CN111396020A - 一种煤层气井井间干扰的评价方法 - Google Patents
一种煤层气井井间干扰的评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111396020A CN111396020A CN202010112271.1A CN202010112271A CN111396020A CN 111396020 A CN111396020 A CN 111396020A CN 202010112271 A CN202010112271 A CN 202010112271A CN 111396020 A CN111396020 A CN 111396020A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- coal
- pressure
- water
- desorption
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title abstract description 21
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 163
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 132
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 107
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 31
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 27
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 27
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 24
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims description 23
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 13
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 8
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012854 evaluation process Methods 0.000 claims description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 2
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Economics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Marketing (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种煤层气井井间干扰的评价方法。该方法包括：考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式，并根据低渗煤层储层压力与含水饱和度间的一一对应关系，通过获取压力分布情况求取煤层的含水饱和度分布，进而量化评价储层内流体流动状态对井间干扰影响。本申请通过考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式，同时，考虑煤层储层内部流体流动状态对井间干扰的影响，引入了流动状态对压力传递机理和传播速度的影响，因而提高了煤层气井间干扰评价方法的准确性和效率。
Description
技术领域
本发明涉及煤层气开采技术领域，特别涉及一种煤层气井井间干扰的评价方法。
背景技术
根据国内外大量煤层气井排采实践以及理论研究表明，井间干扰有助于煤储层的整体降压，扩大解吸区面积，提高气体解吸效率，是实现煤层气稳产高产的有效技术措施。目前，虽然针对煤层气井井间干扰的评价方法较多，然而，其评价结果却与实际情况始终存在较大差异。
原因在于现有的评价方法没有考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，以及煤层中流体流动状态对井间干扰的影响。因此，需要提出一种新的、更准确的煤层气井间干扰评价方法。
发明内容
鉴于现有技术煤层气井井间干扰评价方法的评价结果与实际情况存在较大差异的问题，提出了本发明的一种煤层气井井间干扰的评价方法，通过考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，以及煤层中流体流动状态对井间干扰的影响，提高井间干扰评价准确性，以便克服上述问题。
为了实现上述目的，本发明采用了如下技术方案：
一种煤层气井井间干扰的评价方法，该方法包括：
步骤一：在评价过程中，考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式：
式中，V为煤岩的单位体积吸附量，Smw为煤基质中的含水饱和度，P为孔隙流体压力，PL为Langmuir压力常数；
