煤层气关键储层性质评价技术探析

段 琼，张光生，孙 宁

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

煤层气关键储层性质评价技术探析

段 琼，张光生，孙 宁

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

煤层气在国际范围内已经成为常规天然气的重要接替资源，开发前景广阔。然而由于煤层气储层的复杂性和特殊性，导致对其关键性质的认识程度不足，给煤层气井生产动态分析和产量预测造成了很大困难，制约了煤层气藏的开发效果。通过调研煤层气储层性质和增产措施效果评价技术，总结了压力瞬态分析技术、含气量确定和物质平衡等方法的应用和进展，探讨了以上方法对评价煤层气关键储层性质(如绝对渗透率和含气量、气体地质储量)以及完井和增产效果的影响。

煤层气；储层性质；评价技术

煤层气资源的开发最早在美国的黑勇士盆地和圣胡安盆地两个地区获得了商业成功，后逐步扩展到美国其它的陆上盆地，加拿大和澳大利亚也相继实现了煤层气资源的商业化开发[1]。然而由于人们对煤层气关键储层性质尚未取得足够的认识，煤层气在世界其他地区的开发效果并不理想[2]。随着世界范围内的煤层气勘探开发的推进以及钻、完井和增产技术的进步，煤层气储层性质和气井增产效果评价技术近年来得到了很大改进[3]。以下将介绍煤层气关键储层性质评价方法的相关进展，以及对新技术应用和煤层气开发的认识。

1 煤层气储层的特点

与常规油气储层不同，煤既是气源岩，又是储集岩；其杨氏模量低，泊松比大，在煤化作用和后期变形过程中形成了独特的割理系统；在煤层气开发过程中，煤层通常会产生煤粉并随流体排出，而对开发效果造成不利影响。煤层气(主要成分为甲烷)主要以吸附态存在于煤基质巨大的内表面上，少量以游离态存在于孔隙裂缝中或以溶解态存在于煤层水中。气体在煤层中的吸附常用Langmuir等温吸附模型来描述。气体在煤层中运移的主要机理为：浓度差驱动下在基质中的扩散；压差驱动下在裂缝(割理)中的流动(如图1所示)。相应地，在煤基质中受扩散控制呈现气体单相流，在割理中在压差驱动下呈现气体单向流(储层压力高于饱和压力)或气水两相流(储层压力低于饱和压力)。煤层气的经济产量受基质扩散过程限制或是割理渗透率限制，取决于有效裂缝间距[4]。煤层有效应力的变化和基质收缩作用会改变裂缝开度的尺度。相对渗透率、储层压力和流体性质的差异对裂缝中流体的流动也具有重要影响[5]。

图1 煤层气解吸渗流微观机理

2 煤层气储层含气量和地质储量的确定

2.1 含气量的确定

煤层气储层含气量是指储层中所含吸附气、溶解气和游离气的总量，实际计算中主要考虑吸附气的含量。目前尚无直接测定储层中吸附含气量的方法，传统的做法主要是收集多组样品通过解吸罐试验进行。受取样时间、样品大小、温度、总气体含量、饱和度和钻井液性质的影响，取芯过程中气体损耗量的计算会出现偏差，对含气量的确定造成较大误差。

气体损耗量的计算方法有USBM法(美国矿务局提出)、Smith-William法、Amoco法等，其中最常用的是USBM法，而Smith-William法适用于岩屑样品。最新出现的方法是CBM方程法[6]，该方法利用煤岩中的岩屑、井壁取芯、常规取芯和电缆取芯样品做实验，将不同粒径的样品饱和后进行解吸模拟，针对不同的损耗时间和样品类型，设计出相应的气损耗模式来评估误差大小。如图2所示：岩屑样品(0.033～0.132英寸，等粒径)用气体完全饱和，然后通过降低压力和温度使其解吸来模拟钻井中的取芯操作，在该过程中测量解吸气量。数据分析表明：利用气损耗的直接分析方法，若气损耗时间为1小时，测量误差是41%，若气损耗时间为0.5小时，误差为17%。

