基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

秦 勇 郑长东 王博洋 孙昌花 张敏剑 薛帅康

1.中国矿业大学资源与地球科学学院 2.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室3.贵州天然气能源投资股份有限公司 4.贵州省非常规天然气勘探开发利用工程研究中心

煤层吸附气占含气总量的80%以上[1-2]，煤岩储层的吸附特征和吸附量是进行煤层气地质评价的重要依据[3-4]，大量学者[5-8]对煤岩的等温吸附实验进行了研究。一般认为，煤层气吸附与解吸过程相互可逆，等温吸附曲线可以清晰反映煤层气解吸产出的全过程[7-8]。前人基于等温吸附曲线、储层压力以及实测含气量，将含气饱和度、临储比等指标运用于煤层气选区选层评价[9-11]。然而，含气饱和度和临储比等参数只能定性地反映煤层气井排采初期的生产特点，没有考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响，难以全面反映煤储层产气潜力。为此，借鉴前人提出的临储压差、临废压差、有效解吸量、不同解吸阶段煤层气解吸效率等指标[12-13]，以黔北地区长岗矿区为例开展煤层气产气潜力研究，为该区煤层气勘探开发提供依据。

1 煤层气地质条件与开发试验

长岗矿区位于贵州省北部（图1-a），面积212 km2。该区为一向斜构造，次级褶皱和断裂较发育，断裂以近东西、北北东和北东向为主（图1-b）。

含煤地层为上二叠统龙潭组，厚度介于68.0～105.5 m。与上覆上二叠统长兴组呈整合接触、与下伏下二叠统茅口组呈假整合接触。龙潭组含煤7～12层，煤层总厚度介于4.7～14.5 m，平均厚度为7.4 m，其中大部分可采和局部可采煤层5层，主采煤层为3号、7号和10号煤层，单层厚度一般介于0.5～5.2 m[14]（图1-c）。7号煤层全区可采，厚度介于0.2～5.2 m，平均厚度为1.6 m，变异系数为0.49。

长岗矿区主要发育贫煤和无烟煤，镜质组油浸最大反射率介于2.38%～2.59%，平均值为2.48%。宏观煤岩类型以半亮—半暗煤为主。显微组分以镜质组和惰质组为主，镜质组含量介于47.42%～72.88%，惰质组含量介于27.12%～52.58%，壳质组在常规显微镜下无法辨认。据煤心解吸资料，研究区7号煤层空气干燥基含气量介于7.37～31.36 m3/t，平均16.29 m3/t。试井资料显示，该区各煤层的渗透率介于0.014～0.300 mD，属于中低渗透性煤储层。

研究区前期曾施工两口煤层气井（FX1和FX2井）。FX1井以7号煤为主力产层，向上、下煤层扩展，射孔压裂5号、6号、7号和8号煤层，各压裂煤层间距均小于20 m；FX2井以4号、7号和10号煤层为压裂对象，上下跨度约为50 m。两口井的开采煤层厚度为0.9～2.4 m，平均1.4 m；孔隙度为3.6%～5.5%，平均值为4.9%；渗透率介于0.014～0.300 mD，平均值为0.084 mD；含气量介于11.3～23.3 m3/t，平均值为14.7 m3/t（表1）。两口井前期日产气量均超过1 000 m3，并持续生产6个月，目前日产气量只有200 m3。为了查明后期产气量衰减较快的地质原因，以FX2井7号煤层为例定量评价长岗矿区煤层气开发产气潜力。

2 量化指标及其意义

2.1 临储压差、临废压差和有效解吸量

临储压差为临界解吸压力与储层压力的差值，反映煤层气井产气之前需要降压的幅度，指导煤层气开发排采制度的建立；临废压差是指临界解吸压力与废弃压力的差值，反映煤层气从临界解吸压力到废弃压力释放的空间，临废压差越大，地层能量越强，驱动能力越强，解吸量越大，煤层气井产气潜力越高；有效解吸量为煤层气井见气后到枯竭前能够从单井控制范围内单位重量煤岩中产出的气量，在等温吸附曲线上表现为临界解吸压力对应的吸附量与废弃压力对应的吸附量之差，据此可以快速算出单井最终累计产气量，具有一定的工程意义[12]。

上述各项指标对应等温吸附曲线上的意义如图2所示。计算公式如下：

式中p1表示临储压差，MPa；p表示原始煤储层压力，MPa；pcd表示临界解吸压力，MPa；p2表示临废压差，MPa；pad表示废弃压力，MPa；Ve表示有效解吸量，m3/t；Vcd表示临界解吸压力对应的吸附量，m3/t；Vad表示废弃压力对应的吸附量，m3/t。

