基于“定体积法”的大佛寺井田煤储层稳产阶段动态含气量反演

刘巧妮，刘钰辉,2

1. 中煤科工集团 西安研究院有限公司，西安 710077；2. 西安理工大学 水利水电学院，西安 710048

煤层气井排采的目标是持续稳产与高产，因而排采工作制度显得十分重要（倪小明等，2007；陶树等，2011；秦勇等，2012；Tao et al., 2010；Xu et al., 2015；Liu et al., 2018）。当前煤层气井排采工作制度主要是利用经验制定，经验不适造成频繁修井与排采间断，进而影响煤层气井的产量（杨秀春和李明宅，2008；康永尚等，2008；李金海等，2009；李国富和侯泉林，2012；张遂安等，2014；Zhang et al., 2014；Zhao et al., 2016）。但是，排采数据是储层物性动态变化的实际反馈，即煤储层含气量变化对产气量反应最为敏感。在煤层气勘探开发过程中，绝大多数煤层气生产井的含气量无法准确获得，即使少数参数井依据解吸法直接测得的含气量数据也由于损失气量、残余气量等干扰因素而与实际情况存在偏差，尤其是低阶煤层气解吸快，测试误差更大（邓泽等，2008；姚晋芳，2011；曾凡武和薛晓辉，2012；刘爱华等，2012；丁安徐等，2013；Liu et al., 2013；陈刚等，2015；武杰，2018；）。因此，利用煤层气井排采数据反演煤储层含气量动态变化是获得煤储层含气量的有效途径之一，但相关研究鲜有报道（赵晓莉和张遂安，2014；邵长奎等，2017；杨函等，2018）。目前关于煤储层含气量研究都集中于实验研究领域，而实验研究的煤粒与煤层差异明显，因而本文利用大佛寺井田煤层气井排采数据，以宏观表征认识为基础，通过“定体积法”计算煤储层不同排采时间的实时含气量，探索“排水—降压—解吸—产气”过程中煤层（块煤）含气量变化规律，诠释块煤的产气机理。

1 研究区概况

大佛寺井田位于鄂尔多斯盆地南部的渭北挠褶带北缘庙彬凹陷区，侏罗纪煤系隐伏构造总体为一走向NE，倾向NW-NNW向的单斜构造，其上发育一组宽缓的褶曲构造（图1）。该区主要开采侏罗系延安组4#煤层，也是煤层气井的目的煤层，煤层平均厚度11.65 m，以光亮—半亮煤为主，镜质体反射率为0.54%～0.664%之间，属于低阶煤（Chen et al., 2019）。大佛寺煤矿是彬长矿区主要生产矿井之一，属瓦斯突出矿井，该区于2009年2月进行井田范围煤层气地面勘探开发，截至2018年底，共实施煤层气钻井37口，主要分布于井田的中部和西南部。

图1 大佛寺井田构造概况与煤层气井分布图Fig. 1 Geologic structure and CBM wells distribution in Dafosi

2 “定体积法”产气认识的形成

2.1 煤的润湿性

2.1.1 接触角测定

煤的化学成分复杂，煤既有亲水性又有疏水性。村田逞诠（1992）测定了70多个不同煤样的接触角，得出大部分接触角处于40°～85°，故煤通常被认为具有一定的亲水性。4#煤层是大佛寺井田煤层气井的目标煤层，宏观煤岩类型为光亮型—半亮型煤，煤的接触角75°～105°，煤表现为不润湿或润湿惰性，亲水性不强（李沛等，2016；马东民等，2018）。煤层气井排采过程中，直井累积排采水量超过压裂时煤层注入水量，即排采带出煤层原有水分。首先，接触角大小反映了煤的亲水性，与煤的含氧官能团数目正相关；其次，接触角大小反映了煤表面的粗糙程度；再者，与煤中吸水矿物有关。既然直井排采水量大于压裂液量，说明煤层的疏水性强。

2.1.2 吸水实验

将大佛寺4#块煤切成20 cm×20 cm×30 cm的块浸入纯净水，进行吸水实验。浸水高度与质量变化如图2、图3所示，其结果表明，空干基块煤一定的吸水高度，对应相应的持水能力，强制吸水量/自然吸水量一致；水的表面张力与毛细管力在煤孔隙系统表现不明显。并且，实验的空气压力条件下，块煤携水能力较差。因此，在覆水煤层中，水主要以自由水的方式存在，受煤孔隙毛细管力、水的表面张力影响较小；另一方面说明，煤中束缚水主要与煤的含氧官能团有关。

2.2 采煤工作面实际

图2 吸水实验块煤质量变化 Fig. 2 Weight Change of lump coal during a water imbibition experiment

