黔西-滇東地區煤巖吸附-解吸特征及其對多層合采的指示意義

李站偉，陳世達，陶 樹，湯達禎，丁鵬飛

（1.中國地質大學（北京）能源學院，北京 100083；2.煤層氣開發利用國家工程研究中心中國地質大學（北京）煤儲層物性實驗室，北京 100083；3.中國石化勝利油田分公司油氣銷售中心，山東東營 257000）

多煤層地區煤層氣累積資源量大，但單層資源豐度較低［1-3］。現行技術條件下，多煤層共采是實現煤層氣資源高效開發的必要手段之一［4］。黔西-滇東地區已實現單井和少數區塊產氣突破，但在多煤層條件下，儲層空間展布形態多變，煤體結構復雜，加之含氣系統垂向疊置，致使橫向甜點區優選及縱向產層組合設計難度增加［2，5］。合采產能動態受煤儲層之間的物性差異控制［6］，以中國礦業大學為主的研究團隊提出了一系列合采產層組合優化設計方法，為西南地區煤層氣產層組合設計和工程部署提供了重要的理論支撐［7-9］。然而，煤層氣合采產層組合還需綜合考慮煤產層的儲層壓力、解吸過程與動液面動態變化的關系［9-10］。目前，合采選層方法多是基于“動液面降至煤層（或煤層暴露）之前能否實現解吸”這一問題進行探討，忽略了煤層氣的解吸效率和產氣能力問題。假設在煤層氣的吸附與解吸完全可逆的前提下，可以通過甲烷等溫吸附曲線對其解吸過程進行定量表征［11-15］。

黔西-滇東地區是多煤層發育的典型地區，其煤層數量多，但單層厚度薄，且煤層厚度平面分布不均一。在深成變質作用的基礎上，部分地區還疊加了巖漿熱變質作用和熱液變質作用，導致煤級分布極為廣泛，自氣煤至無煙煤均有發育，直接或間接地控制著區域煤儲層的生烴潛力和儲集能力。本次研究針對黔西-滇東地區多煤層的煤層氣開發實際，基于六盤水、織納、水城、格目底和恩洪-老廠等礦區的83塊煤巖樣品的甲烷等溫吸附曲線，借鑒煤層氣解吸階段劃分方法，通過回歸分析，建立煤巖變質程度與吸附-解吸特征參數之間的數學統計模型，進而探討甲烷解吸產氣過程對煤層開發的指示意義，以期為研究區煤層氣的高效開發提供指導。

1 不同變質程度煤巖吸附特征

黔西-滇東地區煤巖的蘭氏體積（VL）和蘭氏壓力（pL）分布范圍較廣，分別為2.61～39.53 m3/t 和0.35～2.86 MPa（圖1）。煤巖的熱演化程度對甲烷吸附能力的影響較為顯著，VL和pL均隨著煤階的增高而顯著增大，這種上升趨勢在鏡質組反射率（Ro）小于3%時最為明顯；當Ro值大于3%時，煤巖吸附特征參數的變化幅度有所降低并逐漸趨于平穩，這與前人研究結果基本一致［16］。其中，VL，pL與Ro值的關系可以表示為：

圖1 黔西-滇東地區煤巖鏡質組反射率與蘭氏體積、蘭氏壓力之間的關系Fig.1 Correlations of vitrinite reflectance with Langmuir volume and Langmuir pressure of coal in the western Guizhou-eastern Yunan region

煤巖的甲烷等溫吸附曲線形態隨著煤階的增高也表現出較為明顯的差異。當Ro值小于3%時，在相同壓力條件下，較高變質程度煤巖的甲烷吸附量始終高于較低變質程度煤巖。隨著煤巖變質程度的進一步增高，即Ro值大于3%時，甲烷等溫吸附曲線在低壓區基本重合，只有當壓力大于5 MPa時，甲烷等溫吸附曲線形態差異才開始趨于明顯。

煤巖變質程度對甲烷吸附能力的影響受控于煤巖儲滲空間的演化［17］。進一步對黔西-滇東地區10 塊煤巖樣品開展低場核磁共振實驗發現，隨著煤巖變質程度的增高，煤巖整體趨于致密化，核磁共振T2譜的譜峰逐漸向左偏移，反映出煤巖滲流空間的顯著減少和吸附空間的大幅增多（圖2）。

