高煤阶煤层气井不同排采阶段渗透率动态变化特征与控制机理

孟艳军，汤达祯，李治平，许　浩，陶　树，李　松

（中国地质大学（北京）煤层气国家工程中心煤层实验室，北京100083）

高煤阶煤层气井不同排采阶段渗透率动态变化特征与控制机理

孟艳军，汤达祯，李治平，许浩，陶树，李松

（中国地质大学（北京）煤层气国家工程中心煤层实验室，北京100083）

煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发地质领域的研究热点之一。根据无因次产量分析方法，基于沁南地区15口高煤阶煤层气井排采数据，采用无因次产气率指标，将排采阶段定量划分为排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段；引用物质平衡方法，利用生产数据，计算并分析了各井不同排采阶段渗透率变化值。从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面，阐释了高煤阶煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化特征与控制机理。研究结果表明，在高煤阶煤层气井排采过程中，煤层渗透率呈现降低—恢复—升高的特征；有效应力效应和基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的变化特征；吸附与解吸特征从根本上控制了基质收缩效应的作用时间与强度。

排采阶段动态变化渗透率煤层气高煤阶控制机理

目前中国沁南地区高煤阶煤层气田已实现商业化开发，煤层气开发地质研究已成为研究热点之一［1-4］。高煤阶煤层不同排采阶段煤层渗透率变化特征的实时定量预测研究对中国高煤阶煤层气田的开发部署、排采管理和产能预测等方面具有重要意义。在煤层渗透率变化研究方面，中外分别针对不同煤阶煤层开展了大量理论模型计算和实验模拟研究［5-9］。而针对最具指导意义的高煤阶煤层气井实际排采过程中不同阶段煤层渗透率动态变化值实时监控与预测研究尚未取得突破，煤层气井排采阶段的划分方案和界定原则也存在争议。为此，笔者采用无因次产量分析方法，定量划分了高煤阶煤层气井排采阶段；采用物质平衡方法，基于生产数据，定量计算了煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化值；从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态变化和产能动态5个方面，系统总结了煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化规律与控制机理。

1　排采阶段划分

以往煤层气井排采阶段划分方案主要有2种：①基于相态变化特征的4段划分方案——饱和单相水流、非饱和单相水流、气水两相流和单相气流阶段［10］；②基于现场排采井底流压、解吸压力、地层压力控制的划分方案——排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段［11-12］。前者理论上比较科学，但实际生产中非饱和单相水流与单相气流阶段很难界定；后者基于生产实践，划分精细，但理论基础较弱，且受排采因素影响大，不利于广泛推广。煤层气井通常呈现不产气—开始产气—产气上升—产气高峰—产气递减—衰竭的典型产气特征。基于产气状态划分排采阶段，理论上可行，实践中可根据生产数据确定阶段节点，且具有较好的普适性。为此，笔者基于产气状态，提出新的4段划分方案，即排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段。划分方案确定后，如何界定划分排采阶段节点十分重要。对生产数据进行无因次处理，以避免量纲对数据分析对比的影响，因而被广泛应用于常规油气和煤层气产能分析研究中［13-16］。为此，笔者采用无因次产量分析法，对煤层气井排采阶段节点进行了界定；界定参数为无因次产气率，其实质是表征排采过程中产气量与产水量相对数量关系的变化情况。

1.1无因次产气量及无因次产水量

定义无因次产气量为产气量与最大产气量的比值，即

式中：NgD为无因次产气量；qg为气井产气量，m3/d。

同理，定义无因次产水量为产水量与最大产水量的比值，即

式中：NwD为无因次产水量；qw为气井产水量，m3/d。

经过无因次处理，可将产气量和产水量变化限定在一定区间内，即NgD，NwD∈［0，1］。对于排采时间较长的井，最大产气量和最大产水量采用排采数据中的最大产气量和最大产水量；对于排采时间很短的井，可以采用地质和工程条件相似的临近井的最大产气量和最大产水量作为参考。

1.2无因次产气率

将无因次产气率定义为无因次产气量与无因次产气量和无因次产水量之和的比值，即

式中：ηgD为无因次产气率。

1.3划分方案

从沁南地区某煤层气区块煤层气井中筛选出15口稳定且连续排采的煤层气井进行排采阶段划分研究。这15口煤层气井的基本生产数据如表1所示。其中N1—N10井生产时间相对较短，为336～771 d；N11—N15井生产时间较长，为1 749～1 910 d；N4，N5，N6，N8，N9，N14和N15均为高产井。

表1　沁南地区15口煤层气井生产数据统计Table1　Production data of15CBM wells in southern QinshuiBasin

