Основная сложность в разработке метана из угольных пластов заключается не в бурении и освоении скважин, а в динамическом понимании процессов добычи и добычи. В отличие от обычных газовых скважин, добыча метана из угольных пластов зависит от трех стадий: десорбции из угольной матрицы, диффузии и просачивания. Препятствия на любой из этих стадий будут напрямую отражаться на кривой добычи газа. Традиционные методы управления дренажем основаны на макроскопических параметрах, таких как давление в обсадной трубе, уровень жидкости и водопроизводство, что затрудняет точное определение распределения вклада каждого продуктивного слоя, не говоря уже о своевременном выявлении глубинных проблем, таких как засорение десорбционной системы. Внедрение технологии распределенного волоконно-оптического измерения температуры (DTS) обеспечивает полный технический путь от диагностики до оптимизации для динамического мониторинга дренажа скважин с метаном угольных пластов.

I. Ключевые проблемы мониторинга стока метана из угольных пластов

Скважины, разрабатывающие метан угольных пластов, имеют длительные циклы добычи и истощения с комплексными динамическими изменениями. Типичной скважине, разрабатывающей метан угольных пластов, часто требуется несколько месяцев или даже более года, чтобы пройти путь от истощения и снижения давления до пика добычи газа. В течение этого периода ключевые параметры, такие как распределение жидкости в стволе скважины, вклад в добычу каждой перфорированной секции и положение динамического уровня жидкости, постоянно меняются. Традиционные методы исследования, такие как каротажные приборы и эхолоты, обычно позволяют получить данные только в определенный момент времени и не могут охватить динамическую эволюцию всего процесса добычи и истощения.

Проблемы с таким «моментальным» мониторингом очевидны: инженеры не могут определить, соответствует ли текущий режим добычи динамике пласта, не могут подтвердить, связано ли снижение добычи газа в определенном участке с уменьшением энергии пласта или с закупоркой дренажных путей, и не могут количественно оценить фактическую разницу в вкладе между перфорированными участками. В результате корректировка дренажного и режима добычи часто отстает от изменений в пласте, что приводит к более низкой, чем ожидалось, эффективности добычи газа.

II. Как DTS обеспечивает количественную диагностику выходных профилей

Основное преимущество распределенной волоконно-оптической технологии измерения температуры заключается в ее пространственной непрерывности. После прокладки оптического кабеля вдоль продуктивного участка система DTS может непрерывно получать данные о распределении температуры по всей скважине с пространственным разрешением от 1 до 2 метров. В скважинах по добыче метана из угольных пластов приток жидкости в различные перфорационные участки приводит к появлению заметных тепловых аномалий на кривой температуры скважины: продуктивный участок демонстрирует относительно высокие температуры из-за тепла пласта, переносимого жидкостью, в то время как непродуктивный участок находится близко к линии геотермического градиента.

Рассмотрим в качестве примера практику компании Zhiteng Microelectronics на горизонтальной скважине по добыче метана из угольных пластов на Северо-Китайском нефтяном месторождении. Скважина была пробурена на глубину 719 метров. Для прокладки оптических кабелей в продуктивной зоне использовался внешний полупостоянный метод, в сочетании с системой долговременного сбора данных с поверхности DTS и волоконно-оптическими манометрами для мониторинга. Анализ данных о температуре четко выявил неоднородность продуктивной зоны: среди восьми перфорированных участков гидроразрыва пласта на всей скважине участок 536-543 метра являлся абсолютным основным дренажным каналом, на который приходилось 47,1% от общего объема добычи жидкости; участок 502-506 метров имел наибольшую интенсивность добычи жидкости (наибольший объем добычи жидкости на единицу длины), и эти два слоя в сумме составляли 75,5% от общего объема оттока жидкости. В отличие от этого, вклад остальных шести перфорированных участков был крайне ограничен.