低溫N2（測試孔徑為2～100 nm）和CO2（測試孔徑為0.5～1 nm）吸附實驗可以通過對煤巖比表面積進行量化表征，反映煤巖吸附空間的變化。由黔西六盤水礦區盤關向斜14 塊煤巖樣品的Ro值與比表面積的關系（圖3）可見，隨著煤巖變質程度的增高，煤巖比表面積顯著增大，但增幅逐漸趨于平緩，與煤巖吸附特征參數隨Ro值的變化趨勢高度一致。綜合核磁共振實驗結果認為，高變質程度煤巖的大孔及微裂隙相對不發育，以微小孔為主，煤巖基質比表面積較大，可以為甲烷提供更多的有效吸附空間，因此蘭氏體積也隨之增大。

圖2 黔西-滇東地區不同變質程度煤巖核磁共振T2譜曲線特征Fig.2 The T2 spectra of different coal ranks in western Guizhou-eastern Yunan region

2 不同變質程度煤巖解吸特征

圖3 黔西六盤水礦區盤關向斜煤巖樣品Ro值與比表面積的關系Fig.3 Correlation between vitrinite reflectance and specific surface area of coal samples from Panguan syncline in Liupanshui mining area，western Guizhou

張政等基于蘭格繆爾等溫吸附方程和數學曲率方程，以啟動壓力、轉折壓力和敏感壓力為節點，劃分了煤層氣低效解吸階段、緩慢解吸階段、快速解吸階段和敏感解吸階段［11-12］。啟動壓力、轉折壓力和敏感壓力的計算公式分別為：

快速和敏感解吸階段所對應的煤層氣解吸效率較高，對煤產層的產氣能力和生產井的最終產能具有重要影響。

根據（3）式—（5）式，計算得到黔西-滇東地區83 塊煤巖樣品的啟動壓力、轉折壓力和敏感壓力，并分別建立其與Ro值的相關關系。結果（圖4）表明，煤巖樣品的啟動壓力、轉折壓力和敏感壓力均隨著Ro值的增加而增大，其變化趨勢與蘭氏體積的變化趨勢基本相似；即在初始飽和吸附條件下，高變質程度煤巖相對于低變質程度煤巖更容易實現高煤層氣解吸效率。此外，隨著煤巖變質程度的增高，相鄰解吸壓力節點的差值（覆蓋壓差）也逐漸增大，說明高變質程度煤巖跨越某一個解吸階段相對于低變質程度煤巖所需要的理論壓降更大、時間更長，生產上可能會表現為某一階段產氣量的相對緩慢上升。研究區煤巖樣品的關鍵解吸壓力節點與Ro值的擬合關系為：

圖4 黔西-滇東地區煤巖解吸壓力節點與煤巖變質程度的關系Fig.4 Correlation of desorption-pressure nodes and coal rank in western guizhou-eastern Yunnan region

煤層氣解吸階段劃分是在初始飽和吸附條件下進行的，而對實際煤層氣藏（特別是欠飽和煤層氣藏）評價時，還需考慮煤層的含氣性。對于多數煤層氣藏，在地質歷史過程中部分煤層氣已經發生解吸逸散，因此在實際開發過程中絕大多數煤層僅經歷部分煤層氣解吸階段。通常煤層氣開發早期較高的解吸效率對形成高產氣井至關重要，因此，煤層氣井臨界解吸壓力下的解吸效率能夠反映氣井早期的產氣特征。臨界解吸壓力是氣體開始從煤巖基質表面解吸時所對應的儲層壓力，可以由含氣量、蘭氏體積和蘭氏壓力計算［17］：

將（1）式和（2）式代入（9）式，則研究區煤層氣的臨界解吸壓力可以近似表示為：

基于（6）式—（8）式和（10）式，可以得到不同變質程度煤巖臨界解吸壓力隨實測含氣量變化及其與不同解吸壓力節點關系的理論圖版（圖5）。煤巖解吸初期對應的高解吸效率一方面有利于煤層氣的快速產出，另一方面也可以增強基質收縮效應，是實現氣井高產的有利條件［18-19］。當然，如果煤層氣藏含氣量或含氣飽和度較低，即便其理論解吸效率較高，也難以達到理想產能。

