开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

第34卷第7期 2009年

7月

煤 炭 学 报JOURNALOFCHINACOALSOCIETY

Vo.l34 No.7 July

2009

文章编号:0253-9993(2009)07-0947-05

开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

邓 泽

1,3

,康永尚

1,2

,刘洪林,李贵中,王 勃

333

(11中国石油大学(北京)资源与信息学院,北京 102249;31中石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007)

21中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;

摘 要:为了摸清开发过程中煤储层渗透率动态变化特征,分析了影响煤储层渗透率动态变化的3种效应,引用了P&M渗透率模型,并以沁水煤层气田二叠系山西组3号煤储层为例,模拟了

储层压力从初始值降至衰竭压力整个过程中煤储层渗透率的变化.结果显示:渗透率先减小后增大;压力降至临界解吸压力318MPa,渗透率衰减少了34%,降至最低值;继续降压至215MPa,渗透率回弹至初始水平;降压至衰竭压力017MPa时,渗透率增至初始渗透率的218倍,预示该区块有较好的产气条件和前景.并通过敏感性分析得出,杨氏模量越大,基质收缩效果越显著,含气饱和度越高,越有利于改善煤储层渗透率.并据此提出2条建议:¹在进行煤层气区块优选时,应加入/动态渗透率0这个关键参数,这样可能会发现/先天0条件差而开发中后期物性易得到改善、开发潜力较大的区块;º以渗透率动态变化特征为依据,不断调整和优化排水降压幅度和节奏.

关键词:煤储层;渗透率;动态变化特征;P&M渗透率模型;基质收缩中图分类号:P618111 文献标识码:A

Dynamicvariationcharacterofcoalbedmethanereservoir

permeabilityduringdepletion

DENGZe,KANGYong-shang,LIUHong-lin,LIGu-izhong,WANGBo

toryofPetrdeumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing 102249,China;ofPetroleumExploration&Development,Langfang 065007,China)

1,3

1,2

3

3

3

(11FacultyofNaturalResourcesandInformationTechnology,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing 102249,China;21StateKeyLabora-31LangfangBranch,ResearchInstitute

Abstract:Basedonthreeeffectsinfluencingofdynamicvariations,usingP&Mmodelandparametersformnum-ber3coalseamofQinshuibasin,thepermeabilityvariationsofthisblockwerepredicted.Theresultsindicatethat

permeabilitydeclinesfirstandthenascendes:whenpressuredropstodesorptionpressure(318MPa),permeabil-itydecreasesto66%ofinitialvalue;afterthenthepermeabilitybeginestoincrease,reboundestoinitialvalueat215MPa;attheendpressure017MPa,thepermeabilityreachesto218timesofinitialvalue,whichrevealesgooddepletionprospectofthisCBMfield.AlsosensitivityanalysispointesthathigherYoung.smodulus,moreobviousmatrixshrinkageisandhighergassaturationisfavourofpermeabilityimprovemen.tFinally,twosuggestionswereproposed:¹Addthe/dynamicpermeability0totheparametersforselectingfavorableCBMblock,avoidingmiss-ingsomepotentialblocks.ºAdjustandoptimizethedepletionmethod,accordingtothevariationcharacters.Keywords:coalbedmethanereservoir;permeability;dynamicvariationcharacteristic;P&Mpermeabilitymod-e;lmatrixshrinkage

收稿日期:2008-07-30 责任编辑:王婉洁

基金项目:中国石油天然气集团公司2006石油科技中青年创新基金资助项目 作者简介:邓 泽(1982)),男,山西运城人,工程师,硕士.Te:l010-69213353,E-mai:ldengze@petrochina1com1cn

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煤 炭 学 报

13

3

2009年第34卷

中国有丰富的煤层气资源,据/新一轮全国油气资源评价0数据,全国2000m以浅的煤层气资源量为3168@10m.由于中国煤层在沉积后普遍经历了较为复杂的构造运动过程,煤层具有非均质性强、渗透率低和渗透率随压力敏感性强等特点.与美国煤层气开发取得成功的黑勇士盆地和圣胡安盆地相比,中国煤层气开发的主要难题是渗透率较低.黑勇士、圣胡安盆地的渗透率在310@10~20@10Lm之

