碎软煤储层产气潜力定量评价——以晋城赵庄矿淮北芦岭矿为例

董 夔，贾建称，巩泽文，吴 艳

(1.煤炭科学研究总院，北京 100013； 2.中煤科工集团西安研究院有限公司，西安 710054)

煤层气开发地质条件评价是对控制煤层气赋存的多种因素和储层物性的系统描述。我国低渗煤层占煤矿区煤层气储层的82%，占全国煤层气总资源量的72%[1-2]。因此，通过对碎软煤储层地质条件指标进行研究，找寻并研究与煤层气赋存的各种关系因子，有利于评价低渗煤层的储气量和产气效率，有利于低渗煤层储气的开发。

晋城矿区赵庄煤矿、淮北矿区芦岭煤矿属煤与瓦斯突出矿井，构造煤发育，渗透率低[3-4]。中煤科工集团西安研究院有限公司，针对赵庄芦岭两个地区都采用了直井排采方式，出现了芦岭地区直井产气量相对较高，赵庄仍然较差的现象[4-6]。为了查明影响碎软低渗透煤储层产气量的原因，以赵庄芦岭矿区为例，用临储压差、临废压差、有效解吸量、不以同解吸阶段煤层气解吸效率等做为指标，对煤层气产气潜力进行定量评价[7-10]。为碎软低渗透煤层煤层气高效开采提供理论依据，同时也为该区煤矿瓦斯灾害防治提供新途径。

1 煤层气地质条件及开发试验

赵庄区块位于山西省高平市城北12km处，范围由26个座标拐点连线而成，面积144.01km2。赵庄区块位于华北板块中部沁水复式向斜东南部，构造面貌为走向北北东，倾向北西西，倾角5°～10°的单斜形态，伴生一系列北北东向平缓-开阔褶皱和小型正断层与陷落柱。赵庄区块内分布的主要含煤地层分别为太原组(C2t)和山西组(P1s)。含煤地层厚度变化不大，太原组(C2t)厚度分布在79.50～140.64m，平均厚度107.08m。分布可采煤层有3～14层，15号煤层为主要可采煤层。山西组(P1s)厚度分布在37.43～71.46m，平均厚度46.10m。赵庄井田3煤层的含气量高，为煤层气主要开发层，空气干燥基含气量(以下简称含气量)平均在10～16m3/t，渗透率仅为0.88～1.0mD。

芦岭区块位于宿州市东南20km处，面积19.089 4km2。淮北矿区芦岭矿位于徐淮弧形构造带宿东向斜的西南翼。宿东向斜轴向为NW，核部是二叠系，两翼出露为石炭系。因受NE方向挤压应力的影响，向斜的东北翼两端地层可达70°左右倾角；西南翼的倾角则为10°～25°。含煤地层主要为二叠纪含煤地层有下二叠统山西组(P1s)、下石盒子组(P2x)、上二叠统上石盒子组(P2s)，总厚度1 010m，煤层累计厚度1.14～58.48m，平均20.6m。8号煤层含气量为5.73～14.59m3/t；9号煤层含气量为4.35～10.49m3/t；10号煤层含气量为5.39～13.63m3/t，渗透率仅为0.464～0.99mD。

赵庄区块和芦岭区块都布置直井，赵庄X-163井稳产期产气只有400m3/d，而芦岭WLG-01、WLG-03井进入稳产期后产气量均超过800m3/t。

2 计算方法

在等温吸附曲线上，临储压差、临废压差和有效解吸量上述各项指标的意义如图1所示。计算公式如下[11]：

P1=P-Pj

(1)

P2=Pj-Pf

(2)

Ve=Vj-Vf

(3)

式中P1表示临储压差，MPa；P表示原始煤储层压力，MPa；Pj表示临界解吸压力，MPa；P2表示临废压差，MPa ；Pf表示废弃压力，MPa ；Ve表示有效解吸量，m3/t；Vj表示临界解吸压力对应的吸附量，m3/t ；Vf表示废弃压力对应的吸附量，m3/t。

(4)

式中：Pj为临界解吸压力，MPa；V为实测含气量，m3/t；VL为兰格缪尔体积，m3/t；PL为兰格缪尔压力，MPa。也可直接从吸附等温线上求取。依据等温吸附曲线曲率的特点，将煤储层解吸过程划分为如下4个阶段：敏感解吸、快速解吸、缓慢解吸与低效解吸(图1)[11]，分别对应敏感压力(Pse)、转折压力(Ptu)及启动压力(Pst)(图2)[7,11]。

图1 等温吸附曲线上量化指标提取示意图Figure 1 A schematic diagram of quantitative index extractionfrom isothermal adsorption curve

图2 等温吸附曲线阶段划分示意图Figure 2 A schematic diagram of isothermal adsorptioncurve stage partitioning

解析率根据对Langmuir等温吸附方程压力进行一阶求导[11]，

(5)

式中η为解吸效率，m/(t·MPa) ；V′为吸附量对压力的一阶导数 ；VL为兰格缪尔体积，m3/t；PL为兰格缪尔压力，MPa。

转折压力：等温吸附曲线曲率最大处对应的压力值，求曲率方程一阶导数为0时对应的解[12]。即

(6)

