尹中山 肖建新 汪威
作者简介:尹中山,1967年生,高级工程师,从事煤田地质,煤层气勘探开发工作;地址:四川省成都市青年路38号四川省煤田地质局地质勘查处(61072),电话:15982349009.E-mail:yzs-11@163.com
(四川省煤田地质局 成都 610072)
摘要:川南煤田大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井自高产、稳产到自产阶段,累计产气超过50万m3。DCMT-3井排采曲线特征显示属低产稳定型煤层气井。通过经济评价初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景;在含煤层气系统理论指导下,利用整体开发技术,在四川盆地二叠系、三叠系的煤层气勘探开发试验工作中,建议扩大勘探试验范围,采用同水平线状布井,加快开展清洁压裂液试验,提高单井或井组产能,并尽快发挥综合社会经济效益,实现古叙矿区二叠系(P)、资威煤田三叠系(T)等煤矿建井的安全开采。
关键词:DCMT-3井 低产稳定型 含煤层气系统 线状布井 清洁压裂液
Production Curve Characteristics and Exploitation Prospect Analysis of the CBM Well DCMT-3
YIN Zhongshan, XIAO Jianxin, WANG Wei
(Sichuan Bureau of Coal Geology, Chengdu 610072, China)
Abstract: The testing drainage of the Dacun CBM ore block has taken a historic breakthrough.The testing well DCMT-3 went through high, steady, and self production stages, with a cumulative gas production of more than 0.5 million m3.In this article, reformation method s of CBM wells are summarized based on reservoir charac- teristics, reformation plans, gas and fluid output characteristics, and effective drainage methods, especially with reference to the drainage effects of the well DCMT-3.Through the economic evaluation preliminary think: the CBM of dacun ore-layer has good business development prospects.Under the guidance of Contains CBM in the sys- tem and overall development technology, the CBM exploration development and experiment work of the Permian and Triassic in sichuan basin, the author suggested expanding exploration test range, the well pattern along the strike, clean fracturing fluid testing should be sped up, increase the fracturing capacity in single well or JingZu, as soon as possible, and the role of integrated social and economic benefit, the mining area, realize the Syrian Permian (P)、 the Triassic (T) the capital has and coal mine safety mining well construction.
Keywords: Well DCMT-3; CMB-bearing system; integrated development; well pattern along the strike; clean fracturing fluid
1 前言
何伟钢[1]、倪小明[2]等对煤层气排采曲线进行了较全面的综合研究,将我国的煤层气井生产典型曲线归类为衰减型、上升型、低产稳定型、高产稳定型等四种。
