0 引 言
我国煤层气开发井的数量接近20 000口，但单井平均日产气量较低，仅为644 m3/d，远低于澳大利亚(3 196 m3/d)、加拿大(2 740 m3/d)、美国(2 371 m3/d)的单井平均日产气量[1]。目前我国煤层气商业化开发主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地，开发的煤层以常压及欠压煤层为主，对于超压煤层成因机理的研究较多，但超压煤层对煤层气排采的影响研究较少，相关排采控制的研究也较少。油气田开发中，对于超压的研究主要集中在超压的形成机制[2-4]、超压对油气成藏及开发的影响[5-7]等方面。油气藏超压的形成主要有欠压实作用、水热增压作用、构造挤压作用、烃类的生成等原因，在不同地质单元及地质时期形成超压的原因不同，对油气成藏及开发的影响主要表现在超压对于生烃、盖层封闭性能、煤层储集性能及油气运聚等方面的影响。油气储层埋深大，多以超压为主，低压储层相对较少，而煤层埋深相对较浅，形成的煤层既有欠压、常压煤层，也有超压煤层，且同一区块的不同煤层也存在欠压、常压、超压的区别。根据煤层自身的特征和所处的地区背景，将煤层分为：水动力封闭型、自封闭型、弱开启型及强开启型4种类型，前2种为超压煤层，后2种为欠压煤层[8]，煤层超压的成因机理包括生烃作用、水动力作用、构造作用、水热作用等[9]。
贵州西部地区煤层包括欠压、常压、超压煤层，以常压、超压为主，不同地区、不同煤层的压力系数差别较大[10-13]。黔西地区煤层发育，根据压力系数的变化规律，可以将多煤层划分为不同的含气系统[14-15]，不同含气系统的煤层合层排采会出现层间干扰，合层排采优先考虑同一含气系统的煤层进行排采。含气系统在一定程度上决定了含煤岩系的孔渗性，含煤岩系的孔渗性又决定了煤层的流体状态[16]，最终影响煤层内的流体产出情况。
笔者以贵州西部松河区块的超压煤层煤层气开发资料为依据，探讨超压煤层的识别方法及其对煤层气井排采控制的影响，分析研究区超压煤层临界解吸压力与埋深之间的关系，确定超压地层的临界解吸压力，对见套压之前的井底流压进行精细化控制，为超压煤层的临界解吸压力的预测及解吸压力前的排采控制提供参考。
1 研究区储层概况
研究区位于贵州西部，隶属于盘县井田。区块开发的煤层气资源主要赋存于龙潭组多个煤层及粉砂岩、细砂岩等含气层中，具有一定的煤系气合层开发价值。根据该区块参数井进行的含气量测试及取心进行的等温吸附试验结果可以看出，该区块主要目的煤层含气量、含气饱和度均较高(表1)，部分煤层超压、过饱和，含气饱和度达到180%，表明煤层中存在大量的游离气，排采过程中见套压较快，既有利于煤层气的开发及煤层气井获得高产，但又给煤层气开发造成了一定的技术难度。根据注入-压降试井结果，龙潭组煤系地层的储层压力梯度(图1)为1.05～1.35 MPa/hm，高于正常储层压力梯度，其中27号煤层超压最为显著。超压煤层的初始能量高，能够促使煤层气井在排采初期快速获得高产气量，同时也易引起排采过程中的压力快速波动，甚至出现上部煤层裸露，对煤层造成伤害。
图1 研究区龙潭组煤系储层压力及压力梯度变化
Fig.1 Changes of reservoir pressure and pressure gradient in Longtan Group Coal Formation in research area
表1 研究区主要煤层含气性及压力系数
Table 1 Gas content and pressure coefficient of main coal seams in the research area
2 煤层超压的识别及对排采控制的影响
2.1 煤层超压的识别
一般认为，在沉积物的运移、沉淀、压实、成岩的过程中，由于沉积物压实作用，地层中孔隙流体所承受的压力即地层压力。根据储层压力、埋深可以计算出储层压力梯度及压力系数，可以用来描述储层压力及储层类型，压力系数在0.9～1.1为正常压力储层，小于0.9为欠压储层，大于1.1为超压储层[10]。根据松河区块参数井注入-压降试井测试结果，该区块的煤层压力系数为1.05～1.35，属于正常-超压储层。
地层在沉降、压实的过程中，由于围岩应力、构造应力等作用力，沉积物中的原始孔隙逐渐被压实；随着上覆沉积物的厚度逐渐增加及构造运动的作用，先期形成的岩层深度逐渐增加，导致岩层孔隙的有效应力逐渐增加，孔隙被进一步压实。因此，地层孔隙度随着深度的增加逐渐呈下降的趋势，且浅部岩层的孔隙压实较显著，孔隙度随深度的增加下降较快(图2a)。根据静水压力的计算模型可以看出，地层的静水压力随着地层深度的增加呈线性增加的趋势，根据煤层所处位置的深度及储层压力，可以反映储层类型(图2b)，识别煤层是否为超压储层。
