壽陽區塊15號煤高溫吸附特征及其煤層氣開發意義

周劍輝 王海僑 段 靜 郭 燁

(1.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100015；2.中聯煤層氣有限責任公司研發中心，北京 100015)

1 概況

壽陽區塊位于沁水盆地北部，煤層氣資源較為豐富，發育3號、9號和15號三套主力煤層，其中15號煤厚度最大發育最穩定，是目前本地區煤層氣勘探開發的主力煤層。本地區15號煤的煤層氣資源量較大，但部分區域儲層條件相對較差，主要表現為儲層壓力低、含氣飽和度低和煤體結構破碎。目前研究區勘探開發工作主要集中在區塊北部埋深<1000m的區域，本區域15號煤的儲層壓力系數約為0.4，含氣飽和度約65%，滲透率主要在0.1mD以下，煤體結構以碎粒煤為主。

本文的實驗樣品來自H2V井15煤取心(圖1)。本井15號煤埋深764m，厚度5.06m，含氣量10.15m3/t，資源豐度0.745×108m3/km2。本井開抽的初始流壓1.86MPa，排采105天后井底流壓0.70MPa時解吸，排采276天后井底流壓0.13MPa，最高產氣量1200m3/d，但無法穩產，之后產氣量快速下降至400m3/d，產水量0.6m3/d(圖2)。

圖1 研究區和目標井位置圖

圖2 H2V井排采曲線

2 高溫吸附性能

煤層氣的解吸機理主要有降壓解吸、置換解吸、升溫解吸、擴散解吸和電磁場誘發解吸等多種，目前煤層氣開發主要采用降壓解吸機理，利用井筒排水降壓使壓降向外傳遞，從而促進煤儲層吸附氣的解吸。因壽陽區塊15號煤儲層特點為低壓、低滲、低飽和度、構造煤等不利因素，常規的排水降壓采氣難度較大，為探尋升溫解吸機理的可行性，利用本區H2V井的15號煤樣品進行常溫(23℃)和高溫(80℃)下的等溫吸附實驗研究，獲取了其高溫吸附特征參數，進而對本地區采用升溫解吸機理開發煤層氣的可行性進行分析。

2.1 蘭式參數

實驗發現，本井15號煤在正常儲層溫度23℃時的蘭式壓力為1.95MPa，蘭式體積為31.95cm3/g；80℃時測試的蘭式壓力為4.51MPa，蘭式體積為22.51cm3/g(圖3)。

圖3 H2V井不同溫度的等溫吸附曲線

2.2 臨界解吸壓力

根據吸附平衡壓力、真實氣體狀態方程PV=Nrtz、Langmuir單分子層吸附理論，對不同溫度的臨界解吸壓力進行計算，公式如下：

Pcd=V·PL/(VL-V)

(1)

其中：

Pcd：臨界解吸壓力，MPa；

V：含氣量，cm3/g；

PL：蘭式壓力，MPa；

VL：蘭式體積，cm3/g。

本井含氣量為10.15cm3/g，，該含氣量下23℃和80℃兩個溫度對應的臨界解吸壓力分別為0.908MPa和3.704MPa，其80℃的臨界解吸壓力已超過儲層壓力。

2.3 含氣飽和度

本井的儲層壓力為2.32MPa，利用蘭式方程對不同溫度的含氣飽和度進行計算，公式如下：

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

(2)

其中：

Sg：含氣飽和度，%；

V：含氣量，cm3/g；

VL：蘭式體積，cm3/g；

PL：蘭式壓力，MPa；

Pr：儲層壓力，MPa。

在該儲層壓力和含氣量下，兩個溫度對應的含氣飽和度分別為58.38%和132.45%，其中80℃的含氣飽和度已超過100%。

3 高溫開發意義分析

3.1 臨界解吸溫度

理論上當含氣飽和度超過100%時煤層氣就開始產出。本次實驗未進行不同溫度的測試，無法按照不同溫度的數據序列進行回歸，因此簡化以23℃和80℃兩個溫度點的線形關系來估算飽和度100%時的溫度(與按溫度序列測試的結果相比會有一定誤差)。

根據溫度與含氣飽和度的交匯分析，兩者的對應關系為：

Sg=1.4824T+45.905

(3)

其中：

Sg：含氣飽和度，%；

T：儲層溫度，℃。

根據上述關系，含氣飽和度100%對應的臨界解吸溫度為36.5℃。即本地區15號煤只要溫度超過36.5℃，在壓力不變的情況下煤層氣就可以解吸產出，從該數值來看，本地區的高溫吸附性能適合進行升溫解吸(圖4)。

圖4 H2V井高低溫吸附曲線分析圖

3.2 臨儲比和有效井控范圍

本井區15號煤的儲層壓力為2.32MPa，儲層溫度下的臨界解吸壓力為1.13MPa，臨儲比僅有0.39。在該條件下，即使單井壓降半徑達到設計的150m(井間距300m)，實際能夠解吸產氣的半徑也僅有58.63m，其余部分因壓力高于解吸壓力，雖然儲層壓力也下降了，但并未解吸產氣，屬于無效壓降區域，此時單井的有效供氣面積僅為壓降面積的1/6.5，單井控制的有效資源量僅為79.87×104m3，井區內的煤層氣資源難以被有效開發，采收率低。而本地區的低壓低滲儲層特征又造成儲層能量弱、滲流難度大，使泄流半徑無法進一步擴大，因此采用常規的排水降壓工藝對本地區進行煤層氣開發的難度非常大。