步骤二：根据低渗煤层储层压力与含水饱和度间的一一对应关系，通过获取压力分布情况求取煤层的含水饱和度分布，进而量化评价储层内流体流动状态对井间干扰影响，其中，表征煤层中气水两相流动的微分方程组为：
式中，Kw和Kg分别为水相与气相渗透率；Sg和Sw分别为煤层裂隙中的含气饱和度；μg和μw分别为气相和水相粘度；Cg*与Cw*为针对煤层气藏的气相压缩系数与水相压缩系数；其中，
当储层压力高于临界解吸压力时：
当储层压力低于临界解吸压力时：
Cf、Cw Cg和Cd分别为岩石压缩系数、地层水压缩系数、气体压缩系数与解吸压缩系数；
结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式。
可选地，所述步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，包括：采用如下公式计算获得解吸压缩系数Cd：
式中，Psc、Tsc、Zsc为标准状况下的压力、温度与气体压缩因子；T、Z分别是煤储层的温度与气体压缩因子；φ是煤岩裂隙孔隙度。
可选地，所述步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，还包括：
根据表征煤层中气水两相流动的微分方程组，得到如下比例公式：
观察可知，上式左侧即为气水两相流度比WGMR，借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值；
继而结合上述比例公式和气水两相流动关系式：
Sg+Sw＝1，以及
解得煤层压力与含水饱和度的关系式如下：
其中，
B＝WGMR(Cf+Cg)+Cf+Cw，
C＝WGMR+1，
当储层压力高于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg)，
当储层压力低于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg+Cd)。
可选地，对煤层压力与含水饱和度的关系式进一步推导，解得水饱和度与煤层压力的最终关系式如下：
可选地，所述借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值的计算过程如下：根据煤层压力和温度，查询甲烷和水的基本物性参数，以得到μg和μw；通过相对渗透率曲线计算得到Kw/Kg的值，继而根据二者计算出气水两相流度比WGMR的值，也即比例公式等号左侧数值。
可选地，该方法还包括：
针对多口煤层气井生产，计算各口煤层气井的压力分布，然后根据压力叠加原理，进而得到整个煤层在多口煤层气井生产时的压力分布，获得煤层各处的井间干扰强度。
可选地，所述计算各口煤层气井的压力分布，包括：
假设储层的压力波位置rp；若储层存在解吸区，则同时假设压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd；
基于假设，根据物质守恒原理计算产水量，记为第一产水量，若存在解析区，则同时根据物质守恒原理计算产气量，记为第一产气量；
比较所述第一产水量和实际产水量，通过调整所述压力波位置rp，使所述第一产水量和实际产水量的差异达到预设精度要求，确定所述压力波前缘位置rp；若储层存在解析区，则通过调整所述压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，使所述第一产气量和实际产气量、所述第一产水量和实际产水量的差异同时达到预设精度要求，确定所述压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，从而获得单口煤层气井的压力分布。
可选地，采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，Pe为边界压力，Pd为临界解吸压力，Pwf为井底流压，re为边界位置。
可选地，若煤层气井存在压裂改造，则采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，ξd、ξp为线性流情况下解吸区前缘与压力波前缘位置。
综上所述，本发明的有益效果是：
通过考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式，同时，考虑煤层储层内部流体流动状态对井间干扰的影响，引入了流动状态对压力传递机理和传播速度的影响，因而提高了煤层气井间干扰评价方法的准确性和效率。
附图说明
图1为本发明一个实施例提供的一种煤层气井井间干扰的评价方法示意图；
图2为固气系统下的气体解吸过程；
图3为固液系统下的气体解吸过程示意图；
图4为煤层气井无压裂与压裂情况下的压力扩展示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
在本申请的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本申请的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
本发明的技术构思是：通过考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式，同时，考虑煤层储层内部流体流动状态对井间干扰的影响，引入了流动状态对压力传递机理和传播速度的影响，因而提高了煤层气井间干扰评价方法的准确性和效率。
