高煤階煤層氣井不同排采階段滲透率動(dòng)態(tài)變化特征與控制機(jī)理

孟艷軍，湯達(dá)禎，李治平，許　浩，陶　樹，李　松

（中國地質(zhì)大學(xué)（北京）煤層氣國家工程中心煤層實(shí)驗(yàn)室，北京100083）

高煤階煤層氣井不同排采階段滲透率動(dòng)態(tài)變化特征與控制機(jī)理

孟艷軍，湯達(dá)禎，李治平，許浩，陶樹，李松

（中國地質(zhì)大學(xué)（北京）煤層氣國家工程中心煤層實(shí)驗(yàn)室，北京100083）

煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化規(guī)律是煤層氣開發(fā)地質(zhì)領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)之一。根據(jù)無因次產(chǎn)量分析方法，基于沁南地區(qū)15口高煤階煤層氣井排采數(shù)據(jù)，采用無因次產(chǎn)氣率指標(biāo)，將排采階段定量劃分為排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段、穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和衰減階段；引用物質(zhì)平衡方法，利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)，計(jì)算并分析了各井不同排采階段滲透率變化值。從滲透率變化趨勢(shì)、主導(dǎo)機(jī)制、體系能量、相態(tài)構(gòu)成和產(chǎn)能動(dòng)態(tài)5個(gè)方面，闡釋了高煤階煤層氣井不同排采階段煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化特征與控制機(jī)理。研究結(jié)果表明，在高煤階煤層氣井排采過程中，煤層滲透率呈現(xiàn)降低—恢復(fù)—升高的特征；有效應(yīng)力效應(yīng)和基質(zhì)收縮效應(yīng)直接控制了煤層滲透率的變化特征；吸附與解吸特征從根本上控制了基質(zhì)收縮效應(yīng)的作用時(shí)間與強(qiáng)度。

排采階段動(dòng)態(tài)變化滲透率煤層氣高煤階控制機(jī)理

目前中國沁南地區(qū)高煤階煤層氣田已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)，煤層氣開發(fā)地質(zhì)研究已成為研究熱點(diǎn)之一［1-4］。高煤階煤層不同排采階段煤層滲透率變化特征的實(shí)時(shí)定量預(yù)測(cè)研究對(duì)中國高煤階煤層氣田的開發(fā)部署、排采管理和產(chǎn)能預(yù)測(cè)等方面具有重要意義。在煤層滲透率變化研究方面，中外分別針對(duì)不同煤階煤層開展了大量理論模型計(jì)算和實(shí)驗(yàn)?zāi)M研究［5-9］。而針對(duì)最具指導(dǎo)意義的高煤階煤層氣井實(shí)際排采過程中不同階段煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化值實(shí)時(shí)監(jiān)控與預(yù)測(cè)研究尚未取得突破，煤層氣井排采階段的劃分方案和界定原則也存在爭(zhēng)議。為此，筆者采用無因次產(chǎn)量分析方法，定量劃分了高煤階煤層氣井排采階段；采用物質(zhì)平衡方法，基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)，定量計(jì)算了煤層氣井不同排采階段煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化值；從滲透率變化趨勢(shì)、主導(dǎo)機(jī)制、體系能量、相態(tài)變化和產(chǎn)能動(dòng)態(tài)5個(gè)方面，系統(tǒng)總結(jié)了煤層氣井不同排采階段煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化規(guī)律與控制機(jī)理。

1　排采階段劃分

以往煤層氣井排采階段劃分方案主要有2種：①基于相態(tài)變化特征的4段劃分方案——飽和單相水流、非飽和單相水流、氣水兩相流和單相氣流階段［10］；②基于現(xiàn)場(chǎng)排采井底流壓、解吸壓力、地層壓力控制的劃分方案——排水段、憋壓段、控壓段、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)段和衰竭段［11-12］。前者理論上比較科學(xué)，但實(shí)際生產(chǎn)中非飽和單相水流與單相氣流階段很難界定；后者基于生產(chǎn)實(shí)踐，劃分精細(xì)，但理論基礎(chǔ)較弱，且受排采因素影響大，不利于廣泛推廣。煤層氣井通常呈現(xiàn)不產(chǎn)氣—開始產(chǎn)氣—產(chǎn)氣上升—產(chǎn)氣高峰—產(chǎn)氣遞減—衰竭的典型產(chǎn)氣特征?；诋a(chǎn)氣狀態(tài)劃分排采階段，理論上可行，實(shí)踐中可根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)確定階段節(jié)點(diǎn)，且具有較好的普適性。為此，筆者基于產(chǎn)氣狀態(tài)，提出新的4段劃分方案，即排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段、穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和衰減階段。劃分方案確定后，如何界定劃分排采階段節(jié)點(diǎn)十分重要。對(duì)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行無因次處理，以避免量綱對(duì)數(shù)據(jù)分析對(duì)比的影響，因而被廣泛應(yīng)用于常規(guī)油氣和煤層氣產(chǎn)能分析研究中［13-16］。為此，筆者采用無因次產(chǎn)量分析法，對(duì)煤層氣井排采階段節(jié)點(diǎn)進(jìn)行了界定；界定參數(shù)為無因次產(chǎn)氣率，其實(shí)質(zhì)是表征排采過程中產(chǎn)氣量與產(chǎn)水量相對(duì)數(shù)量關(guān)系的變化情況。