式中Ptu表示转折压力，MPa。煤层气解吸的过程是由缓到快，当降压到转折压力时，解吸量快速增大。

启动压力表示解吸效率由基本不变到缓慢增大、敏感压力表示快速增大到急速增大，具体表达式[11]为：

(7)

(8)

式中Pse表示敏感压力，MPa；Pst表示启动压力，MPa。

由于煤储层性质的差异，然而实际情况中，通常大部分煤储层在产气过程中不会包括全部4个阶段，所以需要根据具体的特征判断气体的解吸特征，从而评价对应煤层气的产气潜力。

3 单井煤层气开发潜力分析

临储压差、临废压差、有效解吸量以及有效解析量效率。为了比较煤层气开发潜力和实际产气量的关系，资料来自芦岭和赵庄矿区实际排采井的煤心解吸实测数据和等温吸附实测数据(表1)。

表1 等温吸附及测试数据表

美国废弃井取值为0.7 MPa，我国早期也沿用美国的经验[13]。但是随着开发技术的不断进步，并且从我国特有的地质储层情况考虑，我国调整了煤储层废弃压力的取值，取值介于0.2～1.0 MPa[14-15]。依据(1)～(4)计算得，吸附时间为1.43d、临界解吸压力为5.72 MPa、废弃压力介于0.2～ 1.0 MPa。不同废弃压力对应的临废压差和有效解吸量(表2,表3)：

表2 赵庄矿区X-163-3井煤层有效解吸量计算结果统计表

表3 芦岭矿区 WLG-01 WLG-03井煤层有效解吸量计算结果统计表

如表2所示，随着废弃压力的增大，X-163井3号煤层(X-163-3)临废压差从1.81降低至1.01，有效解吸量从12.89m3/t 降至 8.01 m3/t。取废弃压力为0.7MPa，煤层气有效解吸量为8.18MPa，当废弃压力增大到1.0 MPa，有效解吸量下降到5.35m3/t，与原始含气量相比有效解吸量很低，所以产气潜力不高。

根据临储压差计算结果可知，取废弃压力0.7MPa，X-163-3的解吸效率为2.41 m/(t·MPa)，X-163-3煤层产气，需要降压1.52MPa，大约需要降幅152m的液面，易于见气。临废压差表明，X-163-3井在降压空间很小，大约1.01～1.81 MPa，降压难度大，导致煤层气理论采收率较低。

依据公式(6)～(8)可得，赵庄X-163-3的启动压力、转折压力及敏感压力分别为 3.32MPa、6.92 MPa、10.28 MPa。赵庄3号煤层的储层压力为3.53 MPa远小于对应的敏感压力10.28 MPa。 所以，在实际生产过程中，该煤层不会经历快速解吸、缓慢解吸与低效解吸阶段，表明解吸效率很高。

如表3所示，随着废弃压力的增大，WLG-01 井10号煤层(WLG-01-10)临废压差从3.50降低至2.70，有效解析量从9.43 m3/t 降至 8.01 m3/t ；WLG-03 井10号煤层(WLG-03-10)的临废压差从 5.52 MPa 降低至 4.72 MPa，有效解吸量从11.20 m3/t降至9.48m3/t。取废弃压力为0.7MPa，煤层气有效解吸量分别为8.61 m3/t 和10.46m3/t；即使废弃压力增至 1.0 MPa，有效解吸量达到8.01 m3/t和9.48 m3/t，与原始含气量相比有效解吸量仍然很高，所以产气潜力高，理论采收率高。

根据临储压差结果可知，需要降压大约3.79MPa，WLG-01-10煤层产气，大致需要降幅 470m 的液面，不易于见气。而WLG-03-10煤层产气，需要降压1.77MPa，大致需要降幅 177 m 的液面，相对易于见气。临废压差表明，两口井在该煤层释放产能的压降空间分别为2.70～3.50 MPa、 4.72～ 5.52MPa，压降空间较赵庄的大很多，可以达到较高的煤层气理论采收率。但是，WLG-01-10煤层气吸附时间较短(1.43d)，WLG-03-10吸附时间较长(34.62d)。吸附时间短，排采初期易出现两相流，对降压漏斗扩展不利。因此，排采初期需要控制速度不易过快的降压，实现产气潜力释放的最大化。

取废弃压力0.7MPa，WLG-01-10的解吸效率为3.74 m/(t·MPa)、WLG-03-10的解吸效率为3.53 m/(t·MPa)。

依据式(6)～式(8)，计算芦岭矿区WLG-01-10和WLG-03-10的启动压力、转折压力及敏感压力分别为 1.41MPa、5.18 MPa、8.45 MPa，WLG-03-10分别为1.61MPa、4.89MPa、7.95MPa并划分解吸阶段。芦岭两口井的10号煤层原始储层压力(7.49 MPa)均小于敏感压力(8.45 MPa,7.95MPa)，芦岭两口井10煤层煤层气解吸只会经历敏感解吸阶段。因此，同样表明解吸效率很高。