对于常规油气藏开发而言，井间干扰会导致生产井出现提前水淹、泄油不均匀等负面影响。但在煤层气开采过程中，井间干扰却有助于其高效开发，原因在于煤层气作为一种以吸附气为主的非常规气藏，吸附在煤岩基质内部的气体只有当储层压力降低时才能发生解吸，随后进入裂隙，流入井筒形成产能。据国内外煤层气排采实践及研究表明，扩大煤层解吸体积、提高解吸速度是煤层气开发的关键。基于该原则，煤层气群井排采是一种常见的提高煤层气开采效果的方法，目的在于利用煤层气井井间干扰的压力叠加特征，扩大煤层气藏整体的泄压面积，增大煤层气的解吸体积。故在煤层气生产过程中，准确刻画与评价煤层气井井间干扰是至关重要的命题。
申请人在研究中发现，现有技术的煤层气井间评价缺少了对如下两个因素的考虑，导致现行的煤层气井井间干扰评价结果与实际情况始终存在较大差异。因素一是煤岩真实水环境对气体解吸的影响，煤岩普遍含水是当前学术界的共识，水的存在会极大影响甲烷气体的解吸。因素二是煤储层内部流体流动状态为初期单相水-中期气水两相-后期单相气的动态变化特征，不同的流动状态对应的压力传递机理与传播速度均存在较大差异，会直接影响煤层气井井间干扰的评价。
鉴于此，为考虑上述两个因素对煤层压力传播的影响，提高目前煤层气井井间干扰评价结果的可靠性，本发明提出了一种方便、准确、高效的用于判断井间干扰现象及定量计算井间干扰程度的煤层气井井间干扰的评价方法，如图1所示，该方法包括：
步骤一：在评价过程中，考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式：
式中，V为煤岩的单位体积吸附量，Smw为煤基质中的含水饱和度，P为孔隙流体压力，PL为Langmuir压力常数。
针对煤岩真实水环境对气体解吸的影响问题，本申请引入了煤基质中的含水饱和度Smw，进行复杂气水环境下气体解吸的评价计算。现有井间干扰评价方法通常是基于常规固气系统下的Langmuir吸附-解吸理论，即认为煤储层基质孔隙中不含水。然而，基于煤化学理论，在煤炭漫长的地质演化过程中，水分产生于各个热氧化阶段，导致煤岩基质纳米孔具有普遍含水特征，有些煤岩基质甚至存在饱和水的情况。
固气系统的降压吸附-解吸过程见图2所示，在煤层气藏一定压力、一定温度的条件下，甲烷气体在固体表面的吸附过程与解吸过程处于平衡，吸附过程中释放的Gibbs自由能与解吸过程中吸收的Gibbs自由能相等，意味着固气系统下气体的吸附与解吸完全可逆。因此，鼓起系统的解吸特征可由下式描述：
式中，VL为Langmuir体积常数，m3/m3；P为孔隙流体压力，MPa；PL为Langmuir压力常数，MPa；V为煤岩的单位体积吸附量，m3/m3。
与固气系统相比，固液系统下的气体解吸过程存在较大差异。固气系统的降压吸附-解吸过程见图3所示，在饱和水环境下，随着压力降低，固体表面的吸附态气相不会直接转化为自由态气相，而是在水中先以溶解态存在。溶解态甲烷在转化为自由态甲烷的过程中必须经历气体分子成核的阶段，该阶段需要消耗额外的能量。故与固气系统相比，固液系统下的气体解吸除了需要Gibbs自由能还需要额外的气体分子成核的能量，导致固液系统下气体解吸困难，反映在解吸曲线上则是具有“解吸滞后”的特征。申请人对固液系统下的气体解吸特征已进行深入研究，并通过理论手段与室内实验两方面表明，气液系统下的解吸量微乎其微，可以忽略不计，故本发明中固液系统的解吸特征可由下式描述。
V≈0(2)
而本申请步骤一中，通过引入煤基质中的含水饱和度Smw评价气体解吸特征，认为饱和水部分的煤层满足固液系统的解吸规律，饱和气的部分满足固气系统的解吸规律，最终得到适合于表征真实煤岩的气体解吸特征公式。至此，不同类型煤层气藏中气体的解吸能力得到量化表征。将上述描述真实煤岩的气体解吸特征公式替代传统煤层气井井间干扰评价方法中的固气系统公式，即公式(1),即可展示煤岩真实水环境对气体解吸的影响，并进一步表现该因素对气井压力传递的影响规律。
本方法还包括步骤二：根据低渗煤层储层压力与含水饱和度间的一一对应关系，通过获取压力分布情况求取煤层的含水饱和度分布，进而量化评价储层内流体流动状态对井间干扰影响，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式。
据国内外研究表明，低渗煤层气藏的储层压力与流体饱和度间存在一一对应的关系，即使在变流压、变产量的条件下该关系也可认为不发生变化。故一旦该关系能够被确定，在已知压力分布的情况下即可求取煤层的含水饱和度分布，进而量化含水饱和度对煤层气井压力传播、井间干扰的影响。
其中，本申请表征煤层中气水两相流动的微分方程组为：
式中，Kw和Kg分别为水相与气相渗透率，mD；Sg和Sw分别为煤层裂隙中的含气饱和度，无因次；μg和μw分别为气相和水相粘度，cp；Cg*与Cw*为本申请针对煤层气藏的气相压缩系数与水相压缩系数，MPa-1。其中，
当储层压力高于临界解吸压力时：
当储层压力低于临界解吸压力时：
Cf、Cw、Cg和Cd分别为岩石压缩系数、地层水压缩系数、气体压缩系数与解吸压缩系。
在本申请的一个实施例中，步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，具体包括：采用如下公式计算获得解吸压缩系数Cd：
式中，Psc、Tsc、Zsc为标准状况下的压力、温度与气体压缩因子；T、Z分别是煤储层的温度与气体压缩因子；φ是煤岩裂隙孔隙度。其中，Cd是1987年Mckee首次提出的，用于简化煤层中气水两相微分方程形式，其物理意义为单位体积煤基质能够解吸出气体的能力，本申请对齐进行了改造，以(1-Smw)VL替换其中的VL。