3 對多煤層合采產層組合優化的指示意義

圖5 不同變質程度煤巖臨界解吸壓力隨實測含氣量變化及其與不同解吸壓力節點的關系Fig.5 Variation of critical desorption pressure with measured gas content of different coal ranks and its relationship with desorption pressure nodes

黔西-滇東地區疊置含氣系統的存在使得煤儲層壓力和含氣量在垂向上存在波動變化，這必然導致同一井筒內不同煤層解吸特征和產氣過程的復雜性。基于織金區塊探井和小井組的成功試驗，并借鑒秦勇等提出的“三壓一動逐層約束法”［9，20］，筆者提取動液面高度、解吸壓力節點、儲層壓力和煤層間距等參數，從煤層氣解吸角度建立產層組合兼容性評價方法。以2 套煤組合為例，假設上部煤層距初始靜液面高度為ΔH；上、下部煤層的間距為h；上部煤層的儲層壓力、臨界解吸壓力、轉折壓力和敏感壓力分別為p1，pcd1，pt1和ps1；下部煤層的儲層壓力、臨界解吸壓力、轉折壓力和敏感壓力分別為p2，pcd2，pt2和ps2。

臨儲壓差定義為煤儲層的儲層壓力與臨界解吸壓力的差值，則上、下部煤層的臨儲壓差分別為：

轉儲壓差定義為煤儲層的儲層壓力與轉折壓力的差值，則上、下部煤層的轉儲壓差分別為：

敏儲壓差定義為煤儲層的儲層壓力與敏感壓力的差值，則上、下部煤層的敏儲壓差分別為：

動液面降低至上部煤層頂板時，近井地帶儲層壓力降幅可以表示為：

對多層合采煤層氣井而言，隨著開發的進行，井筒內動液面將逐漸降低至各產層以下。若動液面過早地降低至煤層以下，則可能對儲層造成傷害。然而，目前關于動液面降低對產能的傷害機理尚未達成共識，特別是對其在生產上的具體顯現特征缺乏定量的表征。周效志等認為動液面降低至上部產層以下后，近井地帶的地層水、壓裂液將難以排出，進而導致上部產層的產水量和產氣量快速下降［10］。從這一點來看，在動液面降低至煤層以下之前比之后更容易實現壓降的傳播和解吸面積的擴大。在產層暴露前實現較高的解吸效率，可以增大解吸體積，增強基質收縮效應，對提高滲透率和氣井產能具有促進作用。因此，筆者以上部煤層與動液面的關系為基準，將一個產層組合中各煤層的解吸進程和動液面高度的動態變化劃分為七類約束條件，進而評價不同產層組合條件下的合采可行性（表1）。

表1 合采產層解吸進程與動液面高度的動態變化關系Table1 Correlation between desorption process and dynamic fluid level of commingled production layers

表1 的產能評價中自A 到G 代表合采井的產能或產氣潛力逐漸降低，其中以A 為最佳，G 代表合采井不能產氣。當約束條件滿足類別Ⅲ—Ⅶ時，可以進行產層組合，但是不同產層組合的產氣能力和產氣貢獻有所不同。類別Ⅲ僅能保證所有煤層可以實現解吸，無法保證產氣能力。相比之下，類別Ⅶ在動液面降至上部煤層之前，所有產層均可進入敏感解吸階段，并達到較高的解吸效率，多煤層共同快速產氣形成合力，是多層合采的最佳組合方案。

對于初始階段即處于快速和敏感解吸階段的煤層，即滿足類別Ⅴ—Ⅶ的約束條件下，煤層解吸后動液面距上部煤層頂部仍有一定距離時，可以保證上部煤層壓降漏斗擴展和累積產氣量的最大化。以珠藏向斜Z4 井為例，該井選層跨度達240 m，分3段對Ⅰ煤組5#和6#煤層，Ⅱ煤組16#煤層，Ⅲ煤組20#，23#，27#和30#煤層進行多層合采。開采初期，初始液面為1.88 m，井底流壓為3 MPa。排采46 d后，Ⅰ煤組的2 套煤層解吸動液面為170 m；由于高解吸效率，產氣量迅速上升至約為1 000 m3/d；但隨即暴露，壓降漏斗未能得到充分的擴展；后續供氣面積有限，產氣量迅速衰減。后期Ⅲ煤組煤層解吸后，產氣量又開始急速回升，此時液柱距Ⅲ煤組仍有較大的可壓降空間，從而保證了產氣高峰的不斷后移（或穩定產氣）。盡管Z4井實現了高產，但Ⅰ和Ⅱ煤組的產氣量貢獻有限。后續小井組的10 口煤層氣井以Ⅲ煤組20#，23#，27#和30#煤層為目標層位進行合采，各產層敏感解吸階段后平均可降液柱高度為256 m，平均排采時間為400 d，單井峰值產氣量大于2 000 m3/d，穩定產氣量超過1 300 m3/d，實現了黔西地區煤層氣多層合采的新突破（圖6）。