-3-32

间,而中国煤储层渗透率总体在01002@10~1617@10Lm之间,较美国低2~3个数量级,国内渗透率最大的抚顺煤田也仅为0154@10

-3

-3

-3

2

~318@10

-3

Lm,平均只有1127@10Lm

2-32[1-2]

.目前,中国多数

煤层气单井产量不高,衰减快,除了渗透率低这个客观因素外,一个很重要的原因就是排采工作制度不合理,即对煤储层渗透率随压力变化特征认识不清,缺少对生产制度进行优化或模拟的依据.目前该动态变化特征的定量化描述仍存在较大分歧,国内有关此类报道较少,针对沁水盆地煤层气开发过程中渗透率动态变化预测的报道则更少,因此加强开发过程中渗透率动态变化特征的研究势在必行.

1 开发过程中渗透率动态变化影响因素分析

在煤层气开发过程中,煤储层物性受多方面因素的影响,是动态变化的.概括起来主要受有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应3种效应制约.有效应力效应是指由于开发降压导致煤体本身承受的有效应力增加,煤体被压实使物性降低的效应;基质收缩效应是指当储层压力低于临界解吸压力后,吸附的煤层气发生解吸导致煤基质收缩,储层物性改善的效应;克林肯伯格效应是指在渗透率较低,气体分子自由流动的平局展布与通道展布一致时,气体分子会与通道壁发生碰撞,而促进达西流动的效应.在煤层气开发初期单相流阶段,随着煤层水的排出,有效应力效应导致煤储层裂隙宽度变窄,渗透率降低;当储层压力降到临界解析压力之下,煤层气开始解吸,煤基质收缩效应逐渐加强,使得裂隙变宽,渗透率出现反弹;在开发后期,储层压力已降至较低水平,低压条件下气体克林肯伯格效应更加明显,有利于改善煤储层渗透率.

[3]

2 渗透率动态变化的P&M模型

国外学者曾提出过多个描述煤储层渗透率动态变化的数学模型:Levine根据其提出的理想煤储层物理模型,将各效应转化为对裂隙宽度的影响,推导出渗透率变化方程;Shi和Durucan在Gray模型的基

[6]

础上,将各效应转化为垂直于裂隙面的有效应力作用,得到渗透率与总有效应力的关系式;Sawyer使用气体浓度、孔隙压缩系数和基质压缩系数等表征开发中煤储层渗透率的变化;Palmer和Mansoori从多孔介质变形方程入手,引入Levine吸附膨胀模型推导出描述渗透率变化的数学模型.相比而言,Levine模型中裂隙宽度的取值误差较大,影响模型预测准确性;Shi和Durucan模型中2次转化(首先将影响因素转化为有效应力作用,再将有效应力作用转化到对渗透率影响)放大了计算误差,降低了模型的可靠性;Sawyer模型中基质压缩系数等参数获取困难;而P&M模型依据可靠,参数较易获取,本文主要依据该模型对渗透率变化进行预测.Levine使用了与Langmuir吸附方程式相同形式的模型来描述煤体的膨胀,并取得了与实验数据很好的吻合度

[5]

[7]

[5]

[4]

,即

Es=Emaxp/(p+p50),

(1)

其中,Es为体积应变;Emuir体积应变,即煤体极限吸附应变(因上式与Langmuir吸附方程相max为Lang

似,故笔者称此参数为Langmuir体积应变);p为储层压力,MPa;p50为达到一半Emax时对应的压力,MPa.因吸附与解吸过程可逆,Palmer和Mansoori引用Levine煤体膨胀的模型来描述降压引起的基质收缩现象,最终推导出

cmEmax<

=1+(p-p0)+-<0<0<0M

p0,-p50+pp50+p,

3

cm=-+f-B,=,=,=

MME(1+M)(1-2M)M3(1-M)k0

-1

式中,<为有效孔隙度,%;<0为初始有效孔隙度,%;cm,B为基质压缩系数,MPa;p0为初始压力,MPa;K为体积模量,MPa;M为轴向模量,MPa;f为小数,0~1;E为杨氏模量,MPa;M为泊松比;k为渗透率,10

-3

Lm;k0为初始渗透率,10Lm.