图2 气体损耗模拟

国内的王涛等人对解吸试验中气体损耗量的计算方法进行了改进，指出适当延长现场解吸时间，利用甲烷解吸资料，采用一元非线性回归分析可以较好地降低计算误差[7]。目前国内在含气量计算方面，主要是利用测井资料筛选敏感参数，通过回归建立含气量预测模型，用于煤层含气量评价。杨东根在研究和顺地区煤层含气性时，利用复合因素回归法组建复合参数与含气量建立模型预测含气量取得了良好效果[8]。用该方法计算出来的含气量具有一定的区域适用性。此外，近年来国内学者陆续又提出了含气量梯度法、地震预测法、非线性智能算法等。

2.2 地质储量的确定

气体地质储量可以通过测量体积的方法或者物质平衡方程确定。美国天然气研究所(GRI)1990年对体积法做过介绍，后来的方法在步骤上基本一致，此处不再赘述。物质平衡方程法通过迭代以进行物质平衡估算，后期有研究者提出了更加简便的非迭代方法，具有代表性的是Jensen-Smith方程，亦称修正的物质平衡方程(MMB)；该方程是在1997年对圣胡安盆地Fruitland煤区饱和两相煤层气藏进行物质平衡计算过程设计提出的[9-10]。其形式为：

(1)

其中，pi为原始地层压力，p为关井压力，A为煤层面积，h为煤层厚度，ρc为煤密度，Gp为原始地质储量。该公式的应用条件为：一定体积、弱水动力的饱和煤层气藏，只考虑吸附气，且吸附规律符合Langmuir吸附等温线。用该方程求解时，与常规的p/z累产量曲线类似，见图3。Jensen-Smith方法仅需较少的油藏数据就能够得出合理的结果，这是应用最简单的一个方程。

图3 利用Jensen-Smith方程确定原始气体地质储量示意图

通过周期性测量关井压力，用其无因次形式p/(p+pL)与累产气量作图。将直线向x轴外推得到气体原始地质储量(OGIP)，y轴截距可用来验证假设的初始压力，斜率可用来估计泄压面积(需已知煤层厚度、密度和Langmuir体积)。

国内李明宅、仲红军分别对煤层气储量的各种计算方法(体积法、物质平衡法、类比法、数值模拟法、产量递减法等)进行了探讨，前者指出煤层气储量计算关键参数是含气面积、煤层厚度和含气量，在探明含气面积确定中仍存在不确定因素[9]；后者提出了用支持向量机理论预测煤层气的储量[11]。

3 煤层气储层供气能力的确定

评价煤层的供气能力需要对煤基质和裂缝的流动性质进行量化研究，测量和模拟煤层裂缝供气能力需要结合试井和实验室数据分析。

3.1 扩散系数的测量

关于煤基质内的气体流量的理论模型近几年发展迅速，但气体流量的测量技术进展缓慢。商业油藏模拟软件大都使用“吸附时间”(τ)这一参数表征煤基质的扩散能力[12]。吸附时间是指全岩心解吸试验中63.2%的气体解吸出来所需的时间，其大小与扩散系数、颗粒形状和大小有关。

扩散系数可根据吸附时间推导出来：

(2)

特征吸附时间τ定义为：

(3)

式中，△G为累计解吸的气体量，scf/t(标准立方英尺/吨)；Gci为初始含气量；τ为吸附时间，s；σ为煤基质形状因子，cm-2。常用的煤形状因子为：立方体60，球体15，圆柱体8。

由于煤岩的可压缩性，在解吸罐里发生的扩散与实际地层应力条件下的过程有差异。

3.2 绝对渗透率的估算

煤层绝对渗透率可以通过实验室岩心测试、试井分析、先期生产数据分析或通过油藏模拟历史拟合得出。其中在单相(水或气)流动条件下实施的试井方法可靠性最高，受煤层非均质性、气体解吸后多相流动、多层产气、双重孔隙特性和绝对渗透率随有效应力和吸附量发生变化等因素影响，试井设计和解释具有较高的复杂性。

3.2.1 利用压力瞬变分析(PTA)技术推导渗透率

随着煤层气的排采煤层水逐渐被采出，煤层有效应力将会增加，使煤层渗透率降低；另外，气体解吸引起的基质收缩会使渗透率增加。二者的相对作用大小取决于煤层的排采程度、气体饱和程度、吸附特点、气体成分、煤岩机械性质、煤体结构、地应力条件等。