图3 吸水实验块煤水渍线高度变化Fig. 3 Height variation of water spots of lump coal during a water imbibition experiment

DFS-C02井为该区排采效果较好的气井，其高产时期产气量达3.3×104m3/d，稳产时期产气量为1.2×104～3×104m3/d之间。排采5年多的时间后， 大佛寺煤矿井下采煤工作面截断煤层气水平井DFS-C02主枝，距排采井水平距离650 m左右，主枝井筒周围煤层中盐析水渍线半径不超过2 m（图4），但排采过程煤层气液面位置都位于水平井筒以上。水渍线痕迹表明，水平井筒充水，至少在排采井液柱压力作用下，长时间扩散、渗流距离很短。即煤层中，长距离的水的扩散、渗流现象并不显著。但煤的工业分析结果都表明，煤中含有一定水分，因此，煤层气井工程中，能够进入煤层气井的水主要是自由水，并且在煤层中存在束缚水与自由水的转换，致使质点运动，促使吸附CH4解吸。

2.3 “定体积排采”概念

上述实验揭示，煤具有润湿惰性，同时持水能力不佳，尤其是在煤层气井排采的稳产阶段，其产水量普遍较低，此时水在煤层中的扩散、渗流现象较弱，排水降压幅度十分有限，此时煤层孔隙中的水主要起到“置换解吸”和传递能量的作用。因此，笔者认为，在煤层气井稳产阶段，其所能影响的煤层范围是有限的、一定的，即受其控制的煤层体积实固定的。煤层气开发中一般会对煤层进行压裂改造，压裂时水进入煤层，形成裂隙沟通一定范围的煤层，然后排采时进入煤层的水排出，此过程并不是简单的水进/出循环，而是作为传能介质。基于以上认识，笔者初步认为，稳产阶段，煤层气井所能影响的煤层范围是一定的，并且与压裂时水所能到达的煤层范围一致，即“定体积排采”的概念。

图4 大佛寺煤矿采煤截断DFS-C02井主枝（煤矿井下）素描图Fig. 4 Water spots sketch of the branch of horizontal CBM well DFS-C02 truncated by coal mining in Dafosi Mine

3 排采数据分析方法

3.1 典型井产能特征

大佛寺井田典型的煤层气连续排采井分析具有共性：（1）各煤层气井产气压力一致，井底压力为0.75 MPa左右（图5）；（2）直井产气前累积产水量皆大于压裂液量（前置液与携砂液之和）；（3）煤层气井产气后井底压力恢复慢、产水少。查证大佛寺井田65 km2范围内煤层气测试井资料，临界解吸压力皆超过1.85 MPa，与产气压力相差较大。由此可见，块煤（煤层）的产气压力与临界解吸压力关系不大；各井产气压力保持一致，说明煤层（块煤）产气与覆水高度有关，并在区域上保持一致。

图5 大佛寺井田典型煤层气井排采曲线Fig. 5 Typical production curves of wells in Dafosi

3.2 排采数据分析

水为吸附的CH4解吸的媒介，但煤层是弱含水层或隔水层，压裂强制外界水进入煤层的范围有限，因而一口煤层气井产气的煤体积是定值，即确定时间范围煤层气井的产气量与消耗的煤储层含气量应该一致。基于该区煤层气井排采特征认识，采用“定体积法”进行排采数据分析，即假设煤层气井排采连续阶段（无修井间断），块煤解吸—产气的煤层体积保持不变，可认为等同于压裂注入水所影响的微孔喉内水的范围，进而分别计算时间周期1 d、2 d、3 d、5 d、9 d的煤储层含气量变化。具体步骤如下：（1）绘制排采曲线（任选研究区一口煤层气直井，如DFS-134井）（图6）；（2）划分生产阶段：煤层气井产气后，任意取连续产气段；（3）进行时间步长数据统计，以“一个时间步长的产气量是一定体积煤储层含气量降低结果”为指导思路进行分析，以不同含气量假定为基础进行计算；（4）计算不同步长的实时含气量，进行数学分析。

图6 大佛寺DFS-134井排采曲线Fig. 6 Production curves of DFS-134 well in Dafosi

设连续产气的任意时刻A，累积产气量为QA，煤储层原始含气量为q原始，连续产气时刻O，累积产气量作为Q0，A时刻煤储层含气量为qA，块煤的解吸体积为V，煤的视密度为ρ，由物质平衡定律知O-A时间段产气量为

既然是“定体积”产气，Q0为定值，根据采用此次DFS-134井数据，即前230 d产气量总和249 165.75 m3；产气范围取压裂监测缝长91.88 m，煤层厚度取测井解释结果10 m，大佛寺井田煤的视密度为ρ取1.367 m3/t，则产气的煤体积为265 211.2 m3。

3.2.1 第一（连续产气）阶段

第一连续产气阶段选取第230 d- 487 d（即2015年6月21日—2016年2月24日）。

（1）1 d作为时间步长计算分析

假设q原始=4.0 m3/t，由式（2）可得q0=3.31272905 m3/t.