2-32

P&M模型未考虑后期克林肯伯格效应对渗透率的影响,需开展实验测量相关参数对模型加以修正.本文主要依据未修正的P&M模型进行分析和讨论.

3 煤储层渗透率的动态变化

以沁水煤层气田二叠系下统山西组3号煤为研究对象,收集了部分探井的原始储层参数,并通过实验方法获取了煤样岩石力学参数和基质收缩参数,取均值用于模型计算及效果分析.模型中所需参数见表1.

需要指出的是:¹该区煤层孔隙以微孔为主,发育了少量的中孔和大孔,总孔隙度为2105%~6148%,其中对渗透率有贡献的有效孔隙(主要是中孔和大孔)不发育,因此模型中有效孔隙度远小于实验室测试的总孔隙度;º在开发过程中,通常认为煤基质本身压缩系数极小,可以忽略,因此模型中参数B=0;»国内基质收缩参数数据有限,据文献[4]高煤阶水饱和煤样吸附膨胀实验,Langmuir体积应变Emax=010013~010047,平均为010030,p50=1114~6164MPa,平均为4109MPa;国

[8]

表1 沁水煤层气田3号煤岩参数(据中石油廊坊分院)Table1

分类

Parametersofnumber3coalinQinshuiCBMfield

参数名称p0/MPapL/MPa

取值73)

358031801370000125015840053330010123

数据来源试井实验测试实验测试公式计算公式计算实验测试实验测试实验测试参考外文文献公式计算公式计算参考外文文献参考外文文献参考外文文献

通常认为基质压缩系

数极小,接近于0

估测估测取值范围:0~1依据等温吸附曲线依据等温吸附曲线

备注

原始储VL/(m#t

3

-1

层参数

S0/%pd/MPa<0/%E/MPaM

岩石力学参数

fM/MPaK/MPaB/MPa-1

基质收缩参数

Emaxp50/MPa

注:VL为Langmuir体积,m3/t;pL为Langmuir压力,MPa;pd为临界

解吸压力,MPa.

[7-8]

外学者报道圣胡安盆地中煤阶Langmuir应变体积E1013max=0,国内外学者实验数据相差1个数量级.

[9-10]

据现有实验数据以及Langmuir体积应变与煤岩吸附能力成正比的结论,笔者认为,吸附能力更强的

沁水高煤阶煤岩具有比圣胡安中煤阶煤岩更大的Langmuir体积应变,本文取Emax=010012进行保守估算.

P&M模型模拟结果如图1所示,以017MPa作为降压结束压力,最终该区煤储层孔隙度增大到初始孔隙度的115倍,渗透率增大到初始渗透率的218倍.当储层压力由7MPa降低至临界解吸压力318MPa

时,孔隙度与渗透率逐渐减小,物性不断变差;由临界解吸压力318MPa降至215MPa,物性开始反弹,直至初始状态;继续降压至衰竭压力,物性得到改善,最终孔隙度增大了50%,渗透率增大了118倍.可见,沁水煤层气田开发中后期物性易得到改善,有较好的产气条件.因此,

应不断优化产气前排水阶段

图1 沁水煤层气田3号煤P&M模型孔隙度与渗透率的变化

Fig11 P&Mmodel.sporosityandpermeabilityvariationofnumber3coalinQinshuiCBMfield

的排采工作制度,使压降漏斗最大程度扩展开,这样才能使更多的煤岩经历中后期物性改善的阶段,最终提高采收率.

煤层气开发过程中,渗透率变化影响因素较多.其中,杨氏模量、Langmuir体积应变以及初始饱和度对开发过程中渗透率变化影响较大,杨氏模量的大小直接决定了煤岩抵抗有效应力负效应的能力;Langmuir体积应变则反应煤岩吸附膨胀与解吸收缩的能力,是衡量煤岩基质收缩效应的决定性因子;煤层气藏初始饱和度反应到达临界解吸压力的难易程度.故选用此3个参数进行敏感性分析,根据实验所测参数以及国内外文献中出现的数据进行汇总将其分为3个等级,取值范围见表2.