1.1無因次產(chǎn)氣量及無因次產(chǎn)水量

定義無因次產(chǎn)氣量為產(chǎn)氣量與最大產(chǎn)氣量的比值，即

式中：NgD為無因次產(chǎn)氣量；qg為氣井產(chǎn)氣量，m3/d。

同理，定義無因次產(chǎn)水量為產(chǎn)水量與最大產(chǎn)水量的比值，即

式中：NwD為無因次產(chǎn)水量；qw為氣井產(chǎn)水量，m3/d。

經(jīng)過無因次處理，可將產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量變化限定在一定區(qū)間內(nèi)，即NgD，NwD∈［0，1］。對(duì)于排采時(shí)間較長的井，最大產(chǎn)氣量和最大產(chǎn)水量采用排采數(shù)據(jù)中的最大產(chǎn)氣量和最大產(chǎn)水量；對(duì)于排采時(shí)間很短的井，可以采用地質(zhì)和工程條件相似的臨近井的最大產(chǎn)氣量和最大產(chǎn)水量作為參考。

1.2無因次產(chǎn)氣率

將無因次產(chǎn)氣率定義為無因次產(chǎn)氣量與無因次產(chǎn)氣量和無因次產(chǎn)水量之和的比值，即

式中：ηgD為無因次產(chǎn)氣率。

1.3劃分方案

從沁南地區(qū)某煤層氣區(qū)塊煤層氣井中篩選出15口穩(wěn)定且連續(xù)排采的煤層氣井進(jìn)行排采階段劃分研究。這15口煤層氣井的基本生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表1所示。其中N1—N10井生產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較短，為336～771 d；N11—N15井生產(chǎn)時(shí)間較長，為1 749～1 910 d；N4，N5，N6，N8，N9，N14和N15均為高產(chǎn)井。

表1　沁南地區(qū)15口煤層氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Table1　Production data of15CBM wells in southern QinshuiBasin

將15口井的產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行無因次處理，得到各井的無因次產(chǎn)氣量、無因次產(chǎn)水量和無因次產(chǎn)氣率；再根據(jù)無因次產(chǎn)氣率劃分各煤層氣井排采階段。由表2可知，15口井均經(jīng)歷了排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，僅有N1，N8和N9及N11—N15等8口井經(jīng)歷了衰減階段。分析15口井不同階段的無因次產(chǎn)氣率（表2）可知：煤層氣井排水階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.107～0.426，該值主要與初始產(chǎn)氣量與最大產(chǎn)氣量的比值有關(guān)，通常高產(chǎn)井的無因次產(chǎn)氣率小于低產(chǎn)井的無因次產(chǎn)氣率；不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.547～0.683；穩(wěn)定產(chǎn)氣階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.713～0.909。

表2　沁南地區(qū)15口煤層氣井各階段無因次產(chǎn)氣率Table2　Dimensionlessgas deliverability data of15CBM wells atdifferentstages in southern QinshuiBasin

