）井网优选 煤层气可采用的面积井网类型一般有正方形井网和三角形井网。 正方形井网要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的 4口井呈一正方形。 61 第 3章 气藏工程论证 三角形井网要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，最小井网元素为三角形，相邻的 4口井呈一菱形。 面割理与水平最大主应力方向一致，端割理与水平最小主应力方向一致。 但割理走向具有强烈的方向性，且具有强烈的非均质性。 因此，煤层在最大主应力和最小主应力方 向的渗透率具有较大的差异，计算出两个方向渗透率的比值对井网的部署具有重要的意义。 根据煤层岩石力学性质，煤层最大主应力表示为： ?H?3Pc?Pf?Pi?St 式中： σH——水平方向最大主应力， MPa； Pc——煤层闭合压力， MPa； Pf——煤层破裂压力， MPa； Pi——原始煤层压力， MPa； St——煤的抗拉强度， MPa。 式 式 2020年对沁南区块 15的统计数据，同时计算出该区块水平最 大主应力。 根据孟召平教授 2020 年对沁水南部地层应力及其对煤储层渗透率的影响研究，沁端区块水平方向上，煤层主面割理及端割理方向渗透率与最大或最小主应力之间存在以下统计关系。 kH???H 式 式 kh???h 式中 kH——水平面上面割理方向渗透率， mD； σH——水平面上最大主应力， MPa。 kh——水平面上端割理方向渗透率， mD； σh——水平面上最小主应力， MPa。 64 第 3章 气藏工程论证 而由于各项异性，地层不同方向上的井距之比与相同方向上的渗透率之比需满足公式。 ［） dx/dy? 式中 dx ——x方向井距， m； dy ——y方向井距， m； kx/ky 式 kx——x方向渗透率， mD； ky——y方向渗透率， mD。 将沁端区块基础数据代入公式 、 和 ，计算出 dx/dy的值为 ，即在井网部署过程中，沿着主渗透率方向上的井距与排距之比需 要为 左右。 而在面积井网中，正方形井网的井距和排距相等，三角形井网的井距和排距存在差异，比值为 ，与计算结果 很接近。 因此从渗透率差异上看，三角形井网较适合该区块煤层气的开发。 表 沁端区块水平最大主应力计算一览表 表 沁端区块水平方向主次渗透率计算一览表 综合以上分析，与正方形井网比较，三角形井网压降叠加面积大、井间干扰效果好，更加适合面割理和端割理方向的渗透率差异，使压力均匀下降，所以在沁端区块选择三角形井网布井。 65 第 3章 气藏工程论证 布井方向是根据主导天然裂隙方位和压裂裂缝方位确定的。 经济极限井网密度：总产出等于总投入，总利润为零时的井网密度。 超过此井网密度，则发生亏损。 最佳井网密度：当总利润最大时的井网密度。 合理井网度：实际井网密度应在最佳井网密度与经济极限井网密度之间选择一个合理值。 常用的计算煤层气井网密度的方法主要有：单井控制储量法、规定单井产能法、经济极限 合理井网密度法。 1）单井控制储量法 开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使高丰度区单井控制储量。