2.2 不同解吸阶段及其解吸效率

依据等温吸附曲线曲率的特点，将煤储层解吸过程定量划分为低效解吸、缓慢解吸、快速解吸与敏感解吸4个阶段（图3）[13]，划分节点依次为启动压力（pst）、转折压力（ptu）及敏感压力（pse）[7,13]，不同解吸阶段煤层气解吸效率不同。

2.2.1 解吸效率

解吸效率是指单位压降下每吨煤的煤层气解吸量，用来定量表征不同煤储层压力下的煤层气解吸量及其对煤层气井产能的贡献。基于兰格缪尔等温吸附方程，对压力进行一阶求导，得到解吸效率[7,13]，即

图1 长岗矿区地理位置及地质综合柱状图（FX2井）

表1 FX1和FX2井主力开采层储层物性参数表

图2 等温吸附曲线上量化指标提取示意图[12]

图3 等温吸附曲线阶段划分示意图[9]

式中η表示解吸效率，m3/(t·MPa)；V'表示吸附量对压力的一阶导数；VL表示兰格缪尔体积，m3/t；pL表示兰格缪尔压力，MPa。

2.2.2 解吸阶段及对应压力

根据等温吸附曲线的弯曲程度划分煤层气解吸阶段，弯曲程度可用等温吸附曲线的曲率定量表征。

转折压力为等温吸附曲线曲率最大处对应的压力值[3]，即对曲率方程求一阶导数，曲率一阶导数为0时，方程的解（驻点）为转折压力[13]。即

式中ptu表示转折压力，MPa。其指示意义为，煤层气排水降压过程中，随着储层压力下降，解吸效率逐渐增大，降低至转折压力后，煤层气解吸效率显著增大。

等温吸附曲线曲率的二阶导数为0的两点为等温吸附曲线曲率曲线的拐点，分别表示解吸效率由基本不变到缓慢增大、由快速增大到急速增大的分界点，其对应的压力分别定义为启动压力和敏感压力[7]，具体表达式[13]为：

式中pse表示敏感压力，MPa；pst表示启动压力，MPa。

以启动压力、转折压力和敏感压力为界，等温吸附曲线从右至左依次显示出低效解吸、缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸4个阶段（图3）。在实际生产中，由于原始储层压力及含气饱和度的影响，多数煤储层不会经历全部4个解吸阶段，可以根据评价区块煤储层具体特征判断煤层气解吸历程，进而定量评价煤储层产气潜力。

3 单井煤层气开发潜力分析

3.1 临储压差、临废压差以及有效解吸量

煤心解吸实测数据来自FX2井7号煤层（表2），等温吸附实测资料来自邻近的FX1井7号煤层（图4），数据测试采用空气干燥基，煤储层原始压力来源于测井解释数据。计算得到7号煤层临界解吸压力为3.06 MPa，临储压差2.35 MPa。

表2 长岗矿区FX2井7号煤层等温吸附及测试数据表

图4 长岗矿区FX1井7号煤层等温吸附曲线图

我国早期煤层气开发废弃压力依据美国经验取0.7 MPa[15]。随着开发技术的不断进步，考虑多种因素的影响，我国对中—高阶煤储层废弃压力取值介于0.2 ～ 1.0 MPa[16-20]。以此为基础，依据公式（1）～（3），计算了吸附时间为5.92 d、临储压差为2.35 MPa、废弃压力介于0.2～1.0 MPa递增变化过程中对应的临废压差和有效解吸量（表3）。

表3 长岗矿区7号煤层有效解吸量计算结果统计表

如表3所示，随着废弃压力的增大，长岗矿区7号煤层的临废压差从2.86 MPa降低至2.06 MPa，有效解吸量从18.9 m3/t降至9.32 m3/t。取废弃压力为0.7 MPa，煤层气有效解吸量高达12.16 m3/t；即使废弃压力增至1.0 MPa，有效解吸量也高达9.32 m3/t，具备很高的产气潜力。

临储压差计算结果显示，7号煤层产气之前需要降压2.35 MPa，大致对应235 m的液面降幅，相对易于见气。临废压差表明，该煤层释放产能的压降空间介于2.06～2.86 MPa，产气阶段的压降空间相对较大，煤层气理论采收率较高。但是，煤层气吸附时间较短（5.92 d），易早期出现两相流，不利于排水降压漏斗扩展。因此，排采初期需要控制压降速度或液面降速，以实现压降漏斗的稳定扩展，实现最大化产气潜力释放。

3.2 解吸阶段及解吸效率

依据公式（5）～（7），分别计算长岗矿区7号煤储层解吸过程的启动压力、转折压力及敏感压力分别为8.31 MPa、5.96 MPa、3.10 MPa，并划分解吸阶段（图5）。7号煤层原始储层压力（5.41 MPa）大于敏感压力（3.10 MPa），煤层气解吸会经历快速解吸和敏感解吸两个阶段。但是，该煤层实测含气饱和度仅为85.03%，相对较低，使得煤层气临界解吸压力（3.06 MPa）小于敏感压力（3.10 MPa）（图5）。因此，该煤层实际排采产气过程中只会经历敏感解吸阶段，表明解吸效率很高。