圖6 珠藏向斜Z4井排采曲線特征Fig.6 Production curve of Well Z4 in Zhuzang syncline

值得注意的是，多層合采井的效益開發是合理的地質選層、有效的工程施工以及后期科學的排采管理綜合作用的結果。解吸進程與動液面的動態關系可作為產層組合的約束條件之一，而合理的層位組合需考慮埋深、煤體結構、含氣性、煤層間距、滲透性、儲層壓力及水文地質條件等多種因素［7-9，21-25］。從滲透性的角度而言，黔西-滇東地區煤層原位滲透率較低（試井滲透率普遍小于0.5 mD［26］），后期的滲流能力很大程度上取決于水力壓裂改造效果。從織金區塊的開發實踐來看，碎裂煤具備良好的可改造能力及產氣潛力，而碎粒/糜棱煤的壓裂改造效果受限，易導致氣井低產。從壓裂模式來看，以單層為改造單元的分層壓裂方式的儲層改造針對性強，可以確保各產層充分改造，保證其產能貢獻，而多層合壓開采則難以全面兼顧，部分煤層可能并未得到有效改造，產氣效果整體不佳［27］。從解吸的角度來講，如果一個組合段中各煤層的解吸進程不均一（例如存在低解吸效率層位），可采取差異化的壓裂方式和壓裂規模，對某些層位進行針對性的改造，以提高其產能貢獻。

4 結論

煤巖變質程度是影響黔西-滇東地區儲層吸附能力的重要因素。隨著鏡質組反射率的增加，煤巖趨于致密，微小孔逐漸占主導地位，對甲烷的吸附能力顯著提升，蘭氏體積也隨之增大。借鑒煤層氣解吸階段劃分方法，建立了研究區煤巖變質程度與關鍵解吸壓力節點之間的數學統計模型，得到了不同變質程度煤巖臨界解吸壓力隨實測含氣量變化及其與不同解吸壓力節點的關系。通過提取動液面高度、解吸壓力節點、儲層壓力和煤層間距等參數，從煤層解吸的角度劃分了七類約束條件作為產層組合評價的指標，以提高地質選層的成功率。

符號解釋

g——重力加速度，m/s2；

h——上、下部煤層的間距，m；

ΔH——上部煤層距初始靜液面高度，m；

p1——上部煤層的儲層壓力，MPa；

p2——下部煤層的儲層壓力，MPa；

pcd——臨界解吸壓力，MPa；

pcd1——上部煤層的臨界解吸壓力，MPa；

pcd2——下部煤層的臨界解吸壓力，MPa；

pd——近井地帶儲層壓力降幅，MPa；

pi——啟動壓力，MPa；

pL——蘭氏壓力，MPa；

ps——敏感壓力，MPa；

ps1——上部煤層的敏感壓力，MPa；

ps2——下部煤層的敏感壓力，MPa；

pt——轉折壓力，MPa；

pt1——上部煤層的轉折壓力，MPa；

pt2——下部煤層的轉折壓力，MPa；

p臨儲1——上部煤層的臨儲壓差，MPa；

p臨儲2——下部煤層的臨儲壓差，MPa；

p轉儲1——上部煤層的轉儲壓差，MPa；

p轉儲2——下部煤層的轉儲壓差，MPa；

p敏儲1——上部煤層的敏儲壓差，MPa；

p敏儲2——下部煤層的敏儲壓差，MPa；

Ro——鏡質組反射率，%；

VL——蘭氏體積，m3/t；

V實——含氣量，m3/t；

x——常數，取值為1 或2，其中1 代表上部煤層，2 代表下部煤層；

ρ——井筒中液柱的密度，g/cm3。