杨氏模量是表征在弹性限度内物质材料抗拉或抗压的物理量,煤岩杨氏模量越大,其抵抗有效应力的能力越强,渗透率损失越少,如图2(a)所示,其他参数见表1,杨氏模量分别取9000和7000MPa时,最终渗透率增大到初始渗透率的311和212倍,但当杨氏模量取2000MPa时,最终渗透率甚至没有得到改善,而衰减至初始渗透率的48

%.

表2 参数敏感性分析数据

Table2 Valuesforparameterssensitivityanalysis

项 目 杨氏模量/MPaLangmuir体积应变初始饱和度/%

上限制900001020100

中值70000101280

下限值20000100250

图2 渗透率与杨氏模量、Langmuir体积应变与初始含气饱和度敏感性分析

Fig12

InfluenceofYoung.smodulus,Langmuirstrainandinitialsaturationonpredictedpermeabilityduringdevelopment

基质收缩是煤层气降压开发过程中特有的现象,伴随着煤层气解吸的整个过程,能极大程度地改善渗透率,如图2(b)所示,Langmuir体积应变为01020时,最终渗透率增大到初始渗透率的613倍;当取中值01012时,最终渗透率增大到初始渗透率的218倍;取最小值01002时,最终渗透率未得到改善,衰减至初始渗透率的63%,这是因为当基质收缩参数太小,其正效应小于有效应力负效应所致.可见,开发过程中,煤岩基质收缩现象越明显,越有利于改善其渗透率.

初始含气饱和度也是影响开发过程中渗透率变化的重要因素,如图2(c)所示,初始含气饱和度为100%时,最终渗透率可达初始渗透率的416倍;为80%时,最终渗透率增至初始渗透率的218倍;但当初始含气饱和度为50%时,最终渗透率未得到改善.可见,初始含气饱和度越高,开发中后期渗透率改善的程度越高.

通过敏感性分析可以看出,杨氏模量、Langmui体积应变以及初始含气饱和度强烈地影响着开发过程中储层渗透率变化的形态与特征.但是在针对渗透率动态进行评价时,不能过分强调单因素的作用.因为这些因素往往是一个有机整体,例如煤岩杨氏模量过大,其抵抗外力的能力则更强,致使气体解吸引起的基质收缩效果较差,反而不利于开发中后期渗透率的提高.因此应测足参数,将各参数有机结合,对渗透率进行全面评价,优选出有潜力的煤层气区块.

4 结 语

煤层气开发过程中受多方面因素的影响,煤储层物性是动态变化的.概括起来主要受有效应力、基质

收缩和克林肯伯格3种效应制约.引入P&M渗透率数学模型,根据沁水煤层气田探井数据预测了开发过程中的渗透率变化.模拟结果显示,开发过程中该区煤储层物性先降低后增大,至降压结束,渗透率增至初始渗透率的218倍,可见沁水煤层气田开发中后期物性易得到改善,有较好的排水采气条件.杨氏模量、Langmuir体积应变以及初始饱和度对开发过程中储层渗透率变化影响较大.杨氏模量越大,基质收缩效果越显著,饱和度越高,越有利于改善煤储层渗透率.

中国煤层气目标区优选排序的基本思路是/一剔除三筛选0,即利用/一票否决制0进行剔除,绝不可能进行煤层气勘探的区域,继而进行面积-资源丰度、渗透率和产能筛选.渗透率是影响煤层气产量的关键性参数,在进行渗透率筛选时通常将初始试井渗透率进行分类赋权值,并未考虑到开发过程中渗透率变化特征,可能会漏掉一些开发潜力较大的区块.因此,建议对/先天0条件差而开发中后期物性易得到改善、开发潜力较大的区块应给予重视.建议根据开发过程中煤储层渗透率动态变化特征,结合研究区地质条件,加强数值模拟研究工作,目的是调整和优化排水降压幅度和节奏,从而使降压漏斗最大限度地扩展,使整套煤岩的物性尽可能得到改善,最终提高采收率.参考文献:

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