寿阳区块15号煤高温吸附特征及其煤层气开发意义

周剑辉 王海侨 段 静 郭 烨

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100015；2.中联煤层气有限责任公司研发中心，北京 100015)

1 概况

寿阳区块位于沁水盆地北部，煤层气资源较为丰富，发育3号、9号和15号三套主力煤层，其中15号煤厚度最大发育最稳定，是目前本地区煤层气勘探开发的主力煤层。本地区15号煤的煤层气资源量较大，但部分区域储层条件相对较差，主要表现为储层压力低、含气饱和度低和煤体结构破碎。目前研究区勘探开发工作主要集中在区块北部埋深<1000m的区域，本区域15号煤的储层压力系数约为0.4，含气饱和度约65%，渗透率主要在0.1mD以下，煤体结构以碎粒煤为主。

本文的实验样品来自H2V井15煤取心(图1)。本井15号煤埋深764m，厚度5.06m，含气量10.15m3/t，资源丰度0.745×108m3/km2。本井开抽的初始流压1.86MPa，排采105天后井底流压0.70MPa时解吸，排采276天后井底流压0.13MPa，最高产气量1200m3/d，但无法稳产，之后产气量快速下降至400m3/d，产水量0.6m3/d(图2)。

图1 研究区和目标井位置图

图2 H2V井排采曲线

2 高温吸附性能

煤层气的解吸机理主要有降压解吸、置换解吸、升温解吸、扩散解吸和电磁场诱发解吸等多种，目前煤层气开发主要采用降压解吸机理，利用井筒排水降压使压降向外传递，从而促进煤储层吸附气的解吸。因寿阳区块15号煤储层特点为低压、低渗、低饱和度、构造煤等不利因素，常规的排水降压采气难度较大，为探寻升温解吸机理的可行性，利用本区H2V井的15号煤样品进行常温(23℃)和高温(80℃)下的等温吸附实验研究，获取了其高温吸附特征参数，进而对本地区采用升温解吸机理开发煤层气的可行性进行分析。

2.1 兰式参数

实验发现，本井15号煤在正常储层温度23℃时的兰式压力为1.95MPa，兰式体积为31.95cm3/g；80℃时测试的兰式压力为4.51MPa，兰式体积为22.51cm3/g(图3)。

图3 H2V井不同温度的等温吸附曲线

2.2 临界解吸压力

根据吸附平衡压力、真实气体状态方程PV=Nrtz、Langmuir单分子层吸附理论，对不同温度的临界解吸压力进行计算，公式如下：

Pcd=V·PL/(VL-V)

(1)

其中：

Pcd：临界解吸压力，MPa；

V：含气量，cm3/g；

PL：兰式压力，MPa；

VL：兰式体积，cm3/g。

本井含气量为10.15cm3/g，，该含气量下23℃和80℃两个温度对应的临界解吸压力分别为0.908MPa和3.704MPa，其80℃的临界解吸压力已超过储层压力。

2.3 含气饱和度

本井的储层压力为2.32MPa，利用兰式方程对不同温度的含气饱和度进行计算，公式如下：

Sg=(V/VL)[(PL+Pr)/Pr]

(2)

其中：

Sg：含气饱和度，%；

V：含气量，cm3/g；

VL：兰式体积，cm3/g；

PL：兰式压力，MPa；

Pr：储层压力，MPa。

在该储层压力和含气量下，两个温度对应的含气饱和度分别为58.38%和132.45%，其中80℃的含气饱和度已超过100%。

3 高温开发意义分析

3.1 临界解吸温度

理论上当含气饱和度超过100%时煤层气就开始产出。本次实验未进行不同温度的测试，无法按照不同温度的数据序列进行回归，因此简化以23℃和80℃两个温度点的线形关系来估算饱和度100%时的温度(与按温度序列测试的结果相比会有一定误差)。

根据温度与含气饱和度的交汇分析，两者的对应关系为：

Sg=1.4824T+45.905

(3)

其中：

Sg：含气饱和度，%；

T：储层温度，℃。

根据上述关系，含气饱和度100%对应的临界解吸温度为36.5℃。即本地区15号煤只要温度超过36.5℃，在压力不变的情况下煤层气就可以解吸产出，从该数值来看，本地区的高温吸附性能适合进行升温解吸(图4)。

图4 H2V井高低温吸附曲线分析图

3.2 临储比和有效井控范围

本井区15号煤的储层压力为2.32MPa，储层温度下的临界解吸压力为1.13MPa，临储比仅有0.39。在该条件下，即使单井压降半径达到设计的150m(井间距300m)，实际能够解吸产气的半径也仅有58.63m，其余部分因压力高于解吸压力，虽然储层压力也下降了，但并未解吸产气，属于无效压降区域，此时单井的有效供气面积仅为压降面积的1/6.5，单井控制的有效资源量仅为79.87×104m3，井区内的煤层气资源难以被有效开发，采收率低。而本地区的低压低渗储层特征又造成储层能量弱、渗流难度大，使泄流半径无法进一步扩大，因此采用常规的排水降压工艺对本地区进行煤层气开发的难度非常大。