图2 孔隙度和压力随深度变化关系示意
Fig.2 Change of porosity and pressure with depth
2.2 超压煤层对排采控制的影响
2.2.1 超压煤层对套压及井底流压的影响
根据我国煤层异常压力的成因分析[8]，异常高压主要是由于封闭造成的，包括水动力封闭和储层自身封闭，导致在成煤过程中产生的甲烷大量聚集在煤层中，造成煤层超压过饱和。在排采过程中，当井筒内的液柱压力低于煤层内的气体压力时，煤层中的游离气就会在压差的作用下流向井筒，套压随之迅速升高，引起油套环空内的液柱高度迅速下降，导致上部压裂段的煤层裸露。随着排采继续，套压下降、液柱回升及流压回升，煤层中游离气由于流压的上升向井筒产出的量逐渐减少。煤层气井继续排采，气体产出后，套压下降、液柱回升，当井筒内的液柱压力低于气体压力时，游离气再次迅速向井筒运移，再次出现套压迅速上升、流压快速下降、煤层裸露的情况。因此，超压过饱和煤层气井在排采过程中会出现套压快速“上升-下降”的循环过程，煤层也会出现“裸露-淹没”的循环过程，井底流压波动较大、较频繁，由于煤层中的流体产出不稳定，对煤层的伤害较大。
根据研究区的储层资料及压裂资料，该煤层气井存在超压过饱和煤层。结合煤层气井的实际生产数据可以发现，当煤层中存在超压煤层，煤层气井的井底流压和套压出现波动，而且波动频繁。煤层气井排采过程中的压力波动如图3所示。
图3 煤层气井压力波动曲线
Fig.3 Pressure fluctuation curves of coalbed methane well
2.2.2 超压煤层对产气量及产水量的影响
超压过饱和煤层气井在排采过程中，套压频繁波动，导致煤层气井的产气量也频繁波动，产气不稳定。煤层的裂隙通道在短时间内是相对稳定的，当套压上升、产气量较大时，煤层的气相渗透率相对较高，则水相渗透率会降低，在井筒周围形成液相低渗区域，降低了煤层的产水量。井筒周围的液相低渗区域对后期的产水量造成影响，当水相渗透率回升时，煤层的产水量难以回升到形成液相低渗区域之前时的产水量。当套压下降、产气量较小时，煤层的气相渗透率相对较低，则水相渗透率会升高，煤层的产水量会逐渐回升，即波动过程中的产水、产气出现相反的变化趋势，相对渗透率的变化趋势相反[17-19]，如图4所示。因此，超压过饱和煤层气井在排采过程中会出现产气量及产水量的波动，引起煤层水的不稳定产出，影响煤层中的压力连续稳定传播，延缓煤层气井水压、气压压降漏斗半径的扩大，最终的压降漏斗半径较小。
Krw—水相相对渗透率；Krg—气相相对渗透率
图4 气相/水相相对渗透率变化示意
Fig.4 Gas/water relative permeability change
3 超压煤层解吸压力模型及应用
3.1 临界解吸压力的数学模型
煤层气井通过地面抽吸、扩大生产压差，促进煤层产水及煤层降压，达到煤层压力低于临界解吸压力的目的，最终实现煤层连续稳定产气。笔者通过对松河井组超压地层煤层气井的排采持续进行跟踪，分析煤层临界解吸压力与含气量、储层压力、兰氏体积、兰氏压力、埋深等因素之间的相互关系，发现临界解吸压力与埋深之间的拟合度较高(图5)，煤层临界解吸压力受埋深的影响较大，据此建立了超压煤层临界解吸压力的数学模型。
图5 1号煤层临界解吸压力拟合曲线
Fig.5 Critical desorption pressure fitting curve of No.1 coal seam
根据拟合曲线可以看出，该区块1号煤层临界解吸压力与埋深之间的拟合度较高，其R2=0.999 81，拟合关系式为Pcd=0.004 35H+1.311 46。其中：Pcd为煤层临界解吸压力，MPa；H为煤层顶部垂深，m。
3.2 现场应用及效果评价
根据黔西某井组1号煤层临界解吸压力的数学模型，2017年12月在该区块优选1号煤层进行压裂施工，通过排采验证临界解吸压力模型的合理性。压裂施工的1号煤层埋深为508.34 m，压力系数为1.14，储层压力为5.795 MPa。根据拟合曲线，计算的1号煤层临界解吸压力为3.5 MPa。2017年12月5日，对该井1号煤层进行压裂施工作业，2017年12月24日开抽，排采56 d后，煤层解吸，出现套压，见套压时井底流压为3.803 MPa(图6)，临界解吸压力的预测值(3.5 MPa)与实际值(3.803 MPa)之间的误差不超过8%，拟合关系的预测可靠性较好，对该区块1号煤层见套压前的排采控制指导意义较高。
图6 1号煤层排采曲线