如果本地區的儲層整體溫度能夠從23℃上升至36.5℃，則對應的臨儲比上升為1.0，150m設計壓降半徑將全部為有效產氣半徑(圖5)，此時單井控制的有效資源量大幅度上升至522.81×104m3，是目前0.39臨儲比條件下的井控資源的6.5倍，產氣潛力可觀(表1)。

圖5 不同溫度/臨儲比控制的產氣半徑差異示意圖

表1 不同溫度下單井理想控制資源情況對比表

4 升溫解吸方案建議

4.1 升溫解吸的熱平衡計算

首先對單獨采用升溫解吸工藝進行煤層氣開發的經濟性進行熱平衡計算，根據本文實驗溫度，計算本地區一噸煤加熱到80℃所需要的熱值和該溫度下產出煤層氣的熱值，對兩者進行比較。

(1)熱需求計算

本地區15號煤為無煙煤，其熱容比為4.132kJ/(kg·K)，儲層溫度為23℃，封閉環境下噸煤一次加熱到80℃所需熱量為4.132×1000×(80-23)=235.6MJ。

(2)熱產出計算

根據高溫吸附參數，按照公式(3)可計算80℃時的飽和吸附氣量為7.66m3/t，即煤層溫度達到80℃時，噸煤最大可吸附煤層氣7.66nm3，而本井區15號煤的含氣量為10.15m3/t，因此噸煤可解吸產出2.49nm3。研究區煤層氣熱值約37.2MJ/Nm3，故噸煤溫度升溫至80℃時產出的熱值約2.49×37.2=92.6MJ。

根據80℃的熱平衡計算結果，熱產出明顯低于熱需求，而且本計算還沒有考慮升溫施工過程中的熱損耗和因地下煤層溫度擴散而產生的持續熱需求。因此，單獨采用升溫解吸工藝來進行本區煤層氣開發沒有經濟性。

4.2 升溫解吸的利用方式

盡管升溫解吸本身不具有獨立運作的經濟性，但其對于研究區這種低壓低滲低飽和度的煤層氣開發來說，可從如下角度考慮其使用意義：

(1)井底壓降的擴展需要有一定的滲透率，但熱傳導不需要滲透率，可通過煤基質本身直接傳導；

(2)升溫可以明顯提高臨儲比，使單井有效壓降比例大幅度提高，同步增加單井控制的資源量；

(3)升溫解吸可以將煤的基質收縮效應提前，對解吸壓力偏低的儲層能夠改善排采前期的排水降壓階段的儲層滲透率下降；

(4)在地層環境下，熱傳導的擴展速度會明顯低于井底壓降的擴展速度，升溫解吸的輔助作用主要在排采初期；

(5)煤層氣井井筒附近通常會有一定的污染，利用熱傳導和升溫解吸促進井筒附近的煤層解吸并發生基質收縮，可以在一定程度上起到解除近井筒污染的作用，后期遠井筒地帶的解吸產出主要依靠降壓解吸。

4.3 升溫輔助排采方案

根據研究區煤儲層的特征和升溫解吸的熱平衡規律，建議在研究區嘗試采用升溫解吸和降壓解吸相結合的煤層氣開采方案，具體如下：

(1)儲層加熱有單井井底加熱和井間熱驅加熱兩種方式，從經濟性和操作性等方面考慮，建議采用井底電加熱的方式，在排采管柱下部增加電加熱器，將溫度保持在不超過80℃～90℃。

(2)采用升溫與降壓綜合排采制度。排水降壓過程正常，加入溫度控制，開抽后首先逐漸加溫。

(3)初期在降壓的同時，控制溫度，使近井筒地帶的臨界解吸壓力始終低于井底流壓，并與之同步下降，以維持解吸產氣。

(4)因初期的升溫解吸產氣，煤層含氣量下降，對應的常溫飽和度也同步下降，因此常溫解吸壓力會低于1.13MPa。

圖6 升溫和降壓組合排采的壓力和溫度控制過程示意圖

5 結論

(1)本地區15號煤含氣飽和度偏低，不到70%，對煤層氣開發較為不利。但儲層溫度只要上升13.5℃，含氣飽和度即可達到100%，高溫吸附特征變化明顯。

(2)根據熱平衡計算，本地區單獨采用升溫解吸的方式來開發煤層氣沒有經濟性。

(3)針對本地區的煤儲層特點，建議采用升溫解吸加降壓解吸的組合工藝來開發煤層氣，在排采前期利用升溫進行輔助排采，提高含氣飽和度，提前解吸生產。

(4)升溫解吸和降壓解吸組合排采的核心控制原則，在降低井底流壓的同時，將儲層溫度提高適當的穩定，使煤層的臨界解吸壓力始終低于井底流壓，保持近井筒地帶煤層的持續解吸生產。