Ключевые диагностические данные показали, что динамическая глубина залегания флюида в скважине составила 281,6 метра, а расчетное забойное давление значительно превышало критическое давление десорбции угольного пласта. Это означает, что метан угольных пластов в коллекторе еще не вошел в стадию эффективной десорбции — процесс дренажа и снижения давления еще не достиг порога добычи газа.

Ценность этой диагностики заключается в разложении общей проблемы «низкой добычи газа» на конкретные инженерные решения: основная продуктивная зона слишком сконцентрирована, некоторые перфорированные зоны используются неэффективно, а общий дренаж еще не перешел в стадию десорбции. Соответствующие меры, таким образом, очевидны — проведение вторичного гидроразрыва пласта для модификации неиспользуемых слоев и расширение дренажных каналов.

III.От диагностики к оптимизации: динамическая настройка системы отбора проб.

Диагностика профиля добычи отвечает на вопрос «Каково текущее состояние?», но настоящая проблема управления оттоком метана из угольных пластов заключается в вопросе «Как постоянно оптимизировать процесс?». Это требует модернизации мониторинга DTS от разовой проверки до долгосрочного динамического отслеживания, формируя замкнутый цикл «мониторинг-диагностика-корректировка-повторный мониторинг».

Применение решения Zhiteng Microelectronics для распределенного волоконно-оптического каротажа в скважине по добыче метана из угольных пластов на Эрляньском газовом месторождении полностью продемонстрировало этот замкнутый цикл. Глубина скважины составляет 550 метров, и Zhiteng развернула долговременную систему DTS с использованием полупостоянной конфигурации внешних труб для непрерывного мониторинга профиля добычи. В течение всего периода мониторинга данные DTS четко фиксировали чередующиеся изменения вклада добываемого пласта.

На начальном этапе мониторинга перфорация 1 являлась основным продуктивным слоем, а перфорация 2 — второстепенным. По мере развития дренажа уровень жидкости постепенно снижался от исходного положения до диапазона 256–352 метров. В этот момент характер распределения продуктивности изменился: перфорация 2 поднялась, став основным продуктивным слоем, а перфорация 1 отступила на второстепенную позицию. За этим чередованием лежит динамическое перераспределение поля пластового давления и водонасыщенности.

Система Zhiteng DTS зафиксировала это ключевое изменение благодаря долгосрочному мониторингу и внесла соответствующие корректировки в систему дренажа и добычи. Каждая корректировка основана на отражении в реальном времени изменений в добывающей способности системы DTS: когда добывающая способность определенного участка перфорации снижается, это означает, что энергия пласта в этом участке уменьшается или дренажный путь заблокирован. В этом случае необходимо скорректировать параметры управления давлением в обсадной колонне или параметры извлечения, чтобы восстановить баланс дренажа в каждом участке.

Результаты оптимизации: После нескольких этапов корректировки системы добыча газа из скважины постепенно увеличилась с первоначальных 1581 м³/сут до 2713 м³/сут, что составляет суммарный прирост на 71%. Этот результат подтверждает целесообразность и эффективность технического подхода «динамическая оптимизация дренажа на основе долгосрочного мониторинга DTS».

IV. Создание замкнутого контура: методологическая основа для мониторинга стока метана из угольных пластов.

На основе приведенных выше примеров можно вывести методологическую основу для динамического мониторинга дренажа скважин с метаном угольных пластов, основная логика которой состоит из четырех этапов:

Шаг 1: Установление базового уровня. С помощью тестирования профиля добычи DTS определяется первоначальное распределение вклада добычи в каждом перфорированном участке для количественной оценки неоднородности пласта и выявления основных продуктивных и неразработанных пластов.

Шаг 2: Непрерывный мониторинг. Используйте долгосрочную систему DTS для круглосуточного сбора данных о температуре, отслеживая динамическую информацию, такую как изменения динамического уровня жидкости, чередование вкладов от добываемого пласта и аномальные температурные явления.