Fig.6 Drainage curves of No.1 coal seam
根据该井排采过程中的产水、产气、流压3个要素，可以将其排采划分为3个阶段：
1)第1阶段：煤层气井开抽，地层、井筒内的压裂液由静态封闭状态转向动态半封闭状态，随着开抽冲次提升，产水量逐渐上升并趋于稳定。在此过程中，煤层气井筒附近的储层压力下降明显，属于应力敏感地带，井底流压快速下降会造成煤层渗透率伤害，煤层总产水量下降。该井根据压裂效果及煤层地质特征，在排采初期，将井底流压降幅控制在0.03 MPa/d以内，根据临界解吸压力函数模型计算的解吸压力为3.5 MPa，当井底流压降低至4 MPa时，逐渐降低井底流压降幅，将井底流压降幅控制在0.02 MPa/d以内。通过对见套压前的井底流压进行精细化控制，促使压裂液快速返排，返排率达到37.1%，见套压前压裂液返排率超过30%，有效降低了单相产水阶段压裂液侵入煤层造成的渗透率伤害，排采效果控制较好[20-21]。
2)第2阶段：井底流压降低至煤层的临界解吸压力之后，煤层解吸产气，套压快速上升，此时煤层在气体产出的作用下，产水受到抑制，煤层产水迅速降低，当产气稳定后，产气对产水的抑制作用逐渐稳定，产水也趋于稳定状态。此过程中，合理控制流压变化，优先产水，提高压裂液返排率，降低压裂液侵入对煤层基质孔隙的伤害。通过控制高套压，抑制煤层的解吸气量，实现优先产水的目的，在该阶段的排采控制过程中，套压控制在2 MPa以上，流压降幅控制在0.01 MPa/d左右，稳定套压、降低液面，优先产水，有效提高了煤层压裂液的返排率。
3)第3阶段：井底流压及液面降低到一定程度后，由于解吸范围及生产压差的作用，产气量逐渐提高。在此过程中，由于较高的套压及液面下降的影响，导致气体侵入泵筒的可能性逐渐增加，导致井筒泵效降低。通过控制井底流压降幅、稳定液面，降低套压，减少气体侵入对泵效的影响，促进井筒、地层内的水高效产出，提高压裂液返排率，扩大煤层的压降漏斗半径。
根据该井的排采曲线可以看出，利用解吸压力模型指导煤层气井见套压前的排采控制，取得了较好的效果。压裂液返排率达到50%，有效降低了压裂液在煤层的侵入时间，减少压裂液侵入对煤层基质孔隙的伤害。
该井当前井底流压2.7 MPa，当前井底流压降幅控制在0.015～0.020 MPa/d，产气呈逐渐上升趋势。根据当前井底流压降幅及前期排采数据，拟合稳定降流压过程的井底流压与日产气量之间的关系(图7)，计算该井的井底流压降低至0.5 MPa(套压0.3 MPa，液面20 m)时的日产气量。
图7 1号煤层产气拟合曲线
Fig.7 Gas production fitting curve of No.1 coal seam
从该井稳定降流压阶段的产气变化拟合曲线可以看出，随着井底流压的稳定下降，产气量稳定上升，拟合关系式为Qg=1 749.16-459.67 Pw，其中：Qg为日产气量，m3/d；Pw为井底流压，MPa。根据拟合关系式可以看出，当井底流压降低至0.5 MPa(套压0.3 MPa，液面20 m)时，该井产气量可提升至1 519 m3/d。煤层气井在排采过程中，随着排采的继续，生产压差及压降漏斗的逐渐扩大，在解吸范围内储层压力呈“上凸型-直线型-下凹型”(图8)的变化过程，煤层的有效解吸半径逐步接近煤层的最大启动压力半径，产气量一般会呈现出类似指数型的上升趋势。因此，当井底流压降低至0.5 MPa时，产气量可超过线性拟合关系计算的1 519 m3/d，产气量越高，越有利于煤层气开发成本的回收。
图8 储层压力呈“上凸型-直线型-下凹型”变化示意
Fig.8 The variation diagram of reservoir pressure is shown as “upper convex - linear - lower concave”
4 结 论
1)超压煤层煤层气井在排采过程中会出现流压、套压频繁快速波动，液面呈“下降-上升”的循环过程，煤层出现“裸露-淹没”的循环过程，井底流压波动较大较频繁，煤层发生贾敏效应的可能性较高，对煤层的伤害较大。
2)超压煤层能量较高，煤层气井在排采的过程中会出现水、气的非连续产出，影响煤层中的压力连续稳定传播，延缓煤层气井水压、气压压降漏斗半径的扩大，最终的压降漏斗半径较小。
3)根据超压煤层解吸压力模型，对贵州松河区块压裂井的1号煤层的排采控制进行指导，对见套压前的井底流压进行精细化控制，煤层流体连续稳定产出，见套压前的压裂液返排率达到37.1%，降低了压裂液侵入对煤层基质渗透率的伤害。
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