以1 d为统计单位，根据统计表（表1），可得qA随时间变化曲线。

表1 设定原始含气量为4m3/t时qA的变化量Table 1 Variation of qA with 4 m3/t original gas content

可见，设定原始含气量为4 m3/t时qA随时间变化成线性递减函数关系，拟合度较高。如果设定原始含气量分别为2 m3/t、3 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、7 m3/t、8 m3/t，qA随时间变化也成线性递减关系，并且下降趋势一致（表2，图7）。

表2 不同原始含气量qA与时间的变化关系Table 2 Changes in the relationship between time and different original gas contents

图7 不同原始含气量排采过程实时含气量变化曲线（1 d时间间隔）Fig. 7 Real-time curve of gas content change in different original gas content drainages and production process (1d time interval)

（2）3 d时间步长计算分析

以3 d为时间步长，即将3天为统计单位，进行数据统计。即3 d、6 d、9 d、12 d…分别为1、2、3、4…统计点，排采曲线产气量、产水量分别为（1 d+2 d+3 d）、（4 d+5 d+6 d）、（7 d+8 d+9 d）、（10 d+11 d+12 d）…，而井底流压、套压、不变，仅统计点稀疏。利用上述计算方法，获得实时含气量与时间的关系（表3，图8）。

表3 不同原始含气量3d为步长实时含气量变化关系Table 3 Real-time gas content change in different original gas contents with a 3d step size

（3）5d时间步长计算分析

以5 d为步长，求取不同原始含气量与时间的关系式，得到实时含气量与时间的关系式（表4，图9）。可以看出，1 d、3 d、5 d的不同时间步长，设定原始含气量分别为3 m3/t、4 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、8 m3/t时，煤储层实时含气量变化关系高度一致。

表4 不同原始含气量5d为步长实时含气量变化关系Table 4 Real-time gas content change in different original gas content with 5 d step size

3.2.2 第二（连续产气）阶段

图9 5 d为时间间隔Fig. 9 5 d time interval

图8 3 d为时间间隔Fig. 8 3 d time interval

DFS-134井在排采至400多天时，排水呈灰黑色，煤层气井的产气量出现明显下降，在第排采530～531 d进行修井。修井之后，煤层气井的产气量呈现平稳衰减阶段，将549～749 d作为第二阶段进行拟合计算（表5，图10）。

表5 第二阶段实时含气量与排采时间拟合函数Table 5 Fitting function of real time gas content and extraction time of phase two

图10 第一阶段与第二阶段实时含气量随时间变化关系曲线Fig. 10 Curve of real time gas content changing with time between the first stage and the next

3.2.3 实时含气量变化特征对比

（1）煤储层原始含气量无论设定多少，连续排采阶段，随着排采进行，实时含气量都与排采时间呈线性关系，第一阶段直线斜率为-0.00546，第二阶段直线斜率为-0.00435；

（2）两个连续产气阶段实时含气量变化斜率皆为负值，说明实时含气量在递减；第二阶段较第一阶段实时含气量变化斜率的绝对值小，是排采过程产生煤粉，煤粉堵塞阻碍块煤的解吸作用，相当于储层伤害，能够解吸的煤层体积缩小。

3.3 毗邻的DFS-133井排采数据验证

利用DFS-134煤层气井排采数据分析的方法，使用DFS-133煤层气井排采数据，考察“定体积”排采分析的普遍性。具体步骤如下：

（1）DFS-133煤层气井排采曲线绘制并进行连续排采阶段划分，如图11，DFS-133井分产气量上升阶段与稳产阶段进行计算。

（2）计算参数选取

2015年11月13日前342 d累积产气量402571.18m3，煤层厚度12.84 m，煤的视密度为1.367 t/m3，压裂形成裂缝长取140 m，取产气量稳定阶段342～615 d进行实时含气量变化规律计算。

