页岩气与煤层气开发特征模拟实验研究

胡志明，端祥刚，常 进，李武广，沈 瑞

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610066)

0 引 言

非常规油气在全球油气产量中的作用和地位不断加强，中国非常规油气资源丰富，发展潜力巨大。未来天然气的持续上产主要来源于非常规天然气[1-2]。作为源储一体的非常规天然气，煤层气和页岩气在地质条件、储层物性及开发特征等方面既有相似性，又具有很大的差异性[3-5]。煤层气开发较早[6]，美国、加拿大、中国以及澳大利亚等国均已形成了工业规模。

页岩储层和煤岩储层非常致密，都必须压裂才会形成工业产量，储层中均含有大量的吸附气，页岩储层压力较高，一般处于超压状态，因此，游离气含量较多，而煤层气储层压力一般较低，游离气量较少[7-8]。页岩和煤岩的储层物性和赋存状态的差异性，导致页岩气和煤层气的气体产出规律具有明显的不同[2，5，9-13]，因此，对应的开发技术政策和开发方案也具有较大差异[9，14-15]。目前，关于页岩气和煤层气的产量及产气特征研究大多基于现场生产数据的统计与分析[16-17]，对二者的产气规律和开发特征的基础研究并不深入，考虑储层特征与气体赋存状态的开发模拟实验更是少之又少。为了深入探讨不同赋存状态气体的动用规律对页岩气和煤层气开采特征的影响，建立了高精度的多测点衰竭开发模拟实验系统，选取具有代表性的沁水盆地的煤岩样品和四川盆地的页岩样品进行了开采模拟实验，对比分析了不同吸附气比例的页岩气与煤层气的压力传播和气体产出规律的差异性，深化了页岩气和煤层气2种气藏类型的开发特征认识，从而为2种气藏的开发技术对策制订提供理论依据。

1 实验方法

页岩样品选取四川盆地志留系龙马溪组龙一1亚段，煤岩样品取自沁水盆地煤层，实验岩样的具体参数见表1。为真实反映天然气在储层中的渗流特征，以纯度为99.99%甲烷气作为实验介质。等温吸附曲线测试采用美国CORELAB公司的GAI-100高压气体等温吸附仪，其最大工作压力为69 MPa，恒温油浴温度最高可达177 ℃。孔隙度测试采用氦气膨胀法，实验装置为PoroPerm-200型孔渗仪。渗透率测试采用经典稳态渗透率测试方法，并考虑滑脱效应，用Klinkenberg原理得出了相应的克氏渗透率。

页岩储层和煤岩储层都需经过压裂后建立流动通道，由于裂缝的导流能力远远大于基质的导流能力，在气体的长期生产过程中，气体流动主要是基质向裂缝的供给流动。为模拟缝面附近的基质供给区气体向裂缝的一维流动，采用多岩心串联的方式建立多测点衰竭开发模拟实验系统，主要设备包括ISCO泵、高压体积流量计、高精度压力传感器、岩心夹持器、中间容器、环压泵及甲烷检测防爆装置等。通过设置沿程测压点可直接获取压力在基质中的传播距离，然后根据产气规律和压力剖面计算距离缝面不同深度的基质块的气体动用情况。

表1 实验样品基本物性参数

实验步骤主要包括：①先检查系统的气密性，再将岩心在105 ℃下烘干48 h，在干燥皿中冷却至室温后放入夹持器，加环压至35 MPa。②恢复储层原始赋存状态，采用恒压模式将甲烷气注入岩心中，记录各测点压力。饱和至岩心各测点压力至30 MPa后关闭气源，然后观察各测点压力，如96 h内各测点压力不再变化，则认为岩心恢复至原始赋存状态。由于页岩储层的致密性与吸附特性，该过程可长达几天，甚至几十天。③打开出口，开始衰竭开发实验，实时记录各测点压力和出口端产气量数据。

2 实验结果与讨论

2.1 吸附气赋存特征

页岩气和煤层气均含有大量的吸附气。其中，煤层中吸附气约占80%～90%，游离气约占10%～20%，只有极少量溶于煤层裂隙地下水中而呈溶解态[13]；页岩中吸附气比例分布差异较大，不同地区和类型气藏的吸附气比例为20%～80%。与煤层不同的是，页岩储层一般埋藏较深，属于超压气藏，因此，游离气的含量较高。目前，商业开发的长宁、威远等气田的游离气含量均超过了60%[2，6]。采用高压等温吸附仪测试页岩样品和煤岩样品的等温吸附曲线见图1。