煤层气压力瞬变分析(PTA)技术在过去的数十年里得到了应用[13]。通过井间延迟PTA获得压力数据，再结合饱和度和相渗曲线分析获得绝对渗透率，即可绘制煤层压力-绝对渗透率曲线，用于量化推导排采过程中绝对渗透率随压力的变化。此外，有学者根据试井数据将孔隙度和渗透率变化做成裂缝孔隙压力、含气量和气体成分的函数来进行参数预测，可用于提高煤层气采收率(ECBM)和CO2地质埋存项目。

3.2.2 利用测井手段评价渗透率

石油物理测井和地球物理方法可用于评价煤层渗透率。根据常规测井系列成果计算煤层割理系统中可动流体体积，可用于筛选裂缝性煤层和高渗区域。图像测井，例如FMI(全井眼地层微电阻率成象测井仪)，可用于寻找裂缝，进而推测渗透率级别。目前直接根据测井曲线估算渗透率的难度较大。

国内研究者最近提出了在物质平衡方程、产量方程的基础上利用煤层气井排采数据反求煤层渗透率的方法[14]，类似的方法在韩城区块也有应用。王登科等人考虑了Klinkenberg效应，通过实验分析和理论推导，提出了一种综合气体动力黏度和压缩因子的煤层渗透率计算方法[15]。

3.3 煤层气井完井效果分析和气藏动态监测

国内外煤层气开发中常规的方式是利用直井钻开煤层后进行射孔和压裂完井，利用常规的试井手段评价水力裂缝的质量(裂缝半长和导流能力)，常规储层或者致密气储层生产分析中使用的压裂标准曲线也可以用于煤层气藏。近十几年来，利用水平井(无分支或者多分支)开发某些煤层气藏的技术优势日趋明显。页岩气开发使用的复合压裂压裂水平井技术也被尝试用于开发低渗煤层气藏，并沿用页岩气藏相关的测井和生产分析手段进行相关分析。但目前尚未出现分析用这种方法开发的煤层气井实例。

目前煤层气藏监测手段主要有：通过压力观察井连续监测煤层裂缝压力；利用生产测井估算多层合采的直井中某一层位对产量的贡献；根据压力瞬态分析(PTA)结果预测气藏压力和排采过程中渗透率的变化；利用井口气样监测产出气体成分的变化。

4 结论

在分析国内外煤层气藏关键储层性质(储层含气量和地质储量、煤层供气能力等)评价技术的进展和现状的基础上，对煤层气井完井效果和动态监测技术做了介绍。虽然煤层气开发可以在一定程度上借鉴其他非常规储层(如页岩气和致密气)的技术，但是随着煤层气开发逐步向更深层、更低渗的储层的推进，尤其是进入提高采收率阶段以后，需要对储层评价方法进行持续改进，以适应煤层气储层特点，实现最优开发效果。

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【责任编辑 答会明】

Study on Evaluation Methods for Coalbed Methane Key Reservoir Properties

DUAN Qiong, ZHANG Guang-sheng, SUN Ning

(CollegeofEnergyResourceEngineering,LongdongUniversity,Qingyang745000,Gansu)

Coalbed methane (CBM) has become an important alternative for conventional natural gas with a promising prospect. However, due to the complexity and unique property of CBM reservoir, only a limited understanding was obtained, causing major difficulty for CBM well performance and production prediction, and leading to an unsatisfied development effect. By investigating CBM reservoir property and stimulation effect evaluation methods, the application and advances of pressure transient analysis (PTA), gas content determination and material-balance method are summarized. And the influences of the above methods on evaluating key reservoir properties (absolute permeability, original gas in place) and stimulation effect are discussed.

coalbed methane; key reservoir property; evaluation method

1674-1730(2017)01-0096-04

2015-11-23

陇东学院青年创新项目《陇东地区低渗透油田压裂液技术研究》(XYZK1514)

段 琼(1987—)，女，陕西咸阳人，助教，硕士，主要从事石油天然气开发地质研究。

TE122

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