图5 长岗矿区7号煤层解吸阶段划分图

解吸效率的工程意义为吨煤压力降低1.0 MPa时的产气量。取废弃压力为0.2～1.0 MPa，依据公式（4）求取不同废弃压力下解吸阶段的解吸效率（表4）。从表4可以看出，该废弃压力范围内的最大解吸效率介于8.41～17.48 m3/(t·MPa)，即使废弃压力取0.7 MPa，7号煤层解吸效率仍然介于2.63～10.73 m3/(t·MPa)，具有形成工业气流煤层气井的潜力。

表4 不同废弃压力下的7号煤储层解吸效率表

3.3 排采实例分析

贵州天然气能源投资公司曾在长岗矿区南部施工煤层气开发井（FX2井），压裂和排采4号、7号和10号煤层。

FX2井见气之前经历了约160 d的排水降压，见气后很短时间内产气量升至800 m3/d（图6-a）。显然，该井见气后只经历了敏感解吸阶段，解吸效率高，有效解吸量高，表现出短时间产气量剧增的特点。产气量达到第一次高峰后，出现卡泵和修井作业，恢复排采后短时间内产气量陡升至1 000 m3/d，达到了工业性气流的下限标准。

该井在排采180 d时，由于煤层吸附时间较短，产气量急剧上升，产水量和井底流压降低到较低水平，井底流压降为0.6 MPa，日产水量0.06 m3（图6-a）；无论产气高峰阶段还是产气衰减阶段，产水量一直平稳保持在较低水平。煤储层见气时的井底流压与开始衰减的井底压力之差为2.60 MPa，与表3中0.5 MPa废弃压力时的临废压差（2.56 MPa）基本一致。由此判断，该井煤储层废弃压力低于0.5 MPa；对应的有效解吸量与实测含气量相比，产气量衰减时近井地带煤层气采收率已达62%。

有效解吸量决定了煤层气采收率，临储压差反映见气难易程度，临废压差则指示地层能量强度。理论上，上述3个量化指标可以反映煤储层产气潜力，但是，煤层气解吸对储层压力变化较为敏感，具体表现为不同解吸阶段的解吸效率。一方面，较高的解吸效率可使煤层在较短时间内解吸大量气体；另一方面，较高的解吸效率能增大解吸体积，增强煤基质收缩效应[21-22]，进而提高煤层气产出动态渗透率和气井产能。因此，有效解吸量、临储压差、临废压差和解吸效率四者共同控制着煤层气井产气潜力，且当临废压差区间对应较高解吸效率时，煤层气井才能获得较高产能。FX2井排采历史证实了上述结论。

图6 FX2井排采历史曲线图

FX2井煤层含气量、有效解吸量及解吸效率高，但最大产气量仅在1 000 m3/d左右，产气高峰维持了110 d后快速衰减，此过程中井底流压基本稳定，即生产压差（是指煤层气开采过程中降压漏斗边界储层压力与井底压力之差）并未改变（图6-b）。显然，在中低渗储层的前提下，井筒附近的煤层压裂效果较好，煤层气解吸时间短，解吸效率高，大量的解吸气体运移至井筒产生较大的连续气流；远离井筒的煤储层，压裂改造效果不明显，煤层气渗流通道不畅，压降漏斗难以扩展，导致煤储层未能充分解吸，难以形成较高气流。因此，煤储层渗透性是制约该井煤层气产量的关键因素。

长岗矿区煤层具有较高的产气潜力，具备形成高产煤层气井的储层属性基础。但是，煤层吸附时间较短，排采初期需要控制压降速度或液面降速，尽可能减小降压速度，扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径；此外，需优选相对高渗区和开展高质量的压裂改造，增强煤储层导流能力，形成高产气流通道。

4 结论

1）长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa，废弃压力取值为0.2～1.0 MPa时，临废压差介于2.06～2.86 MPa，有效解吸量介于9.32～18.9 m3/t，显示出较高的产气潜力。

2）区内煤层气实际生产过程中只经历敏感解吸阶段，废弃压力取值为0.2～1.0 MPa时的最大解吸效率介于8.41～17.48 m3/(t·MPa)，煤层气井见气后短时间可获得较高的气流，达到了工业性气流下限标准，具有开采价值。

3）FX2井排采历史验证了该区煤层气具有开发产气潜力。但是，建议后续煤层气开发过程中，需优选相对高渗区及开展高质量的压裂改造，制定缓慢的排采制度，以充分释放煤层气产能。