2　不同排采階段滲透率

煤層滲透率隨著煤層氣井排水降壓開發(fā)的進(jìn)行會(huì)時(shí)刻發(fā)生變化，關(guān)系到煤層氣滲流通道、煤層氣井產(chǎn)量及后期煤層氣開發(fā)方案調(diào)整等，因此掌握不同排采階段煤層滲透率變化特征十分重要。而目前煤層氣井幾乎不進(jìn)行中途產(chǎn)能試井，無法直接獲得排采過程中的煤層滲透率。物質(zhì)平衡方法是油氣藏工程研究領(lǐng)域常用的動(dòng)態(tài)分析方法之一。該方法基于物質(zhì)守恒原理，即壓力下降時(shí)儲(chǔ)層地層流體體積變化量與換算到地下狀態(tài)的地面產(chǎn)出體積是相當(dāng)?shù)?。因此，可以利用煤層氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量和相關(guān)煤層與流體物性參數(shù)，計(jì)算得到開發(fā)過程中儲(chǔ)層壓力和滲透率變化值。筆者采用煤層氣藏物質(zhì)平衡方法［17-18］，基于實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，綜合考慮有效應(yīng)力效應(yīng)和基質(zhì)收縮效應(yīng)，計(jì)算了沁南地區(qū)高煤階煤層氣井不同排采階段的滲透率。由計(jì)算結(jié)果（表3）可以看出：①排水階段，各井滲透率均降低，滲透率變化率（DK）為-0.92%～-0.11%，平均為-0.56%；單位壓降滲透率變化率（DKp）為-8.68～-4.30%/MPa，平均為-7.82%/MPa。②不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，滲透率變化率為-20.18%～-0.41%，平均為-8.53%；單位壓降滲透率變化率為-8.43～-4.00%/ MPa，平均為-6.94%/MPa；該階段雖有氣體解吸產(chǎn)出，但是煤層滲透率下降幅度依然比較大。③穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，滲透率變化率為-5.53%～-0.15%，平均為-2.73%；單位壓降滲透率變化率為-8.43～-1.46%/ MPa，平均為-5.13%/MPa。④衰減階段，N11—N15 這5口井的生產(chǎn)時(shí)間較長，有較完整的衰減階段，N1，N8和N9井衰減階段排采時(shí)間很短，其余井均未進(jìn)入衰減階段。N11—N13井由于在衰減階段采取了增產(chǎn)措施，所以這3口井的衰減階段特征變化不明顯。而N14和N15這2口高產(chǎn)井均有較長的遞減階段，滲透率在此階段不但沒有下降，反而分別增加0.78%和0.45%；單位壓降滲透率變化率分別提高至2.53和1.15%/MPa。

綜合15口井計(jì)算結(jié)果（表3）來看，高煤階煤層氣井排采過程中，排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，滲透率均降低，其中不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段滲透率變化率最大，滲透率降低幅度最大；排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段、穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和衰減階段，單位壓降滲透率變化率逐漸減小，單位壓降滲透率降低幅度逐漸減小，其中排水階段單位壓降滲透率降低幅度最大；隨著排采的進(jìn)行，滲透率降低狀況會(huì)逐漸得以恢復(fù)，到衰減階段早期煤層滲透率恢復(fù)到原始水平或得以提高。

表3　沁南地區(qū)15口煤層氣井不同排采階段滲透率Table3　Permeability data of fifteen CBM wellsatdifferent drainage and production stages in southern QinshuiBasin

3　滲透率階段動(dòng)態(tài)變化特征與控制機(jī)理

相對(duì)于中、低煤階煤層，高煤階煤層具有含氣量高、抗壓強(qiáng)度高和基質(zhì)收縮能力強(qiáng)等特點(diǎn)［19-23］，因此高煤階煤層氣井滲透率更易呈現(xiàn)“先降低、再恢復(fù)、后升高”的特征。以往的研究雖然指出有效應(yīng)力和基質(zhì)收縮效應(yīng)會(huì)導(dǎo)致煤層滲透率產(chǎn)生先降后升的現(xiàn)象［3-8］，但缺少生產(chǎn)數(shù)據(jù)的驗(yàn)證和對(duì)控制機(jī)理的系統(tǒng)研究。筆者基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了高煤階煤層氣井滲透率動(dòng)態(tài)變化特征，并從滲透率變化趨勢(shì)、主導(dǎo)機(jī)制、體系能量、相態(tài)構(gòu)成和產(chǎn)能動(dòng)態(tài)5個(gè)方面對(duì)高煤階煤層氣井滲透率階段動(dòng)態(tài)變化特征與控制機(jī)理進(jìn)行了系統(tǒng)闡釋與總結(jié)（圖1，表4）。