如果本地区的储层整体温度能够从23℃上升至36.5℃，则对应的临储比上升为1.0，150m设计压降半径将全部为有效产气半径(图5)，此时单井控制的有效资源量大幅度上升至522.81×104m3，是目前0.39临储比条件下的井控资源的6.5倍，产气潜力可观(表1)。

图5 不同温度/临储比控制的产气半径差异示意图

表1 不同温度下单井理想控制资源情况对比表

4 升温解吸方案建议

4.1 升温解吸的热平衡计算

首先对单独采用升温解吸工艺进行煤层气开发的经济性进行热平衡计算，根据本文实验温度，计算本地区一吨煤加热到80℃所需要的热值和该温度下产出煤层气的热值，对两者进行比较。

(1)热需求计算

本地区15号煤为无烟煤，其热容比为4.132kJ/(kg·K)，储层温度为23℃，封闭环境下吨煤一次加热到80℃所需热量为4.132×1000×(80-23)=235.6MJ。

(2)热产出计算

根据高温吸附参数，按照公式(3)可计算80℃时的饱和吸附气量为7.66m3/t，即煤层温度达到80℃时，吨煤最大可吸附煤层气7.66nm3，而本井区15号煤的含气量为10.15m3/t，因此吨煤可解吸产出2.49nm3。研究区煤层气热值约37.2MJ/Nm3，故吨煤温度升温至80℃时产出的热值约2.49×37.2=92.6MJ。

根据80℃的热平衡计算结果，热产出明显低于热需求，而且本计算还没有考虑升温施工过程中的热损耗和因地下煤层温度扩散而产生的持续热需求。因此，单独采用升温解吸工艺来进行本区煤层气开发没有经济性。

4.2 升温解吸的利用方式

尽管升温解吸本身不具有独立运作的经济性，但其对于研究区这种低压低渗低饱和度的煤层气开发来说，可从如下角度考虑其使用意义：

(1)井底压降的扩展需要有一定的渗透率，但热传导不需要渗透率，可通过煤基质本身直接传导；

(2)升温可以明显提高临储比，使单井有效压降比例大幅度提高，同步增加单井控制的资源量；

(3)升温解吸可以将煤的基质收缩效应提前，对解吸压力偏低的储层能够改善排采前期的排水降压阶段的储层渗透率下降；

(4)在地层环境下，热传导的扩展速度会明显低于井底压降的扩展速度，升温解吸的辅助作用主要在排采初期；

(5)煤层气井井筒附近通常会有一定的污染，利用热传导和升温解吸促进井筒附近的煤层解吸并发生基质收缩，可以在一定程度上起到解除近井筒污染的作用，后期远井筒地带的解吸产出主要依靠降压解吸。

4.3 升温辅助排采方案

根据研究区煤储层的特征和升温解吸的热平衡规律，建议在研究区尝试采用升温解吸和降压解吸相结合的煤层气开采方案，具体如下：

(1)储层加热有单井井底加热和井间热驱加热两种方式，从经济性和操作性等方面考虑，建议采用井底电加热的方式，在排采管柱下部增加电加热器，将温度保持在不超过80℃～90℃。

(2)采用升温与降压综合排采制度。排水降压过程正常，加入温度控制，开抽后首先逐渐加温。

(3)初期在降压的同时，控制温度，使近井筒地带的临界解吸压力始终低于井底流压，并与之同步下降，以维持解吸产气。

(4)因初期的升温解吸产气，煤层含气量下降，对应的常温饱和度也同步下降，因此常温解吸压力会低于1.13MPa。

图6 升温和降压组合排采的压力和温度控制过程示意图

5 结论

(1)本地区15号煤含气饱和度偏低，不到70%，对煤层气开发较为不利。但储层温度只要上升13.5℃，含气饱和度即可达到100%，高温吸附特征变化明显。

(2)根据热平衡计算，本地区单独采用升温解吸的方式来开发煤层气没有经济性。

(3)针对本地区的煤储层特点，建议采用升温解吸加降压解吸的组合工艺来开发煤层气，在排采前期利用升温进行辅助排采，提高含气饱和度，提前解吸生产。

(4)升温解吸和降压解吸组合排采的核心控制原则，在降低井底流压的同时，将储层温度提高适当的稳定，使煤层的临界解吸压力始终低于井底流压，保持近井筒地带煤层的持续解吸生产。