黔西-滇东地区煤岩吸附-解吸特征及其对多层合采的指示意义

李站伟，陈世达，陶 树，汤达祯，丁鹏飞

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.煤层气开发利用国家工程研究中心中国地质大学（北京）煤储层物性实验室，北京 100083；3.中国石化胜利油田分公司油气销售中心，山东东营 257000）

多煤层地区煤层气累积资源量大，但单层资源丰度较低［1-3］。现行技术条件下，多煤层共采是实现煤层气资源高效开发的必要手段之一［4］。黔西-滇东地区已实现单井和少数区块产气突破，但在多煤层条件下，储层空间展布形态多变，煤体结构复杂，加之含气系统垂向叠置，致使横向甜点区优选及纵向产层组合设计难度增加［2，5］。合采产能动态受煤储层之间的物性差异控制［6］，以中国矿业大学为主的研究团队提出了一系列合采产层组合优化设计方法，为西南地区煤层气产层组合设计和工程部署提供了重要的理论支撑［7-9］。然而，煤层气合采产层组合还需综合考虑煤产层的储层压力、解吸过程与动液面动态变化的关系［9-10］。目前，合采选层方法多是基于“动液面降至煤层（或煤层暴露）之前能否实现解吸”这一问题进行探讨，忽略了煤层气的解吸效率和产气能力问题。假设在煤层气的吸附与解吸完全可逆的前提下，可以通过甲烷等温吸附曲线对其解吸过程进行定量表征［11-15］。

黔西-滇东地区是多煤层发育的典型地区，其煤层数量多，但单层厚度薄，且煤层厚度平面分布不均一。在深成变质作用的基础上，部分地区还叠加了岩浆热变质作用和热液变质作用，导致煤级分布极为广泛，自气煤至无烟煤均有发育，直接或间接地控制着区域煤储层的生烃潜力和储集能力。本次研究针对黔西-滇东地区多煤层的煤层气开发实际，基于六盘水、织纳、水城、格目底和恩洪-老厂等矿区的83块煤岩样品的甲烷等温吸附曲线，借鉴煤层气解吸阶段划分方法，通过回归分析，建立煤岩变质程度与吸附-解吸特征参数之间的数学统计模型，进而探讨甲烷解吸产气过程对煤层开发的指示意义，以期为研究区煤层气的高效开发提供指导。

1 不同变质程度煤岩吸附特征

黔西-滇东地区煤岩的兰氏体积（VL）和兰氏压力（pL）分布范围较广，分别为2.61～39.53 m3/t 和0.35～2.86 MPa（图1）。煤岩的热演化程度对甲烷吸附能力的影响较为显著，VL和pL均随着煤阶的增高而显著增大，这种上升趋势在镜质组反射率（Ro）小于3%时最为明显；当Ro值大于3%时，煤岩吸附特征参数的变化幅度有所降低并逐渐趋于平稳，这与前人研究结果基本一致［16］。其中，VL，pL与Ro值的关系可以表示为：

图1 黔西-滇东地区煤岩镜质组反射率与兰氏体积、兰氏压力之间的关系Fig.1 Correlations of vitrinite reflectance with Langmuir volume and Langmuir pressure of coal in the western Guizhou-eastern Yunan region

煤岩的甲烷等温吸附曲线形态随着煤阶的增高也表现出较为明显的差异。当Ro值小于3%时，在相同压力条件下，较高变质程度煤岩的甲烷吸附量始终高于较低变质程度煤岩。随着煤岩变质程度的进一步增高，即Ro值大于3%时，甲烷等温吸附曲线在低压区基本重合，只有当压力大于5 MPa时，甲烷等温吸附曲线形态差异才开始趋于明显。

煤岩变质程度对甲烷吸附能力的影响受控于煤岩储渗空间的演化［17］。进一步对黔西-滇东地区10 块煤岩样品开展低场核磁共振实验发现，随着煤岩变质程度的增高，煤岩整体趋于致密化，核磁共振T2谱的谱峰逐渐向左偏移，反映出煤岩渗流空间的显著减少和吸附空间的大幅增多（图2）。