煤層氣井生產(chǎn)過程中，相態(tài)構(gòu)成會(huì)由單相水流逐漸過渡為氣水兩相流和單相氣流，產(chǎn)水量逐漸降低，產(chǎn)氣量經(jīng)歷“見氣—上升—穩(wěn)定—下降”的過程；隨著累積產(chǎn)氣量的不斷增大，基質(zhì)收縮效應(yīng)引發(fā)的滲透率增加作用會(huì)越來越強(qiáng)，因此排水階段單位壓降滲透率降低幅度最大，隨后各階段單位壓降滲透率降低幅度逐漸減小或得以改善。不同排采階段的排采時(shí)間、產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量不同，導(dǎo)致不同階段滲透率變化率不同。通常不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，產(chǎn)水量較大，產(chǎn)氣量較低，且排采時(shí)間明顯長于排水階段，這就是不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段滲透率降低幅度最大的主要原因。不同產(chǎn)能類型的煤層氣井滲透率變化特征也存在差異；相同排采時(shí)間條件下，高產(chǎn)井引發(fā)的基質(zhì)收縮效應(yīng)強(qiáng)度更高，因此高產(chǎn)井滲透率恢復(fù)和改善效果更好。

有效應(yīng)力效應(yīng)和基質(zhì)收縮效應(yīng)是煤層氣開發(fā)過程中煤層滲透率變化的主導(dǎo)機(jī)制；不同排采階段中2種效應(yīng)的作用時(shí)間和強(qiáng)度是煤層滲透率變化的直接原因；基質(zhì)收縮效應(yīng)直接控制了煤層滲透率的恢復(fù)能力，而吸附與解吸特征通過煤層氣解吸效率變化控制了基質(zhì)收縮效應(yīng)的作用時(shí)間與強(qiáng)度［19］；相態(tài)構(gòu)成為煤層滲透率階段劃分提供了初步依據(jù)；產(chǎn)能動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)為不同階段滲透率計(jì)算提供了基礎(chǔ)。

圖1　高煤階煤層氣井滲透率變化控制因素示意Fig.1　Diagrammatic sketch of control factorsofdynamic variation ofpermeability in high-rank CBM wells

表4　高煤階煤層氣井滲透率變化階段及各階段總體特征對(duì)比Table4　Dynamic variation stagesand characteristicsof permeability in high-rank CBM wellsatdifferentstages

4　結(jié)論

沁南地區(qū)15口高煤階煤層氣井排采階段無因次產(chǎn)量分析結(jié)果表明：排水階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.107～0.426，通常高產(chǎn)井的無因次產(chǎn)氣率小于低產(chǎn)井的無因次產(chǎn)氣率；不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.547～0.683；穩(wěn)定產(chǎn)氣階段結(jié)束時(shí)的無因次產(chǎn)氣率為0.713～0.909。

沁南地區(qū)高煤階煤層氣井滲透率計(jì)算結(jié)果表明：排水階段、不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段和穩(wěn)定產(chǎn)氣階段，滲透率均降低，其中不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段滲透率變化率最大，滲透率降低幅度最大；排水階段單位壓降滲透率變化率最大；隨著排采的進(jìn)行，滲透率降低現(xiàn)象會(huì)逐漸得以改善，到衰減階段早期煤層滲透率恢復(fù)到原始水平或得以提高。煤層滲透率階段變化特征與氣井產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量及穩(wěn)定程度密切相關(guān)。

有效應(yīng)力和基質(zhì)收縮效應(yīng)的作用時(shí)間和強(qiáng)度直接控制了煤層滲透率的變化特征。吸附與解吸特征從體系能量角度控制了基質(zhì)收縮效應(yīng)的作用時(shí)間與強(qiáng)度。相態(tài)構(gòu)成為煤層滲透率階段劃分提供了初步依據(jù)，也表征了氣相有效滲透率的變化。產(chǎn)能動(dòng)態(tài)反映了各階段煤層氣井產(chǎn)能特征；同時(shí)通過產(chǎn)能動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)可以反算滲透率變化值，進(jìn)而進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測(cè)。

基于實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化特征研究，能夠有效解決排采過程中煤層滲透率變化情況實(shí)時(shí)監(jiān)控與預(yù)測(cè)的難題；相關(guān)計(jì)算方法與理論成果也可以用于高煤階煤層氣井開發(fā)部署、排采管理和產(chǎn)能預(yù)測(cè)等方面。

［1］ 秦勇，湯達(dá)禎，劉大錳，等.煤層開發(fā)動(dòng)態(tài)地質(zhì)評(píng)價(jià)理論與技術(shù)進(jìn)展［J］.煤炭科學(xué)技術(shù)，2014，42（1）：80-88. Qin Yong，Tang Dazhen，Liu Dameng，et al.Geological evaluation theory and technology progress of coal reservoir dynamics during coalbed methane drainage［J］.Coal Science and Technology，2014，42（1）：80-88.

