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Vol.05 No.01(2015), Article ID:14991,7 pages
10.12677/APF.2015.51001

Coalbed Methane Vertical Well Production Hydraulic Model Building

Dongmin Ma1,2, Jianfeng Qian3, Jie Wang1, Houning Liu1, Fangqing Li1

1Xi’an University of Science and Technology, Xi’an Shaanxi

2Key Laboratory of National Energy Coal and Coal Bed Methane Joint Mining Technology, Jincheng Shanxi

3Shaanxi Coalbed Methane Development Corp. Ltd., Xi’an Shaanxi

Email: mdm6757@126.com

Received: Mar. 2nd, 2015; accepted: Mar. 20th, 2015; published: Mar. 26th, 2015

ABSTRACT

In order to study the prediction model of gas production of CBM wells in the drainage process with the shortage of geological data, we calculated the transmissibility of reservoir and the conical depression influence radius of water cone by using Theis formula and Jacob formula, calculated the critical desorption pressure by using Langmuir formula and calculated the desorption radius of CBM wells by integral. We founded the simulation results and the actual production curve with a better fit degree by model building and gas production fitting of single well. The result showed that there is a linear relationship between the bottom hole pressure in different production stages and water production. The conical depression influence radius of water cone and level drawdown shows a logarithm relationship, and it shows a exponential relationship with the production time. The transmissibility and the influence radius have the greatest effect on the gas production in the objective factors.

Keywords:CBM Vertical Well, Mining Row, Influence Radius, Hydraulic Model, Gas Production

1西安科技大学，陕西 西安

2国家能源煤与煤层气共采技术重点实验室，山西 晋城

3陕西省煤层气开发利用有限公司，陕西 西安

Email: mdm6757@126.com

1. 引言

2. 排采阶段划分

Figure 1. Historical production curve of DFS-C01 CMB well

3. 水文参数计算

3.1. 导水系数计算

(1)

(2)

(3)

(4)

3.2. 影响半径计算(图2)

(5)

3.3. 影响半经拟合结果

Figure 2. Fitting curve of the influence radius for t days

Table 1. Fitting equations of groundwater head drawdown curves in different intervals

4. 储层水力模型建立

4.1. 模型建立假设

1) 煤储层所处区域最大主应力等于最小主应力；

2) 煤层为均质体；

3) 流体在储层孔–裂隙中的运动为层流，符合达西定律；

4) 忽略煤层气井在排采过程中的应力敏感效应、基质收缩效应和气体滑脱效应。

4.2. 储层压力参数模型建立

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

Figure 3. Cone of depression and model of pressure transfer in drainage process

Table 2. The relationship between bottom hole pressure and water production in different intervals

(11)

4.3. 模拟结果

5. 结论

1) 本文研究了在地质资料不足的情况下，根据低阶煤地区的煤层气单井的排采数据及试井资料来建立煤层气井排采初期的地下水动力模型。

2) 煤层气井排采过程中，在不同阶段井底压力与产水量呈现线性变化。在排采后期，井底流压基本保持不变，而影响半径稳定而缓慢扩展，最终到达扩展边界。

3) 根据拟合结果发现，煤层气排采过程中影响半径随时间呈现幂函数关系，随液面降深呈对数关系。

4) 从煤层开采时与压裂储层时注入水量计算，煤层气井排采水极有可能含有煤层顶板上方的承压水，在进行储层改善时压穿顶底板，将煤层与顶板沟通。排采过程中通过抽取煤层顶板上方承压含水层的水，形成降落漏斗，而在煤储层中形成相似的储层压力梯度曲线，使得解吸半径内的煤层气得到不同程度的解吸并通过孔–裂隙运移至井筒。

5) 煤层气排采过程中，在客观因素上产气量的关键在于降落漏斗影响半径和煤储层的渗透系数，这对煤层气排采的主要动力影响巨大。

Figure 4. Simulated production curves of the DFS-C01 CBM well

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