低温N2（测试孔径为2～100 nm）和CO2（测试孔径为0.5～1 nm）吸附实验可以通过对煤岩比表面积进行量化表征，反映煤岩吸附空间的变化。由黔西六盘水矿区盘关向斜14 块煤岩样品的Ro值与比表面积的关系（图3）可见，随着煤岩变质程度的增高，煤岩比表面积显著增大，但增幅逐渐趋于平缓，与煤岩吸附特征参数随Ro值的变化趋势高度一致。综合核磁共振实验结果认为，高变质程度煤岩的大孔及微裂隙相对不发育，以微小孔为主，煤岩基质比表面积较大，可以为甲烷提供更多的有效吸附空间，因此兰氏体积也随之增大。

图2 黔西-滇东地区不同变质程度煤岩核磁共振T2谱曲线特征Fig.2 The T2 spectra of different coal ranks in western Guizhou-eastern Yunan region

2 不同变质程度煤岩解吸特征

图3 黔西六盘水矿区盘关向斜煤岩样品Ro值与比表面积的关系Fig.3 Correlation between vitrinite reflectance and specific surface area of coal samples from Panguan syncline in Liupanshui mining area，western Guizhou

张政等基于兰格缪尔等温吸附方程和数学曲率方程，以启动压力、转折压力和敏感压力为节点，划分了煤层气低效解吸阶段、缓慢解吸阶段、快速解吸阶段和敏感解吸阶段［11-12］。启动压力、转折压力和敏感压力的计算公式分别为：

快速和敏感解吸阶段所对应的煤层气解吸效率较高，对煤产层的产气能力和生产井的最终产能具有重要影响。

根据（3）式—（5）式，计算得到黔西-滇东地区83 块煤岩样品的启动压力、转折压力和敏感压力，并分别建立其与Ro值的相关关系。结果（图4）表明，煤岩样品的启动压力、转折压力和敏感压力均随着Ro值的增加而增大，其变化趋势与兰氏体积的变化趋势基本相似；即在初始饱和吸附条件下，高变质程度煤岩相对于低变质程度煤岩更容易实现高煤层气解吸效率。此外，随着煤岩变质程度的增高，相邻解吸压力节点的差值（覆盖压差）也逐渐增大，说明高变质程度煤岩跨越某一个解吸阶段相对于低变质程度煤岩所需要的理论压降更大、时间更长，生产上可能会表现为某一阶段产气量的相对缓慢上升。研究区煤岩样品的关键解吸压力节点与Ro值的拟合关系为：

图4 黔西-滇东地区煤岩解吸压力节点与煤岩变质程度的关系Fig.4 Correlation of desorption-pressure nodes and coal rank in western guizhou-eastern Yunnan region

煤层气解吸阶段划分是在初始饱和吸附条件下进行的，而对实际煤层气藏（特别是欠饱和煤层气藏）评价时，还需考虑煤层的含气性。对于多数煤层气藏，在地质历史过程中部分煤层气已经发生解吸逸散，因此在实际开发过程中绝大多数煤层仅经历部分煤层气解吸阶段。通常煤层气开发早期较高的解吸效率对形成高产气井至关重要，因此，煤层气井临界解吸压力下的解吸效率能够反映气井早期的产气特征。临界解吸压力是气体开始从煤岩基质表面解吸时所对应的储层压力，可以由含气量、兰氏体积和兰氏压力计算［17］：

将（1）式和（2）式代入（9）式，则研究区煤层气的临界解吸压力可以近似表示为：

基于（6）式—（8）式和（10）式，可以得到不同变质程度煤岩临界解吸压力随实测含气量变化及其与不同解吸压力节点关系的理论图版（图5）。煤岩解吸初期对应的高解吸效率一方面有利于煤层气的快速产出，另一方面也可以增强基质收缩效应，是实现气井高产的有利条件［18-19］。当然，如果煤层气藏含气量或含气饱和度较低，即便其理论解吸效率较高，也难以达到理想产能。