位于古蔺复式背斜二郎坝向斜西北翼的DCMT-3井[3]是四川省煤田地质局2007年组织实施的参数井。经钻井、试井、固井及对二叠系上统龙潭组(P3l)之C19,C23,C25三套主力煤层射孔、压裂施工,于12月16日开始排采。使用变频调速抽油机+管式泵全井合层抽采。完钻层位为二叠系中统茅口组(P2m)。
DC-1井和DC-2井与该井同时投产。DCMT-3井排水41天产气,日产气量1000m3以上持续时间达330天,自2011年2月26日开始,因无水产出,决定停止抽油机排水,进入自然无阻流量产气阶段。DC-1,DC-2井日水产1.5~5.5m3,气产量较低且减产慢。
尹中山等[3]对该井区的储层特征及改造方式进行了较详细的总结。现就DCMT-3井抽采期间产气、产水、压力变化情况总结探讨,提出继续扩大勘探试验区的原因和措施建议。
2 生产基本情况与曲线特征分析
2.1 生产基本情况
截止2011年4月20日,DCMT-3井试采工作已进行了17个月,经历了产气前的放溢流阶段、排水降压阶段、产气后的产量上升—高产阶段和减产阶段,具体生产情况见表1。其中:
2.1.1 排水阶段排采工作制度
泵径44mm、冲程1.44m,冲次0.5~1.5n/min,防冲距0.3m。
2.1.2 高产阶段
2010.2.17~6.25,日产气量1500~1692m3,产水量此时急剧下降,冲次由1.5n/min降至0.5n/min。
2.1.3 气产量下降阶段
2010.6.25~12.9,套压降为0,日产气量降至1000m3,平均降幅为2.62m3/d;
2010.12.9~2011.4.20,日产气量降至600m3,平均下降幅度为3.03m3/d;
2010.12.9~2011.2.26,日产水量在0.005m3以下,冲次保持在0.5n/min。2月18日,无水产出,26日停止抽油机排水,产气量基本稳定。
科学合理的排采管理是煤层气井自身产能最大化得以实现的保障[2][4][5]。DCMT-3井排采管理中采取有效的工作制度来控制排水速率,在开抽前以高冲次掺水回流循环洗泵,保证泵正常工作的同时避免液面下降过快。
2.2 排采曲线分析
根据DCMT-3井排采曲线(图2),属中低产稳定型煤层气井。
2.2.1 产气特征分析
见气后高产阶段到来迅速,2010年2月2日见气,2月17日日产气量达1500m3以上,最高日产气量1692m3。在该阶段,通过控制套压以降低井底流压保持大于1600m3/d产量,7月1日,当井底流压降低到0.248MPa后,进入了产量递减阶段。
表1 DCMT-3井排采生产情况统计表
图1 DCMT-3井产液氯离子含量变化情况
生产期间氯根离子的变化情况见图1。
2.2.2 压力曲线特征分析
排水降压开始,井底流压一直缓慢下降至储层解吸压力3.48MPa,套压上升,至2.20MPa开闸点火后,套压开始下降,日产气量缓慢下降。发生实质性改变的是0.248MPa后储层解吸量低于1500~1600m3/d,降产幅度逐渐加大。
图2 DCMT-3井排采曲线图
2.2.3 产水特征分析
初期在低冲次低速抽排下液面下降速度达5.6m/d,产水量较大2m3/d以上,开始产气后产水量下降到0.5m3/d左右,直至产水量0.005m3/d的水平。
3 存在的问题与思考
3.1 是否具备开发前景
大村地区煤层气资源是否具备地面规模开发前景需考虑该区煤层气资源量、储层特征、开发投入与产出等综合指标及可预期的综合效益。
3.1.1 大村地区煤层气资源量丰富
四川省煤层气资源量初步估算为3480×108m3,其中古叙矿区二叠系煤层气资源量超过1000×108m3,大村矿段煤层气资源量超过100×108m3[3],层位、地区集中且资源量较大,具有规模开发的物质基础。
3.1.2 煤储层特征(开发条件)适宜地面开发
大村地区煤层含气量高,平均含气量超过20m3/t,为极富含气区;煤层埋深适中;煤体结构保存较完整;煤储层临界解吸压力、含气饱和度、地解比均较大,解吸时间短等特点,均有利于进行煤层气地面开发[3][4],但对于低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等现状需采取有效措施加以应对。
3.1.3 投入与产出分析
煤层气开发的投入主要包括钻前、钻井、储层改造、排采管理、日常维护及各型管材等方面。根据资金的时间价值法初步推算:以现行银行5年以内贷款年利率5.65%,5年以上贷款年利率6.85%;每口井年产气50×104m3(日产气1500m3),若打井200口,可实现年产量1×108m3;气销售价1.2元/m3,年收入1.2亿元。
关键前提:(1)单井日产气量达到1500m3;(2)建设时间1~2年;(3)争取国家政策性补贴,煤层气价格与天然气价格要一致;(4)表2中单井投资可以参考市场价格修正。以5年内实现投资持平,按10年开采期计算,净盈利期约5年左右,经济效益明显。