将15口井的产气量和产水量等生产数据进行无因次处理，得到各井的无因次产气量、无因次产水量和无因次产气率；再根据无因次产气率划分各煤层气井排采阶段。由表2可知，15口井均经历了排水阶段、不稳定产气阶段和稳定产气阶段，仅有N1，N8和N9及N11—N15等8口井经历了衰减阶段。分析15口井不同阶段的无因次产气率（表2）可知：煤层气井排水阶段结束时的无因次产气率为0.107～0.426，该值主要与初始产气量与最大产气量的比值有关，通常高产井的无因次产气率小于低产井的无因次产气率；不稳定产气阶段结束时的无因次产气率为0.547～0.683；稳定产气阶段结束时的无因次产气率为0.713～0.909。

表2　沁南地区15口煤层气井各阶段无因次产气率Table2　Dimensionlessgas deliverability data of15CBM wells atdifferentstages in southern QinshuiBasin

2　不同排采阶段渗透率

煤层渗透率随着煤层气井排水降压开发的进行会时刻发生变化，关系到煤层气渗流通道、煤层气井产量及后期煤层气开发方案调整等，因此掌握不同排采阶段煤层渗透率变化特征十分重要。而目前煤层气井几乎不进行中途产能试井，无法直接获得排采过程中的煤层渗透率。物质平衡方法是油气藏工程研究领域常用的动态分析方法之一。该方法基于物质守恒原理，即压力下降时储层地层流体体积变化量与换算到地下状态的地面产出体积是相当的。因此，可以利用煤层气井产气量、产水量和相关煤层与流体物性参数，计算得到开发过程中储层压力和渗透率变化值。笔者采用煤层气藏物质平衡方法［17-18］，基于实际生产数据，综合考虑有效应力效应和基质收缩效应，计算了沁南地区高煤阶煤层气井不同排采阶段的渗透率。由计算结果（表3）可以看出：①排水阶段，各井渗透率均降低，渗透率变化率（DK）为-0.92%～-0.11%，平均为-0.56%；单位压降渗透率变化率（DKp）为-8.68～-4.30%/MPa，平均为-7.82%/MPa。②不稳定产气阶段，渗透率变化率为-20.18%～-0.41%，平均为-8.53%；单位压降渗透率变化率为-8.43～-4.00%/ MPa，平均为-6.94%/MPa；该阶段虽有气体解吸产出，但是煤层渗透率下降幅度依然比较大。③稳定产气阶段，渗透率变化率为-5.53%～-0.15%，平均为-2.73%；单位压降渗透率变化率为-8.43～-1.46%/ MPa，平均为-5.13%/MPa。④衰减阶段，N11—N15 这5口井的生产时间较长，有较完整的衰减阶段，N1，N8和N9井衰减阶段排采时间很短，其余井均未进入衰减阶段。N11—N13井由于在衰减阶段采取了增产措施，所以这3口井的衰减阶段特征变化不明显。而N14和N15这2口高产井均有较长的递减阶段，渗透率在此阶段不但没有下降，反而分别增加0.78%和0.45%；单位压降渗透率变化率分别提高至2.53和1.15%/MPa。

综合15口井计算结果（表3）来看，高煤阶煤层气井排采过程中，排水阶段、不稳定产气阶段和稳定产气阶段，渗透率均降低，其中不稳定产气阶段渗透率变化率最大，渗透率降低幅度最大；排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段，单位压降渗透率变化率逐渐减小，单位压降渗透率降低幅度逐渐减小，其中排水阶段单位压降渗透率降低幅度最大；随着排采的进行，渗透率降低状况会逐渐得以恢复，到衰减阶段早期煤层渗透率恢复到原始水平或得以提高。

表3　沁南地区15口煤层气井不同排采阶段渗透率Table3　Permeability data of fifteen CBM wellsatdifferent drainage and production stages in southern QinshuiBasin

3　渗透率阶段动态变化特征与控制机理

相对于中、低煤阶煤层，高煤阶煤层具有含气量高、抗压强度高和基质收缩能力强等特点［19-23］，因此高煤阶煤层气井渗透率更易呈现“先降低、再恢复、后升高”的特征。以往的研究虽然指出有效应力和基质收缩效应会导致煤层渗透率产生先降后升的现象［3-8］，但缺少生产数据的验证和对控制机理的系统研究。笔者基于生产数据验证了高煤阶煤层气井渗透率动态变化特征，并从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面对高煤阶煤层气井渗透率阶段动态变化特征与控制机理进行了系统阐释与总结（图1，表4）。

煤层气井生产过程中，相态构成会由单相水流逐渐过渡为气水两相流和单相气流，产水量逐渐降低，产气量经历“见气—上升—稳定—下降”的过程；随着累积产气量的不断增大，基质收缩效应引发的渗透率增加作用会越来越强，因此排水阶段单位压降渗透率降低幅度最大，随后各阶段单位压降渗透率降低幅度逐渐减小或得以改善。不同排采阶段的排采时间、产水量和产气量不同，导致不同阶段渗透率变化率不同。通常不稳定产气阶段，产水量较大，产气量较低，且排采时间明显长于排水阶段，这就是不稳定产气阶段渗透率降低幅度最大的主要原因。不同产能类型的煤层气井渗透率变化特征也存在差异；相同排采时间条件下，高产井引发的基质收缩效应强度更高，因此高产井渗透率恢复和改善效果更好。