3 对多煤层合采产层组合优化的指示意义

图5 不同变质程度煤岩临界解吸压力随实测含气量变化及其与不同解吸压力节点的关系Fig.5 Variation of critical desorption pressure with measured gas content of different coal ranks and its relationship with desorption pressure nodes

黔西-滇东地区叠置含气系统的存在使得煤储层压力和含气量在垂向上存在波动变化，这必然导致同一井筒内不同煤层解吸特征和产气过程的复杂性。基于织金区块探井和小井组的成功试验，并借鉴秦勇等提出的“三压一动逐层约束法”［9，20］，笔者提取动液面高度、解吸压力节点、储层压力和煤层间距等参数，从煤层气解吸角度建立产层组合兼容性评价方法。以2 套煤组合为例，假设上部煤层距初始静液面高度为ΔH；上、下部煤层的间距为h；上部煤层的储层压力、临界解吸压力、转折压力和敏感压力分别为p1，pcd1，pt1和ps1；下部煤层的储层压力、临界解吸压力、转折压力和敏感压力分别为p2，pcd2，pt2和ps2。

临储压差定义为煤储层的储层压力与临界解吸压力的差值，则上、下部煤层的临储压差分别为：

转储压差定义为煤储层的储层压力与转折压力的差值，则上、下部煤层的转储压差分别为：

敏储压差定义为煤储层的储层压力与敏感压力的差值，则上、下部煤层的敏储压差分别为：

动液面降低至上部煤层顶板时，近井地带储层压力降幅可以表示为：

对多层合采煤层气井而言，随着开发的进行，井筒内动液面将逐渐降低至各产层以下。若动液面过早地降低至煤层以下，则可能对储层造成伤害。然而，目前关于动液面降低对产能的伤害机理尚未达成共识，特别是对其在生产上的具体显现特征缺乏定量的表征。周效志等认为动液面降低至上部产层以下后，近井地带的地层水、压裂液将难以排出，进而导致上部产层的产水量和产气量快速下降［10］。从这一点来看，在动液面降低至煤层以下之前比之后更容易实现压降的传播和解吸面积的扩大。在产层暴露前实现较高的解吸效率，可以增大解吸体积，增强基质收缩效应，对提高渗透率和气井产能具有促进作用。因此，笔者以上部煤层与动液面的关系为基准，将一个产层组合中各煤层的解吸进程和动液面高度的动态变化划分为七类约束条件，进而评价不同产层组合条件下的合采可行性（表1）。

表1 合采产层解吸进程与动液面高度的动态变化关系Table1 Correlation between desorption process and dynamic fluid level of commingled production layers

表1 的产能评价中自A 到G 代表合采井的产能或产气潜力逐渐降低，其中以A 为最佳，G 代表合采井不能产气。当约束条件满足类别Ⅲ—Ⅶ时，可以进行产层组合，但是不同产层组合的产气能力和产气贡献有所不同。类别Ⅲ仅能保证所有煤层可以实现解吸，无法保证产气能力。相比之下，类别Ⅶ在动液面降至上部煤层之前，所有产层均可进入敏感解吸阶段，并达到较高的解吸效率，多煤层共同快速产气形成合力，是多层合采的最佳组合方案。

对于初始阶段即处于快速和敏感解吸阶段的煤层，即满足类别Ⅴ—Ⅶ的约束条件下，煤层解吸后动液面距上部煤层顶部仍有一定距离时，可以保证上部煤层压降漏斗扩展和累积产气量的最大化。以珠藏向斜Z4 井为例，该井选层跨度达240 m，分3段对Ⅰ煤组5#和6#煤层，Ⅱ煤组16#煤层，Ⅲ煤组20#，23#，27#和30#煤层进行多层合采。开采初期，初始液面为1.88 m，井底流压为3 MPa。排采46 d后，Ⅰ煤组的2 套煤层解吸动液面为170 m；由于高解吸效率，产气量迅速上升至约为1 000 m3/d；但随即暴露，压降漏斗未能得到充分的扩展；后续供气面积有限，产气量迅速衰减。后期Ⅲ煤组煤层解吸后，产气量又开始急速回升，此时液柱距Ⅲ煤组仍有较大的可压降空间，从而保证了产气高峰的不断后移（或稳定产气）。尽管Z4井实现了高产，但Ⅰ和Ⅱ煤组的产气量贡献有限。后续小井组的10 口煤层气井以Ⅲ煤组20#，23#，27#和30#煤层为目标层位进行合采，各产层敏感解吸阶段后平均可降液柱高度为256 m，平均排采时间为400 d，单井峰值产气量大于2 000 m3/d，稳定产气量超过1 300 m3/d，实现了黔西地区煤层气多层合采的新突破（图6）。