表2 经济效益简表(Economictable)
3.2 能否提高单井产能
DCMT-3井试采出优质煤层气,在四川同类型储层可以实现煤层气地面开发。而从效果看,单井稳定产量不太理想,要获得较好的经济、社会效益需进一步深化研究、细化措施来提高本地区煤层气井产能。
3.2.1 合理布井,形成线状开采井组[7]
常规煤层气布井方式以菱形、正方形等为主。针对川南地区大倾角的特点,可在煤层不同水平沿煤层走向布井,形成小型线状井组开采,扩大压降漏斗控制面积和煤层解吸范围,提高单井产量和采收率。在确定布井方式和井组排列密度前,需以储层参数及投产井如DCMT-3井试采数据等为依据运用COMET3软件进行数值模拟,预测产能。对杨曙光等提出的梯形布井方案有待开展力学方面的研究[8],多分支水平井、沿煤层倾向布井[9]等方式需要从理论走向实践。
3.2.2 采用新的钻井工艺技术,有利煤储层保护
由于煤层速敏性、水敏性、酸敏、盐敏及压力敏感性均较强,采用常规的低固相、无固相或清水钻进都会对煤层造成损害,使煤岩渗透率下降且无法通过改造恢复。对于诸如DCMT-3井煤层结构以原生-碎裂结构为主,且富水性较差的煤层,欠平衡钻井技术为最佳选择[4]。
3.2.3 储层改造方案优化
以目前国内使用较广的COMET3高级版本作为制定煤储层改造方案的手段,宜在施工现场建立清洁压裂液实验室,针对我省煤层渗透性低—极低的特点,选用低摩阻、易返排、对煤层伤害小的氮气、泡沫压裂液[7],试验连续油管压裂技术[10]等新工艺,形成大范围高导流的人工裂缝,由独立的中小型裂缝贯通为裂隙网,实现煤层气井稳产和高产,提高综合采收率。
3.2.4 扩大开采层系
运用层序地层学的理论,将上二叠统龙潭组(P3l)整体作为一个“复合煤层气系统”进行煤层气开发工作。倪小明[2]、朱志敏[1]等提出的“煤层气系统”思路对实施我省煤层组群发育、厚度薄、倾角大的煤层气开发有重要的参考价值。将大村地区上二叠统龙潭组(P3l)地层分为A含煤系统(C25~C21),岩性为细-粉砂岩、泥岩及煤层,夹薄层灰岩;B含煤系统(C20~C11),岩性为灰-深灰色灰岩、泥岩及煤层,对该系统中的煤层气、泥页岩中的页岩气以及砂岩储层中的游离气作为整体开发研究对象,实现可开采资源总量的增加和单井产能的提高。
4 认识及建议
4.1 认识
(1)DCMT-3井排采曲线特征属低产稳定型煤层气井,气井应在一定套压下生产。通过经济评价初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。
(2)合理布井,形成线状开采井组;采用新的钻井工艺技术,保护煤储层;并推动整体开发。
4.2 建议
(1)加强四川省各赋煤带煤层气成藏规律等基础地质研究。
(2)煤层气开发工作应依靠新技术。如扫描电镜、煤层气成藏物理模拟及热变模拟实验手段,系统研究四川省二叠系、三叠系煤储层的孔隙特征、渗透性、吸附/解吸特征,以期煤储层改造过程可控、效果最优、煤层气开发效益最好。通过三维地震勘探揭示煤层赋存空间展布规律及小断层对储层的影响,利用瞬变电磁技术研究T1j,P3c,P2m等灰岩地层中岩溶水的分布规律,为规模开发创造条件。
(3)扩大试验范围,加快试验速度,力争我省十二五期间煤层气勘探开发取得较快发展。
参考文献
[1]何伟钢,叶建平.2003.煤层气井排采地质历史分析[J].高校地质学报,9(3):385~389
[2]倪小明,苏现波,张小东.2009.煤层气开发地质学[M].北京:化学工业出版社
[3]尹中山,李茂竹,徐锡惠等.2010.四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果[J].天然气工业,30(7):120~124
[4]贺天才,秦勇.2007.煤层气勘探与开发利用技术[M].徐州:中国矿业大学出版社
[5]冯三利,胡爱梅,叶建平等.2007.煤层气勘探开发技术研究[M].北京:石油工业出版社
[6]刘清志.1998.石油技术经济学[M].中国石油大学出版社
[7]冯文光.2009.煤层气藏工程[M].北京:科学技术出版社
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[9]鲜保安.2010.应用U型井开采倾斜构造煤层气的钻采技术研究[J].探矿工程,37(8):10~13
[10]高弟,秦勇,易同生.2009.论贵州煤层气地质特点与勘探开发战略[J].中国煤炭地质,21(3):20~23
[11]朱志敏,陈岑,尹中山.2010.川南煤田晚二叠世含煤系统分析[J].煤炭科学技术,38(7):105~108
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