Шаг 3: Диагностическое принятие решений. На основе анализа тенденций изменения температурных данных необходимо определить, соответствует ли существующая система добычи и отвода воды динамическим параметрам пласта. При значительных изменениях вклада добывающего слоя, аномальном снижении уровня жидкости или внезапном падении добычи на определенном участке необходимо проанализировать причины и разработать планы корректировок.

Шаг 4: Выполнение и проверка. После реализации плана корректировок продолжайте отслеживать результаты с помощью DTS, чтобы подтвердить, изменился ли вклад производственного слоя в ожидаемом направлении. Если результат не соответствует ожиданиям, переходите к следующему этапу корректировок.

Ключ к этой концепции кроется в слове «замкнутый цикл». Традиционное разовое тестирование может предоставить только базовую информацию, а последующее планирование и управление по-прежнему основываются на опыте и принятии решений. Однако долгосрочный мониторинг DTS гарантирует, что каждое решение подкреплено данными, а эффект каждой корректировки может быть проверен в режиме реального времени.

V. Ключевые элементы внедрения технологий

Для реализации вышеописанной методологической модели необходимо учитывать ряд ключевых элементов на уровне технической реализации.

Во-первых, это процесс прокладки оптоволоконного кабеля. Для долгосрочного мониторинга скважин с метаном угольных пластов необходимо, чтобы оптоволоконный кабель стабильно работал в скважине в течение длительного времени. В настоящее время относительно зрелым решением является полупостоянный метод наружной обсадной трубы — оптоволоконный кабель крепится к внешней стенке трубы, что не только обеспечивает тепловую связь между оптоволоконным кабелем и зоной добычи, но и облегчает его извлечение вместе с обсадной колонной при необходимости.

Во-вторых, это выбор системы DTS. Долгосрочный мониторинг предъявляет высокие требования к адаптивности к окружающей среде и надежности данных оборудования. Системы DTS, развертываемые на открытом воздухе, должны стабильно работать в широком диапазоне температур и обладать такими возможностями, как возобновление работы сети при прерывании сигнала и интеллектуальный спящий режим для работы в условиях нестабильного электроснабжения и сетевых условий на объекте.

В-третьих, это развитие возможностей интерпретации данных. DTS собирает данные о температуре, и количественная оценка вклада температурных аномалий в добычу флюидов требует термодинамического моделирования и интерпретации флюидов. Это требует от технической команды не только умения работать с волоконно-оптическим оборудованием, но и владения геологическими и инженерными знаниями о дренаже метана из угольных пластов.

Заключение

Суть управления дренажем скважин для добычи метана из угольных пластов заключается в циклическом процессе «познание-принятие решения-проверка». Распределенная волоконно-оптическая технология измерения температуры обеспечивает непрерывный, количественный и надежный способ измерения в этом цикле. От точной диагностики профилей добычи до динамической оптимизации дренажных систем, DTS помогает развитию добычи метана из угольных пластов перейти от подхода, основанного на опыте, к подходу, основанному на данных. На фоне постоянного стремления отрасли к снижению затрат и повышению эффективности, эта методология «замкнутого цикла от мониторинга к оптимизации» обеспечивает четкий технический путь для повышения добычи газа в скважинах для добычи метана из угольных пластов.

О компании Qingdao Zhiteng Microelectronics Co., Ltd.

Компания Qingdao Zhiteng Microelectronics Co., Ltd., основанная в 2002 году, более двух десятилетий активно работает в сфере разведки и бурения нефти и газа и является одним из ведущих национальных предприятий «малого гиганта», специализирующимся на передовых, современных и инновационных технологиях. Разработанная компанией распределенная волоконно-оптическая система каротажа (DTS/DAS) представляет собой комплексное решение, охватывающее множество сценариев, таких как мониторинг динамики добычи, мониторинг стимуляции пласта и диагностика целостности ствола скважины. Система дополнена 12 отработанными технологическими процессами в 7 категориях и имеет сервисную сеть, охватывающую как внутренний, так и международный рынки.