图1 页岩和煤岩的高压等温吸附曲线

由图1可知，随压力增加，测试吸附量逐渐增加，达到一定压力后，吸附逐渐达到饱和，随后等温吸附曲线开始下降。这主要是因为采用容积法测试的吸附量为过剩吸附量，即随压力增加，吸附气达到饱和状态，吸附层密度增加幅度趋于平缓，而随压力持续增加，游离气密度持续增加。因此，采用二者密度差计算的过剩吸附量曲线呈先迅速增加后下降的趋势，实际上吸附层的绝对吸附量是随压力的增加而持续增加的[6]。

由图1可知，煤岩样品的最大过剩吸附量达到了13.50 m3/t，页岩样品的最大过剩吸附量仅为1.45 m3/t，说明煤岩的吸附能力远大于页岩的吸附能力。主要是由于煤岩中有机显微组分和碳含量对煤岩的吸附能力影响最大，同等条件下煤岩中碳含量越高，吸附能力越强，而页岩的有机碳含量是影响页岩吸附能力的主要因素，页岩的有机碳含量远低于煤岩的碳含量，煤岩的吸附气量是其含气量的主要来源[13]。研究认为[14]，页岩样品和煤岩样品的吸附和解吸过程是可逆的，根据等温吸附曲线特征，过剩吸附量曲线的最大值对应的压力为临界压力，当储层压力大于该压力时，储层吸附气处于吸附饱和状态，吸附气基本不动用，气井基本不会产出吸附气，只有当压力小于临界压力时，吸附态气体才会发生大量的解吸，变成游离气被采出。

2.2 压力传播规律

储层压力是吸附气和游离气动用的关键参数，为了获取气井动态开发过程中储层压力的变化情况，建立了页岩样品和煤岩样品的多测点衰竭式开发模拟实验，直接测量了距离缝面不同距离的基质压力传播剖面及其随生产时间的变化曲线(图2)。

实验中5块岩心串联总长度均约为20 cm，生产时间达300.00 d以上。其中，页岩样品的基质渗流能力较低，平均基质渗透率为0.000 25 mD，实验产气时间长达315.00 d，目前仍在持续产气中，入口压力从初始的30.0 MPa降至9.7 MPa；煤岩样品的渗透率均值为0.080 00 mD，初期压力降低较快，在1.40 d内压力已降至12.0 MPa以下，生产时间为326.00 d时，入口压力降至3.6 MPa，越到生产后期，压力变化幅度越小。由图2可知，在初始开采阶段，各测点的压力剖面与砂岩等常规气藏一样，动边界内呈“上凸型”压降漏斗，越靠近采出端，压降越大；随着生产继续，各测点压力逐渐降低，当压力降至约为15.0 MPa时，压力剖面逐渐由“上凸型”转为“下凹型”，且压力越低，该趋势越明显。这主要是因为吸附气的大量供给，导致靠近出口端的低压区压力降幅变缓，而远端测压点吸附气尚未动用，主要产出游离气，越到生产后期，吸附气的供给导致后期压力剖面更加平缓。

页岩样品和煤岩样品的渗流能力差异很大，页岩的压力传播到边界(入口)的时间约为6.00 d，而煤样仅用了0.01 d传播到边界。煤岩样品测试的渗透率不高，由于煤结构的高度复杂性和不均一性，孔径分布跨度范围很大，煤岩样品中大孔及裂隙大量存在，成为气体流动的主要通道[15]，同时煤岩样品的气体主要以吸附气存在，实验样品吸附气占比约为80%，游离气量相对较少，因此，前期压力下降幅度较快。煤岩样品基质中存在大量的吸附气，压力降低后吸附气解吸供给，压力降幅明显变缓，吸附气的供给导致煤层气处于长期的低产稳产期。生产300.00 d以后，页岩岩心的压力普遍较高，有大量吸附气未动用，动用的气量仍然以游离气为主。

2.3 气体产出规律

根据出口端气体的计量可获得页岩样品和煤岩样品的产气速率与采出程度随生产时间的关系曲线(图3)。

图2 页岩和煤岩的压力产出剖面

由图3可知，煤岩样品和页岩样品的产气速率随生产时间呈数量级式递减，与现场L型产量递减曲线的规律基本一致。实验中初期采出程度较高，随后产气速率迅速降低，进入低产稳产期，生产时间长达到300.00 d以上，页岩和煤岩仍在持续稳定产气中，岩心内仍保持较高的压力，煤岩样品的平均压力远低于页岩样品的平均压力，煤岩产气速率远大于页岩产气速率。压力越高，岩心中的气量越大，对应产气速率越大[18]，煤岩产气速率高的主要原因是煤中存在大量吸附气。生产后期压力越低，解吸的气量越大，大量的吸附气是煤层气后期稳产的主要来源。由图3可知，煤岩采出程度达到了95%以上，而页岩采出程度仅达到75%。当生产时间超过100.00 d，页岩游离气被采出之后，由于吸附气解吸缓慢，采出程度趋于平缓，而煤岩采出程度是缓慢持续增加，说明有大量吸附气的持续供给，页岩的采出气大部分来源于生产前期游离气的贡献，在后期虽然吸附气也供给，但贡献比例远小于煤层。