［2］ 左銀卿，張學(xué)英，周叡，等.沁南地區(qū)高煤階煤層水敏效應(yīng)及其控制因素［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（5）：107-110. Zuo Yinqing，Zhang Xueying，Zhou Rui，et al.Water sensitivity and its controlling factors on high-rank coal reservoirs in southern Qinshui basin［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2014，21（5）：107-110.

［3］ 任閩燕，姜漢橋，李愛山，等.非常規(guī)天然氣增產(chǎn)改造技術(shù)研究進(jìn)展及其發(fā)展方向［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2013，20（2）：103-107. Ren Minyan，Jiang Hanqiao，Li Aishan，et al.Review on study progress of unconventional gas stimulation technology［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2013，20（2）：103-107.

［4］ Tao Shu，Wang Yanbin，Tang Dazhen，et al.Dynamic variation effects of coal permeability during the coalbed methane development process in the Qinshui Basin，China［J］.International JournalofCoalGeology，2012，93：16-22.

［5］ Shi JQ，Durucan S.A model for changes in coalbed permeability during primary and enhanced methane recovery［J］.SPE Reservoir Evaluation&Engineering，2005，8（4）：291-299.

［6］ Palmer I.Permeability changes in coal：analyticalmodeling［J］.International JournalofCoalGeology，2009，77（1）：119-126.

［7］ Mazumder S，ScottM，Jiang J.Permeability increase in Bowen Basin coal as a result ofmatrix shrinkage during primary depletion ［J］.International JournalofCoalGeology，2012，96（1）：109-119.

［8］ 鄧澤，康永尚，劉洪林，等.開發(fā)過程中煤層滲透率動(dòng)態(tài)變化特征［J］.煤炭學(xué)報(bào)，2009，34（7）：947-951. Deng Ze，Kang Yongshang，Liu Honglin，et al.Dynamic variation character of coal bed methane reservoir permeability during depletion［J］.JournalofChina Coal Society，2009，34（7）：947-951.

［9］ 艾池，栗爽，李凈然，等.煤巖儲(chǔ)層滲透率動(dòng)態(tài)變化模型［J］.特種油氣藏，2013，20（1）：71-73. AiChi，LiShuang，Li Jingran，etal.Modelsofdynamic permeability variation of coal seam［J］.Special Oil&Gas Reservoirs，2013，20（1）：71-73.

［10］倪小明，蘇現(xiàn)波，張小東.煤層氣開發(fā)地質(zhì)學(xué)［M］.北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2010. Ni Xiaoming，Su Xianbo，Zhang Xiaodong.Coalbed methane developmentgeology［M］.Beijing：Chemical Industry Press，2010.

［11］秦義，李仰民，白建梅，等.沁水盆地南部高煤階煤層氣井排采工藝研究與實(shí)踐［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（11）：22-25. Qin Yi，Li Yangmin，Bai Jianmei，et al.Research and practice of technologies of CBM drainage and production in high-rank coal beds wells in the southern Qinshui Basin［J］.Natural Gas Industry，2011，31（11）：22-25.

［12］李夢(mèng)溪，王立龍，崔新瑞，等.沁水煤層氣田樊莊區(qū)塊直井產(chǎn)出特征及排采控制方法［J］.中國煤層氣，2011，8（1）：11-13. LiMengxi，Wang Lilong，Cui Xinrui，et al.Output characteristics of vertical wells and dewatering control method used in Fanzhuang block of Qinshui CBM field［J］.China Coalbed Methane，2011，8（1）：11-13.

［13］Clarkson C，Jordan C，GierhartR，etal.Production data analysisof coalbed-methanewells［J］.SPEReservoir Evaluation&Engineering，2008，11（2）：311-325.

［14］Aminian K，Ameri S.Predicting production performance of CBM reservoirs［J］.Journal of Natural Gas Science and Engineering，2009，1（1）：25-30.

［15］陳萬鋼，呂新東，衡勇，等.磨溪?dú)馓餁馑删畾獗茸兓卣骷皺C(jī)理［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（3）：92-94. Chen Wangang，LüXindong，Heng Yong，etal.Change characteristics of water/gas ratio and mechanism in recovery of both gas and water in Moxi gas field［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2014，21（3）：92-94.

［16］田煒，孫曉飛，張艷玉，等.無因次產(chǎn)氣圖版在樊莊煤層氣產(chǎn)能預(yù)測(cè)中的應(yīng)用［J］.煤田地質(zhì)與勘探，2012，40（4）：25-28. Tian Wei，Sun Xiaofei，Zhang Yanyu，et al.Type curves for coalbed methane production prediction in Fanzhuang［J］.Coal Geology&Exploration，2012，40（4）：25-28.