有效应力效应和基质收缩效应是煤层气开发过程中煤层渗透率变化的主导机制；不同排采阶段中2种效应的作用时间和强度是煤层渗透率变化的直接原因；基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的恢复能力，而吸附与解吸特征通过煤层气解吸效率变化控制了基质收缩效应的作用时间与强度［19］；相态构成为煤层渗透率阶段划分提供了初步依据；产能动态数据为不同阶段渗透率计算提供了基础。

图1　高煤阶煤层气井渗透率变化控制因素示意Fig.1　Diagrammatic sketch of control factorsofdynamic variation ofpermeability in high-rank CBM wells

表4　高煤阶煤层气井渗透率变化阶段及各阶段总体特征对比Table4　Dynamic variation stagesand characteristicsof permeability in high-rank CBM wellsatdifferentstages

4　结论

沁南地区15口高煤阶煤层气井排采阶段无因次产量分析结果表明：排水阶段结束时的无因次产气率为0.107～0.426，通常高产井的无因次产气率小于低产井的无因次产气率；不稳定产气阶段结束时的无因次产气率为0.547～0.683；稳定产气阶段结束时的无因次产气率为0.713～0.909。

沁南地区高煤阶煤层气井渗透率计算结果表明：排水阶段、不稳定产气阶段和稳定产气阶段，渗透率均降低，其中不稳定产气阶段渗透率变化率最大，渗透率降低幅度最大；排水阶段单位压降渗透率变化率最大；随着排采的进行，渗透率降低现象会逐渐得以改善，到衰减阶段早期煤层渗透率恢复到原始水平或得以提高。煤层渗透率阶段变化特征与气井产气量和产水量及稳定程度密切相关。

有效应力和基质收缩效应的作用时间和强度直接控制了煤层渗透率的变化特征。吸附与解吸特征从体系能量角度控制了基质收缩效应的作用时间与强度。相态构成为煤层渗透率阶段划分提供了初步依据，也表征了气相有效渗透率的变化。产能动态反映了各阶段煤层气井产能特征；同时通过产能动态数据可以反算渗透率变化值，进而进行产能预测。

基于实际生产数据的煤层渗透率动态变化特征研究，能够有效解决排采过程中煤层渗透率变化情况实时监控与预测的难题；相关计算方法与理论成果也可以用于高煤阶煤层气井开发部署、排采管理和产能预测等方面。

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编辑常迎梅

Dynam ic variation characteristicsandmechanism of permeability in high-rank CBM wellsat different drainageand production stages

Meng Yanjun，Tang Dazhen，LiZhiping，Xu Hao，Tao Shu，LiSong
（TheCoalbed MeathaneReservoir Laboratory ofNational Engineering Center，China University of Geosciences（Beijing），Beijing City，100083，China）

Dynamic variation rule of coal reservoir permeability is one of themost important issues in developmentgeology field ofcoalbedmethane（CBM）.According to themethod ofdimensionlessproduction analysis，thewhole drainageand production process is divided into four stages aswater drainage，unstable gas production，stable gas production and gas production declinebased on drainageand production dataof fifteen high-rank CBM wells in southern QinshuiBasin.The coalpermeability variation value at different stageswere analyzed with production data bymaterial balancemethod.The dynamic variation value andmechanism of permeability in high-rank CBM wells at different drainage and production stages are interpreted in five aspects：permeability variation trend，leadingmechanism，systemic energy，phase composition and dynamic productivity.The study reveals that the coalbed permeability in high-rank CBM wells show the trend ofdecline-recovering-rising during produced process.Effective stress effect and matrix shrinkage effect directly control the dynamic variation characteristics of the coal reservoir permeability.Characteristics of adsorption（desorption）control the acting time and strength of thematrix shrinkage effect fundamentally.

drainage and production stages；dynamic variation；permeability；coalbed methane；high coal rank；control mechanism

TE332

A

1009-9603（2015）02-0066-06

2015-01-04。

孟艳军（1987—），男，山西晋中人，在读博士研究生，从事非常规油气开发地质方面的研究。联系电话：13810421476，E-mail：mengyanjun15@126.com。

国家“973”计划“高丰度煤层气富集机制及提高开采效率基础研究”（2009CB219604），国家自然科学基金项目“中高煤阶煤层煤层气产出的煤岩学控制机理研究——以沁南和韩城地区为例”（41272175），国家科技重大专项“煤层气储层工程与动态评价技术”（2011ZX05034-001）。