（3）计算结果

计算结果如表6和图12所示，对散点进行线性回归分析，获得产气量上升阶段、稳产阶段、无水排采稳产阶段煤储层实时含气量变化方程。

4 对比与讨论

（1）含气量是煤层气测试井钻取煤芯进行解吸实测获得，多数煤层气开采井无具体数据，而实测过程，含气量包含逸散气、解吸气、残余气三部分，测试结果也存在一定的主观性，如逸散气是根据解吸计量与裸露时间平方根回归计算获得，低阶煤层气初始解吸速度快，误差更大，并且多种原因导致获得的原始含气量数据准确性较差。在“定体积法”分析过程中，即使设定多个原始含气量，如：设定原始含气量分别为2 m3/t、3 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、7 m3/t、8 m3/t，实时含气量qA随时间变化也成线性递减关系，并且下降趋势一致（表2,图4），皆能得到实时含气量变化线性斜率相同的结果，说明原始含气量的大小与产气的连续性无关。

图11 大佛寺DFS-133井排采曲线及阶段划分Fig. 11 Production curves and stage division of DFS-133 well in Dafosi area

表6 三个阶段DFS-133实时含气量变化线性函数Table 6 Real-time gas content change of linear function of DFS-133 well in three stages

图12 DFS-133煤层气排采井实时含气量变化曲线Fig. 12 Real-time gas content curve of DFS-133 well in Dafosi

（2）任选两口井DFS-133井（连续排采）与DFS-134井（修井历史）进行对比分析发现：修井造成煤层气井排采间断，实时含气量随时间的线性斜率发生变化，斜率绝对值变大，煤层气井还处于高产期；反之，产量衰减很快，甚至被迫停产。一方面，说明煤层污染很难恢复，另一方面，阻碍了块煤微孔腔内表面CH4解吸，因为时间延续导致微孔喉结合水重新恢复，煤粉堵塞孔喉使孔腔封闭，最终影响自由水的传质作用。可见，连续排采能激励块煤的解吸作用，连续的排采工作制度是实现煤层气井高产的关键。

（3）研究区煤储层为低阶煤，对比分析DFS-133、DFS-134井，对散点进行线性回归分析，获得产气量上升阶段、稳产阶段、无水排采稳产阶段煤储层实时含气量变化，实时斜率变化等，初步揭示了煤层气井产气范围是“定体积”。虽然中、高煤阶和低煤阶煤层气产出机理本质上具有一致性，但本文“定体积法”排采分析仅仅针对大佛寺低阶煤层气，而对于其他中高煤阶地区，“定体积排采”分析方法是否适用，仍需要持续进行研究。

（4）结合对比毗邻DFS-133井数据计算结果，

分析认为：DFS-133井是大佛寺井田稳产高产的煤层气井，排采史无煤粉排出记录，调整泵挂与检泵虽有几次短时间排采间断，但井底流压较为稳定，同时套压基本不变，动液面保持在煤层顶面以上。至今，虽然排水量几乎无法计量，但稳产持续。较其他产气稳定性差、持续时间短的煤层气井相比，原因有二：（i）煤储层未受污染，甲烷在块煤中有效解吸体积不变，即一口煤层气井排采产气范围基本恒定，是非煤层水在煤微裂隙系统到达的范围，为定体积产气；（ii）泵的持续运转动力造成煤储层微孔隙（孔喉）水的湍动，质能传递持续有效进行。

（5）“定体积”产气分析方法中体积的选取变化范围还需持续研究。

（6）基于“定体积排采”认识，当煤层含气性确定时，煤层气井的稳产和高产主要取决于压裂所能沟通的煤层范围大小，因此，在压裂时应尽量用小排量、大水量，使得形成的裂缝延伸范围更广，影响煤层面积更大。在煤层气井开始产气之后，排水的目的并不是降压，而是利用水传递能量，促使煤层气解吸持续进行，所以此时应尽量缓降液面，维持相对稳定的排采强度，有利于保障煤层气井的稳产、高产。

5 结论

（1）煤层气井排采数据是对煤储层参数动态的反馈，设定多个原始含气量，实时含气量qA随时间变化呈线性递减关系，并且下降趋势一致，皆能得到实时含气量变化线性斜率相同的结果：产气量与含气量消耗同步，且与生产时间间隔无关。

（2）通过分析1 d、3 d、5 d的不同时间步长，设定原始含气量分别为3 m3/t、4 m3/t、5 m3/t、6 m3/t、8 m3/t时，煤储层实时含气量变化关系高度一致。认为煤层气井遵循“定体积”产气规律，即一口煤层气井只能影响固定范围的煤层。

（3）连续排采阶段煤储层实时含气量随排采时间线性降低，排采间断前后两个阶段煤储层实时含气量线性降低速率不同，分别为-0.00546和-0.00435，是因为排采过程产生煤粉，堵塞部分孔隙喉道，阻碍了块煤的解吸作用，造成储层伤害，能够解吸的煤层体积缩小。