图3 页岩样品和煤岩样品的采出程度与产气速率随生产时间的变化

为进一步对比吸附气对产气量的贡献，采用单位压降产气量表征岩心系统中压力平均每降低1 MPa的产气量(图4)。

图4 页岩和煤岩样品单位压降产气量与平均压力的关系

由图4可知，在生产初期压力较高时，页岩气和煤层气的产气速率维持在相对稳定的水平，随压力降至一定水平，页岩储层和煤层的单位压降产气量明显上升。主要原因是吸附气开始解吸，吸附气解吸变成游离态并被采出，且吸附气量越大，该上升的幅度越明显。截至生产后期，由于煤岩中气体的流动能力较强，岩心内平均压力远低于页岩，岩心内的压力均低于临界解吸压力，吸附气的大量解吸导致煤岩的单位压降产气量迅速增加。在实验中，为保持实验结果的对比性，煤岩样品和页岩样品的实验压力均为30.0 MPa，而实际煤层的储层压力很低，且处于欠压状态，因此，对应的游离气量更少。煤层中的吸附气量越多，对后期累计产气量的贡献越大，因此，煤层气产量来源主要依靠压力降低的吸附气解吸供给。

3 页岩气与煤层气开发实践指导

对于页岩气和煤层气，储层物性和气体赋存状态的差异性导致了其产气规律的不同：页岩气生产前期采出程度迅速上升，主要来源于游离气的贡献，后期吸附气缓慢供给；煤层的产出气主要依靠吸附气，采出程度一直处于缓慢上升的阶段。因此，对于页岩，高效动用游离气是快速建产的主要途径，而对于煤层气，高效动用吸附气则是其形成高产的主控因素。实际生产中，煤层气的生产特征与页岩气的下降曲线有所不同，由于煤层普遍含水，煤层气的生产曲线为负下降曲线，即产气量先上升，达到高峰后再缓慢下降，可持续很长的开采期(20～30 a)[17]，而页岩气一般在前3 a能采出约70%的气量[19]，因此，需要针对不同储层和赋存状态气体的动用规律建立相应的开发技术政策。

由等温吸附曲线和开采特征曲线可知[12]，随压力降至临界解吸压力，吸附气开始大量解吸，单位压降产气量呈指数递增，储量快速增加，同时压力降低，扩散作用增强，气体的流动能力也相对增强。因此，在页岩气藏的开采过程中，应泄压生产，尽快降低井底压力，达到临界解吸压力以下，使得游离气和吸附气有效动用；对于煤层，通过排水降压降低储层压力，使煤层气解吸产出，可采用加密井网部署，通过群井排水降压，实现煤层的整体面积降压，促使煤层气大量解吸并产出。

4 结论及建议

(1) 页岩和煤岩的地化特征和微观结构决定了其渗流能力与吸附能力的差异，煤岩样品的吸附能力约为页岩样品的吸附能力的9倍，煤岩储层中吸附气(占比79%)占主导地位，页岩储层中游离气占主导地位。

(2) 页岩与煤岩压力传播速度均较慢，煤层动用能力高于页岩储层，衰竭开发近1 a，页岩储层距缝面20 cm处压力仍高于10.0 MPa，采出程度仅为75%，煤岩储层均距缝面30 cm处压力高于5.0 MPa，采出程度达到95%。开发中后期，随压力降低吸附气逐步解吸并参与供给，页岩和煤岩压力下降速度均明显变缓，单位压降产气量增加，煤岩样品的单位压降产气量增加程度远高于页岩。

(3) 页岩气开发技术政策应以高效动用游离气为主，应泄压生产，尽快降低井底压力，达到临界解吸压力以下，从而实现有效控制、高效采出。而煤层气开发技术政策应以有效动用吸附气为主，应采用积极排水等方式主动降压，尽早动用吸附气。研究成果丰富了非常规天然气开发理论，为页岩气和煤层气的开发技术政策优化提供了科学依据。