在本申请的一个实施例中，步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，还包括：
根据表征煤层中气水两相流动的微分方程组，得到如下比例公式：
观察可知，上式左侧即为气水两相流度比WGMR，借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值；
继而结合上述比例公式和气水两相流动关系式：
Sg+Sw＝1，以及
解得煤层压力与含水饱和度的关系式如下：
其中，
B＝WGMR(Cf+Cg)+Cf+Cw，
C＝WGMR+1，
当储层压力高于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg)，
当储层压力低于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg+Cd)。
进一步地，为方便使用，本申请对煤层压力与含水饱和度的关系式进一步推导，解得水饱和度与煤层压力的最终关系式如下：
从而，在已知的气水相渗曲线、甲烷的高压物性参数(气体粘度，压缩系数)、水粘度、煤岩压缩系数、水的压缩系数和煤岩的吸附解吸特征(即包括VL和PL)等初始数据下，就可以获得含水饱和度，进而实现对井间干扰的准确评价。
在本申请的一个实施例中，上述借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值的计算过程如下：根据煤层压力和温度，查询甲烷和水的基本物性参数，以得到μg和μw；通过相对渗透率曲线计算得到Kw/Kg的值，继而根据二者计算出气水两相流度比WGMR的值，也即获得了比例公式等号左侧的数值，从而可以进行后续的计算。
在本申请的一个实施例中，该方法还包括如下评价井间干扰的步骤：
针对多口煤层气井生产，计算各口煤层气井的压力分布，然后根据压力叠加原理，进而得到整个煤层在多口煤层气井生产时的压力分布，获得煤层各处的井间干扰强度。
优选地，计算各口煤层气井的压力分布，包括：
假设储层的压力波位置rp；若储层存在解吸区，则同时假设压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd；基于假设，根据物质守恒原理计算产水量，记为第一产水量，若存在解析区，则同时根据物质守恒原理计算产气量，记为第一产气量；比较第一产水量和实际产水量，通过调整压力波位置rp，使第一产水量和实际产水量的差异达到预设精度要求，确定压力波前缘位置rp；若储层存在解析区，则通过调整压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，使第一产气量和实际产气量、第一产水量和实际产水量的差异同时达到预设精度要求，确定压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，从而获得单口煤层气井的压力分布。
由于根据物质守恒方法计算得到的产气量、产水量与解吸区、压力波扩展之间的关系式正相关的。而且，若两个时间步的解吸区、压力波未扩展，则得到的产气、产水为零。故对于任意时刻的实际产气、产水量，上述的迭代过程得到的解有且只有一个，表现出良好的收敛性。
具体地，采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，Pe为边界压力，Pd为临界解吸压力，Pwf为井底流压，re为边界位置。
若煤层气井存在压裂改造，参考图4对比煤层气井有无压裂裂隙情况下的压力扩展示意图，采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，ξd、ξp为线性流情况下解吸区前缘与压力波前缘位置。
其中，为了将椭圆渗流问题转换为线性流问题，采用如下关系式对计算过程进行坐标变换：
x＝Lf×chξ×cosη，
y＝Lf×shξ×sinη，
式中，x，y为直角坐标，Lf为裂隙半长，ξ,η为椭圆坐标。
从而，通过坐标变换，获得如下关系式：
Ra＝Lf×chξd，
Rb＝Lf×shξd，
Rpa＝Lf×chξp，
Rpb＝Lf×shξpd，
式中，Ra、Rb、Rpa、Rpb分别为压裂直井的解吸区前缘长轴位置、短轴位置与压力波前缘长轴位置、短轴位置，即完成了对压裂煤层气井压裂裂隙的计量考虑。
综上所述，本申请通过考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式，同时，考虑煤层储层内部流体流动状态对井间干扰的影响，引入了流动状态对压力传递机理和传播速度的影响，因而提高了煤层气井间干扰评价方法的准确性和效率，在考虑群井开采的井间干扰问题时，可以通过计算各口煤层气井的压力分布，然后根据压力叠加原理，进而得到整个煤层在多口煤层气井生产时的压力分布，获得煤层各处的井间干扰强度，提高井间干扰评价方法的准确性。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，在本发明的上述教导下，本领域技术人员可以在上述实施例的基础上进行其他的改进或变形。本领域技术人员应该明白，上述的具体描述只是更好的解释本发明的目的，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (9)
1.一种煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，该方法包括：