图6 珠藏向斜Z4井排采曲线特征Fig.6 Production curve of Well Z4 in Zhuzang syncline

值得注意的是，多层合采井的效益开发是合理的地质选层、有效的工程施工以及后期科学的排采管理综合作用的结果。解吸进程与动液面的动态关系可作为产层组合的约束条件之一，而合理的层位组合需考虑埋深、煤体结构、含气性、煤层间距、渗透性、储层压力及水文地质条件等多种因素［7-9，21-25］。从渗透性的角度而言，黔西-滇东地区煤层原位渗透率较低（试井渗透率普遍小于0.5 mD［26］），后期的渗流能力很大程度上取决于水力压裂改造效果。从织金区块的开发实践来看，碎裂煤具备良好的可改造能力及产气潜力，而碎粒/糜棱煤的压裂改造效果受限，易导致气井低产。从压裂模式来看，以单层为改造单元的分层压裂方式的储层改造针对性强，可以确保各产层充分改造，保证其产能贡献，而多层合压开采则难以全面兼顾，部分煤层可能并未得到有效改造，产气效果整体不佳［27］。从解吸的角度来讲，如果一个组合段中各煤层的解吸进程不均一（例如存在低解吸效率层位），可采取差异化的压裂方式和压裂规模，对某些层位进行针对性的改造，以提高其产能贡献。

4 结论

煤岩变质程度是影响黔西-滇东地区储层吸附能力的重要因素。随着镜质组反射率的增加，煤岩趋于致密，微小孔逐渐占主导地位，对甲烷的吸附能力显著提升，兰氏体积也随之增大。借鉴煤层气解吸阶段划分方法，建立了研究区煤岩变质程度与关键解吸压力节点之间的数学统计模型，得到了不同变质程度煤岩临界解吸压力随实测含气量变化及其与不同解吸压力节点的关系。通过提取动液面高度、解吸压力节点、储层压力和煤层间距等参数，从煤层解吸的角度划分了七类约束条件作为产层组合评价的指标，以提高地质选层的成功率。

符号解释

g——重力加速度，m/s2；

h——上、下部煤层的间距，m；

ΔH——上部煤层距初始静液面高度，m；

p1——上部煤层的储层压力，MPa；

p2——下部煤层的储层压力，MPa；

pcd——临界解吸压力，MPa；

pcd1——上部煤层的临界解吸压力，MPa；

pcd2——下部煤层的临界解吸压力，MPa；

pd——近井地带储层压力降幅，MPa；

pi——启动压力，MPa；

pL——兰氏压力，MPa；

ps——敏感压力，MPa；

ps1——上部煤层的敏感压力，MPa；

ps2——下部煤层的敏感压力，MPa；

pt——转折压力，MPa；

pt1——上部煤层的转折压力，MPa；

pt2——下部煤层的转折压力，MPa；

p临储1——上部煤层的临储压差，MPa；

p临储2——下部煤层的临储压差，MPa；

p转储1——上部煤层的转储压差，MPa；

p转储2——下部煤层的转储压差，MPa；

p敏储1——上部煤层的敏储压差，MPa；

p敏储2——下部煤层的敏储压差，MPa；

Ro——镜质组反射率，%；

VL——兰氏体积，m3/t；

V实——含气量，m3/t；

x——常数，取值为1 或2，其中1 代表上部煤层，2 代表下部煤层；

ρ——井筒中液柱的密度，g/cm3。