4 排采实例分析

4.1 赵庄排采实例分析

中煤科工集团西安研究院有限公司在赵庄煤矿二采区施工煤层气生产井，对3煤层进行排采，由于没有进行排采，产气量很差，只有400m3/d(图3)。并且没有动液面和井底流压的数据。

图3 X-163井排采历史曲线图Figure 3 Well X-163 drainage history curve

4.2 芦岭排采实例分析

中煤科工集团西安研究院有限公司在芦岭煤矿Ⅲ102采区施工煤层气生产井，对10号煤层进行排采。

WLG-01排采103d后，日产水量从1.26m3上升至14.04 m3。而在该井产气之后，由于泵效较低，日产水量有所下降。在产气稳产期，平均日产水量为8.67m3。当煤层降至临界解吸压力时，煤层中甲烷分子开始解吸，压力表显示套压明显增长。83d后放套压，进入产气初期，产气量逐渐增大，由开始的36.36m3/d一直增加至927.98 m3/d。进入稳定期，产气量基本稳定在800～1 000 m3。达到了工业性气流的下限标准。由于煤层吸附时间较短，该井在排采80 d 时，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 3.5MPa，日产水量 4～14m3(图4)；产水量呈现抛物线变化，先升高又逐渐降低。

WLG-03排采96d后，日产水量从0.58m3上升至9.6 m3。产气之后，进入两相流阶段，日产水量开始有所下降。产气稳产期，平均日产水量为5.7m3。当煤层降至临界解吸压力时，煤层中甲烷分子开始解吸，压力表显示套压明显增长。45d后放套压，进入产气初期，气产量逐渐增大，由开始的86.3m3/d一直增至1 108.0 m3/d，进入稳定阶段，产气量基本稳定产气量基本在800～1 500 m3。达到了工业性气流的下限标准。由于煤层吸附时间较短，该井在排采20 d 时，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 3.4MPa，日产水量 4～8m3(图5)；产水量呈现抛物线变化，先升高又逐渐降低。在煤储层上覆地层压力一定的条件下，随着井底流压增大，生产压差减小，渗透率降低，井底流压与气体流量呈现出负相关关系 ,气体流量则随井底流压的降低而增加。

试验井连续产气，产量持续稳定在800m3/d以上。说明该区煤层气(瓦斯)具有一定的经济价值。排采过程中WLG-01井和WLG-03井均实现压降漏斗的稳定扩展，压降漏斗完美。所以WLG-01和WLG-03井的产气量都达到高产井的水平，WLG-03井在压裂工艺上采用的是活性水压裂液伴注液态二氧化碳工艺，该工艺是通过在压裂过程中向煤层中注入CO2。注入气体后，在起到置换作用的同时，增加了煤层气向井筒流动的推动力，利于压力封闭型煤层气藏克服在低渗透煤层中的流动阻力，从而增加煤层气井的产量和采收率。对采用二氧化碳伴注压裂工艺的WLG-03井和采用常规的活性水压裂工艺的WLG-01井相比较：在进入开始产气的时间上，WLG-03井要较WLG-01井提前1个月左右结束单相渗流阶段开始产气；在产气量方面，WLG-03产气峰值较高，达到3 351.89m3。

图4 WLG-01 井排采历史曲线图Figure 4 Well WLG-01 drainage history curve

图5 WLG-03 井排采历史曲线图Figure 5 Well WLG-03 drainage history curve

5 结论

①在4个评价指标中，较大的含气量、含气饱和度、有效解析量，说明有较大的储量，而有效解析率则决定了当前实际可产气的多少。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。

②赵庄矿区X-163-3井的临储压差为1.52MPa，有效解吸量介于5.35～12.89m3/t。芦岭矿区 WLG-01井的临储压差为4.20MPa，有效解吸量介于 8.01～9.43 m3/t。芦岭矿区 WLG-03井的临储压差为1.77 MPa，有效解吸量介于 9.48～11.20 m3/t，均显示出较高的产气潜力。取废弃压力0.7MPa，WLG-01的解吸效率为3.74 m/(t·MPa)、WLG-03的解吸效率为3.53 m/(t·MPa)，具有较大的产气潜力。比较两者，理论上产气潜力相差不大。

③比较赵庄和芦岭直井可以发现，两个研究区均具有较大的含气量、有效解吸量，但是赵庄有效解吸量，有效解吸率均低于芦岭，所以赵庄产气量低于芦岭产气量。比较芦岭两口井可以发现，两口井具有较大的含气量、含气饱和度、有效解析量，所以具备很高的产气潜力。WLG-03含气量、有效解析量大于WLG-01，临储压差小于WLG-01，但是WLG-01井的解吸效率略高于WLG-03井，理论上WLG-01与WLG-03产气量应相差不大。由于WLG-03井采用的活性水压裂液伴注液态二氧化碳工艺对增加煤层气井产量和采收率有十分重要的作用。所以WLG-03井的排采效果更好，产气量更大。