步骤一：在评价过程中，考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响，获得描述真实煤岩的气体解吸特征公式：
式中，V为煤岩的单位体积吸附量，Smw为煤基质中的含水饱和度，P为孔隙流体压力，PL为Langmuir压力常数；
步骤二：根据低渗煤层储层压力与含水饱和度间的一一对应关系，通过获取压力分布情况求取煤层的含水饱和度分布，进而量化评价储层内流体流动状态对井间干扰影响，其中，表征煤层中气水两相流动的微分方程组为：
式中，Kw和Kg分别为水相与气相渗透率；Sg和Sw分别为煤层裂隙中的含气饱和度；μg和μw分别为气相和水相粘度；Cg*与Cw*为针对煤层气藏的气相压缩系数与水相压缩系数；其中，
当储层压力高于临界解吸压力时：
当储层压力低于临界解吸压力时：
Cf、Cw、Cg和Cd分别为岩石压缩系数、地层水压缩系数、气体压缩系数与解吸压缩系数；
结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式。
2.根据权利要求1所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，所述步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，包括：采用如下公式计算获得解吸压缩系数Cd：
式中，Psc、Tsc、Zsc为标准状况下的压力、温度与气体压缩因子；T、Z分别是煤储层的温度与气体压缩因子；φ是煤岩裂隙孔隙度。
3.根据权利要求2所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，所述步骤二中，结合上述步骤一，得出考虑煤岩真实水环境对气体解吸的影响的煤层压力与含水饱和度的关系式，还包括：
根据表征煤层中气水两相流动的微分方程组，得到如下比例公式：
观察可知，上式左侧即为气水两相流度比WGMR，借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值；
继而结合上述比例公式和气水两相流动关系式：
Sg+Sw＝1，以及
解得煤层压力与含水饱和度的关系式如下：
其中，
B＝WGMR(Cf+Cg)+Cf+Cw，
C＝WGMR+1，
当储层压力高于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg)，
当储层压力低于临界解吸压力时，
A＝WGMR(Cf+Cg+Cd)。
4.根据权利要求3所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，对煤层压力与含水饱和度的关系式进一步推导，解得水饱和度与煤层压力的最终关系式如下：
5.根据权利要求3所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，所述借助煤层的相对渗透率曲线得到该气水两相流度比WGMR数值的计算过程如下：根据煤层压力和温度，查询甲烷和水的基本物性参数，以得到μg和μw；通过相对渗透率曲线计算得到Kw/Kg的值，继而根据二者计算出气水两相流度比WGMR的值。
6.根据权利要求5所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，该方法还包括：
针对多口煤层气井生产，计算各口煤层气井的压力分布，然后根据压力叠加原理，进而得到整个煤层在多口煤层气井生产时的压力分布，获得煤层各处的井间干扰强度。
7.根据权利要求6所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，所述计算各口煤层气井的压力分布，包括：
假设储层的压力波位置rp；若储层存在解吸区，则同时假设压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd；
基于假设，根据物质守恒原理计算产水量，记为第一产水量，若存在解析区，则同时根据物质守恒原理计算产气量，记为第一产气量；
比较所述第一产水量和实际产水量，通过调整所述压力波位置rp，使所述第一产水量和实际产水量的差异达到预设精度要求，确定所述压力波前缘位置rp；若储层存在解析区，则通过调整所述压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，使所述第一产气量和实际产气量、所述第一产水量和实际产水量的差异同时达到预设精度要求，确定所述压力波前缘位置rp和解吸区前缘位置rd，从而获得单口煤层气井的压力分布。
8.根据权利要求7所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，Pe为边界压力，Pd为临界解吸压力，Pwf为井底流压，re为边界位置。
9.根据权利要求8所述的煤层气井井间干扰的评价方法，其特征在于，若煤层气井存在压裂改造，则采用如下公式表征煤层的压力分布规律：
对于未发生气体解吸的区域，
对于已发生气体解吸的区域，
式中，ξd、ξp为线性流情况下解吸区前缘与压力波前缘位置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010112271.1A CN111396020B (zh) | 2020-02-24 | 2020-02-24 | 一种煤层气井井间干扰的评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010112271.1A CN111396020B (zh) | 2020-02-24 | 2020-02-24 | 一种煤层气井井间干扰的评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111396020A true CN111396020A (zh) | 2020-07-10 |