［17］KingGR.Material-balance techniques for coal-seam and Devonian shale gas reservoirswith limited water influx［J］.SPEReservoir Engineering，1993，8（1）：67-72.

［18］Lai F，LiZ，F(xiàn)u Y，etal.A drainage data-based calculationmethod for coalbed permeability［J］.Journal of Geophysics and Engineering，2013，10（6）：65-70.

［19］孟艷軍，湯達(dá)禎，許浩，等.煤層氣解吸階段劃分方法及其意義［J］.石油勘探與開發(fā)，2014，41（5）：612-617. Meng Yanjun，Tang Dazhen，Xu Hao，et al.Division of coalbed methane desorption stages and its significance［J］.Petroleum Exploration and Development，2014，41（5）：612-617.

［20］張振兵，邱小龍，袁月琴，等.沁水盆地寺河煤礦煤巖吸附甲烷規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究［J］.石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2014，36（5）：656-658. Zhang Zhenbing，Qiu Xiaolong，Yuan Yueqin，etal.Experimental study on methane adsorption of coal bed from Sihe Mine in Qinshui Basin［J］.Petroleum Geology&Experiment，2014，36（5）：656-658.

［21］宋占東，姜振學(xué)，張夢(mèng)瑜.準(zhǔn)噶爾盆地南緣異常天然氣地球化學(xué)特征及其成因［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（2）：66-70. Song Zhandong，Jiang Zhenxue，Zhang Mengyu.Origins and geochemical characteristics of unconventional natural gas in south margin of Junggar basin［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2014，21（2）：66-70.

［22］孟召平，田永東，李國富.煤層氣開發(fā)地質(zhì)學(xué)理論與方法［M］.北京：科學(xué)出版社，2010. Meng Zhaoping，Tian Yongdong，Li Guofu.Theory and method of coalbedmethane development geology［M］.Beijing：Science Press，2010.

［23］Balan HO，Gumrah F.Assessmentofshrinkage-swelling influences in coal seams using rank-dependent physical coal properties ［J］.International JournalofCoalGeology，2009，77（1）：203-213.

編輯常迎梅

Dynam ic variation characteristicsandmechanism of permeability in high-rank CBM wellsat different drainageand production stages

Meng Yanjun，Tang Dazhen，LiZhiping，Xu Hao，Tao Shu，LiSong
（TheCoalbed MeathaneReservoir Laboratory ofNational Engineering Center，China University of Geosciences（Beijing），Beijing City，100083，China）

Dynamic variation rule of coal reservoir permeability is one of themost important issues in developmentgeology field ofcoalbedmethane（CBM）.According to themethod ofdimensionlessproduction analysis，thewhole drainageand production process is divided into four stages aswater drainage，unstable gas production，stable gas production and gas production declinebased on drainageand production dataof fifteen high-rank CBM wells in southern QinshuiBasin.The coalpermeability variation value at different stageswere analyzed with production data bymaterial balancemethod.The dynamic variation value andmechanism of permeability in high-rank CBM wells at different drainage and production stages are interpreted in five aspects：permeability variation trend，leadingmechanism，systemic energy，phase composition and dynamic productivity.The study reveals that the coalbed permeability in high-rank CBM wells show the trend ofdecline-recovering-rising during produced process.Effective stress effect and matrix shrinkage effect directly control the dynamic variation characteristics of the coal reservoir permeability.Characteristics of adsorption（desorption）control the acting time and strength of thematrix shrinkage effect fundamentally.

drainage and production stages；dynamic variation；permeability；coalbed methane；high coal rank；control mechanism

TE332

A

1009-9603（2015）02-0066-06

2015-01-04。

孟艷軍（1987—），男，山西晉中人，在讀博士研究生，從事非常規(guī)油氣開發(fā)地質(zhì)方面的研究。聯(lián)系電話：13810421476，E-mail：mengyanjun15@126.com。

國家“973”計(jì)劃“高豐度煤層氣富集機(jī)制及提高開采效率基礎(chǔ)研究”（2009CB219604），國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“中高煤階煤層煤層氣產(chǎn)出的煤巖學(xué)控制機(jī)理研究——以沁南和韓城地區(qū)為例”（41272175），國家科技重大專項(xiàng)“煤層氣儲(chǔ)層工程與動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)技術(shù)”（2011ZX05034-001）。