| CN111396020B CN111396020B (zh) | 2022-06-10 |
Family
ID=71432760
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010112271.1A Active CN111396020B (zh) | 2020-02-24 | 2020-02-24 | 一种煤层气井井间干扰的评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111396020B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113464129A (zh) * | 2021-08-03 | 2021-10-01 | 中国石油大学(北京) | 煤层气藏平均地层压力计算方法和装置 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103015975A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-03 | 河南理工大学 | 煤层气垂直井产气量测试模拟装置 |
| CN105787805A (zh) * | 2016-03-18 | 2016-07-20 | 河南理工大学 | 一种煤层气井多煤层联合排采技术的评价方法 |
| CN205936553U (zh) * | 2016-08-25 | 2017-02-08 | 北京中能万祺能源技术服务有限公司 | 一种对旧井增产改造而形成的新型煤层气井 |
| CN109118019A (zh) * | 2018-09-04 | 2019-01-01 | 中国矿业大学(北京) | 一种煤层气含量预测方法及装置 |
| CN109281663A (zh) * | 2018-09-26 | 2019-01-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种确定煤层气储层渗透率的方法 |
| CN109556996A (zh) * | 2019-01-04 | 2019-04-02 | 中国石油大学(华东) | 油水两相干扰压力梯度的测量方法 |
| CN109826621A (zh) * | 2019-01-17 | 2019-05-31 | 西安科技大学 | 一种煤层气多层合采气水两相渗流实验装置及测试方法 |
| US20190301276A1 (en) * | 2018-03-28 | 2019-10-03 | Conocophillips Company | Low frequency das well interference evaluation |
-
2020
- 2020-02-24 CN CN202010112271.1A patent/CN111396020B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103015975A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-03 | 河南理工大学 | 煤层气垂直井产气量测试模拟装置 |
| CN105787805A (zh) * | 2016-03-18 | 2016-07-20 | 河南理工大学 | 一种煤层气井多煤层联合排采技术的评价方法 |
| CN205936553U (zh) * | 2016-08-25 | 2017-02-08 | 北京中能万祺能源技术服务有限公司 | 一种对旧井增产改造而形成的新型煤层气井 |
| US20190301276A1 (en) * | 2018-03-28 | 2019-10-03 | Conocophillips Company | Low frequency das well interference evaluation |
| CN109118019A (zh) * | 2018-09-04 | 2019-01-01 | 中国矿业大学(北京) | 一种煤层气含量预测方法及装置 |
| CN109281663A (zh) * | 2018-09-26 | 2019-01-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种确定煤层气储层渗透率的方法 |
| CN109556996A (zh) * | 2019-01-04 | 2019-04-02 | 中国石油大学(华东) | 油水两相干扰压力梯度的测量方法 |
| CN109826621A (zh) * | 2019-01-17 | 2019-05-31 | 西安科技大学 | 一种煤层气多层合采气水两相渗流实验装置及测试方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 刘新福等: "气水两相煤层气井井底流压预测方法", 《石油学报》 * |
| 赖枫鹏等: "考虑井间干扰的煤层气井动态预测方法", 《中国矿业大学学报》 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113464129A (zh) * | 2021-08-03 | 2021-10-01 | 中国石油大学(北京) | 煤层气藏平均地层压力计算方法和装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111396020B (zh) | 2022-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107461192B (zh) | 储层条件下页岩动态表观渗透率的计算方法 | |
| CN109209333B (zh) | 页岩气多井群高效开采间距优化方法 | |
| CN107506948B (zh) | 一种基于动态泄流体积的页岩油气综合产量分析方法 | |
| CN104018829B (zh) | 一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法 | |
| CN108133080B (zh) | 一种考虑非稳态吸附的非均质裂缝页岩气藏数值模拟方法 | |
| CN106855897B (zh) | 适用于压力衰竭地层的井壁稳定的研究方法 | |
| CN105672973A (zh) | 一种煤层气藏整体体积压裂优化设计方法 | |
| CN111353205B (zh) | 用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法 | |
| CN102128025A (zh) | 一种盐膏层造斜钻井液密度确定方法 | |
| CN111396020B (zh) | 一种煤层气井井间干扰的评价方法 | |
| CN110952976A (zh) | 一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法 | |
| CN110984972A (zh) | 一种计算煤层气不同生产阶段气水渗透率的方法 | |
| CN111027789A (zh) | 一种煤层气井工作制度定量优化的计算方法 | |
| Zou et al. | Investigating reservoir pressure transmission for three types of coalbed methane reservoirs in the Qinshui Basin in Shan’xi Province, China | |
| CN111963163A (zh) | 一种基于气水两相流动页岩气藏双孔双渗模型构建及压力动态预测方法 | |
| CN107247816B (zh) | 一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法 | |
| CN111415031B (zh) | 一种煤层气井产能预测方法 | |
| CN110805438A (zh) | 一种确定煤层气临界解吸压力的方法 | |
| Lentsch et al. | Potential of multilateral wells for geothermal projects in the South German Molasse Basin | |
| CN111396028A (zh) | 基于液态co2致裂增透和相变驱置瓦斯抽采达标等效量化评估方法 | |
| CN112989721B (zh) | 一种致密油藏体积压裂水平井改造体积的快速计算方法 | |
| CN111680445B (zh) | 一种煤层气-致密气合采的数值模拟方法 | |
| CN104502239A (zh) | 测定煤岩润湿性的方法 | |
| CN115595127A (zh) | 一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法 | |
| CN113530534B (zh) | 储层改造方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231215 Address after: 100007 No. 9 North Main Street, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee after: PETROCHINA Co.,Ltd. Patentee after: PETROCHINA COALBED METHANE Co.,Ltd. Patentee after: CHINA UNITED COALBED METHANE NATIONAL ENGINEERING RESEARCH CENTER Co.,Ltd. Address before: 100028 room 417, building 1, No.6 liupukang street, Xicheng District, Beijing Patentee before: PETROCHINA COALBED METHANE Co.,Ltd. Patentee before: CHINA UNITED COALBED METHANE NATIONAL ENGINEERING RESEARCH CENTER Co.,Ltd. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |