我國高階煤煤層氣疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論基礎(chǔ)-以沁水盆地為例

朱慶忠

(中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062552)

我國高階煤煤層氣資源豐富，資源總量達(dá)30.05萬億m3，可采儲量12.5 萬億m3，目前高階煤煤層氣產(chǎn)量已占到我國煤層氣總產(chǎn)量的90%以上[1]。高階煤煤層氣資源的高效開發(fā)利用對于保障國家能源戰(zhàn)略安全，降低碳排放、實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)具有重要的現(xiàn)實意義。中國煤層氣產(chǎn)業(yè)的商業(yè)化起步于沁水盆地高階煤煤層氣的勘探開發(fā)，早期開發(fā)技術(shù)主要借鑒國外低階煤煤層氣開發(fā)技術(shù)，雖然在開發(fā)初期取得了部分成果，但隨后的規(guī)?；茝V卻嚴(yán)重受阻，低產(chǎn)區(qū)成片出現(xiàn)，開發(fā)效益受到空前挑戰(zhàn)，從而影響了國家煤層氣戰(zhàn)略規(guī)劃指標(biāo)的實現(xiàn)。目前煤層氣產(chǎn)業(yè)與技術(shù)總體呈現(xiàn)出勘探開發(fā)程度低、主體技術(shù)適應(yīng)性低、投資回報率低、發(fā)展規(guī)模小的“三低一小”的不足。客觀方面，我國煤層氣資源具有成煤條件多樣、成煤時期多、煤變質(zhì)作用疊加、構(gòu)造變動多樣等一系列特點，成藏條件復(fù)雜、氣藏類型多樣，含煤地層和不同煤層(甚至是同一煤層)縱、橫向非均質(zhì)性強，賦存條件的復(fù)雜性和開發(fā)難度顯著高于美國、加拿大等國外優(yōu)質(zhì)煤層氣儲層。主觀方面，一是煤層氣地質(zhì)基礎(chǔ)理論研究尚未有大的突破，不同時代、不同地區(qū)煤層氣地質(zhì)條件差異性研究不足；二是開發(fā)理論的頂層設(shè)計支撐不足，主體適用技術(shù)工藝不明確，開發(fā)方案執(zhí)行率低，導(dǎo)致后期需進(jìn)行低效井治理、剩余資源提速動用等，造成維護(hù)成本高。

中國石油華北油田分公司(以下簡稱華北油田)以問題為導(dǎo)向、以目標(biāo)為引領(lǐng)，認(rèn)真審視勘探開發(fā)中出現(xiàn)的問題，認(rèn)為制約煤層氣開發(fā)的核心問題主要有四個方面：一是煤層氣開發(fā)定位不完善；二是沒有認(rèn)識到工程技術(shù)的適應(yīng)性；三是沒有認(rèn)識到儲量的可開采性；四是排采過度謹(jǐn)慎但并不科學(xué)。認(rèn)真剖析四個核心問題均源于對煤層氣儲層原始?xì)馑x存、產(chǎn)出規(guī)律認(rèn)識不清，未形成與煤層氣儲層特征相匹配的高效開發(fā)理論。筆者以煤層氣賦存、運移和產(chǎn)出規(guī)律為基礎(chǔ)，充分考慮制約煤層氣高效開發(fā)的核心問題，結(jié)合煤儲層導(dǎo)流能力在開發(fā)過程中動態(tài)變化規(guī)律，系統(tǒng)闡述煤層氣疏導(dǎo)式開發(fā)理論及配套開發(fā)技術(shù)實踐效果，以期為我國煤層氣產(chǎn)業(yè)的高效發(fā)展起到積極的推進(jìn)作用。

1 煤層氣水賦存運移產(chǎn)出規(guī)律再認(rèn)識

傳統(tǒng)煤層氣賦存運移理論認(rèn)為，煤層氣主要以物理吸附方式賦存于煤儲層基質(zhì)孔隙中，在一定地層壓力和溫度條件下處于吸附動態(tài)平衡狀態(tài)；煤層氣地面開發(fā)通過抽排煤儲層及其上覆和下伏巖層中的地下水，降低煤層流體壓力，打破吸附動態(tài)平衡，使吸附態(tài)煤層氣大規(guī)模游離化，在壓力或濃度梯度下發(fā)生運移并產(chǎn)出。然而，沁水盆地高階煤煤層氣大量勘探和開發(fā)實踐表明，傳統(tǒng)的煤層氣賦存和運移產(chǎn)出規(guī)律并無法適用于所有煤層，筆者綜合前期大量基礎(chǔ)理論研究與礦場實踐驗證，進(jìn)一步細(xì)化闡述了原位條件下煤層氣和水的賦存狀態(tài)及多相流體的運移產(chǎn)出規(guī)律。

1.1 煤巖潤濕性特征

煤壁面潤濕性是影響氣水分布和流體運移產(chǎn)出的重要因素[2-3]。煤巖化學(xué)組成極為復(fù)雜，既包含親水性較強的含氧官能團(tuán)和無機質(zhì)，又包含大量疏水性較強的有機質(zhì)。傳統(tǒng)觀點認(rèn)為煤巖潤濕性取決于官能團(tuán)與無機質(zhì)的相對含量。中、低階煤含氧官能團(tuán)比例高、有機質(zhì)比例相對較低，因此大多表現(xiàn)為弱水濕或者水濕特征[4-5]；而高階煤在熱演化過程中含氧官能團(tuán)幾乎消失，有機質(zhì)發(fā)生縮聚反應(yīng)生成油鏈，因此通常表現(xiàn)為中性或者疏水特征[6]。

為進(jìn)一步明確沁水盆地高階煤潤濕性特征，筆者采用分子模擬[7]和懸滴實驗[8]開展了高壓條件下的煤-甲烷-水三相接觸角分析。分子模擬采用的煤分子結(jié)構(gòu)單元核心是縮合芳香環(huán)，主要構(gòu)成元素為碳(C)、氫(H)、氧(O)，同時含有少量氮(N)、硫(S)。結(jié)合沁水盆地鄭莊區(qū)塊煤樣元素分析結(jié)果，構(gòu)建了符合實際高階煤煤分子模型，分子式為C135H95NO9S。模擬結(jié)果表明(圖1)，對于沁水盆地高階煤而言，其壁面整體呈現(xiàn)出疏水特性，且疏水性隨著體系壓力增大而增大。與分子模擬相似，懸滴法高壓接觸角實驗測試結(jié)果也表明，沁水盆地高階煤的水相接觸角隨著氣水體系壓力增大而增大，但潤濕性并非一定疏水。

圖1 基于分子動力學(xué)的高階煤-甲烷-水接觸角模擬結(jié)果Fig.1 High-rank coal-methane-water contact angle and simulation results based on molecular dynamics

以山西寺河煤礦3 號煤為例(圖2)，當(dāng)氣水體系平衡壓力較小時，煤樣呈現(xiàn)出親水性，隨著體系壓力增大，水相接觸角逐漸增大，當(dāng)體系壓力大于7 MPa 時，水相接觸角大于90°，即煤樣潤濕性由親水轉(zhuǎn)變?yōu)槭杷?。分析認(rèn)為，分子模擬和懸滴實驗結(jié)果差異原因主要在于實驗煤樣孔隙和裂隙充填有高嶺石等強親水無機礦物，導(dǎo)致煤樣在低壓條件下呈現(xiàn)出親水性。盡管分子模擬和實驗測試結(jié)果存在一定的差異，但二者結(jié)果均表明沁水盆地高階煤的潤濕性受壓力影響顯著，因此，受潤濕性影響，不同原始地層壓力條件下的煤層氣水賦存和運移產(chǎn)出特征必然存在一定差異。

圖2 沁水盆地寺河礦3 號煤-甲烷-水接觸角懸滴法測試結(jié)果Fig.2 Test results of coal-methane-water contact angle suspension drop method of No.3 coal in Sihe Mine,Qinshui Basin

1.2 煤層氣水賦存特征

沁水盆地高階煤大量生氣期為印支期的深成熱演化期及燕山期的巖漿侵入期。由于燕山期大量生氣和構(gòu)造演化疊加作用，導(dǎo)致地層抬升，地層壓力降低，煤層中呈現(xiàn)出水驅(qū)氣的逸散模式。其后，喜馬拉雅期的構(gòu)造運動及活躍的水動力場條件導(dǎo)致煤儲層發(fā)生水洗作用，煤層氣的逸散模式主要為地層水的侵入攜帶模式。受復(fù)雜的構(gòu)造運動、煤巖多尺度孔隙結(jié)構(gòu)及孔隙壁面理化性質(zhì)的共同影響，煤儲層中氣水的賦存狀態(tài)必然呈現(xiàn)出多樣性。鑒于此，綜合采用分子尺度模擬與物理模擬實驗相結(jié)合的手段，進(jìn)一步探究不同煤層地質(zhì)條件下煤層氣和水的賦存狀態(tài)和規(guī)律。

1.2.1 煤層中氣水空間分布特征

如前文所述，煤儲層的化學(xué)組成、孔隙結(jié)構(gòu)和潤濕性特征極為復(fù)雜，如何闡明原位條件下煤層中的氣水空間分布特征一直是學(xué)術(shù)界和工業(yè)界的難題。鑒于此，提出了基于核磁共振與示蹤劑相結(jié)合的實驗手段，以闡明水相與氣相在不同類型孔隙中的空間分布特征。

核磁共振技術(shù)(NMR) 在煤儲層的物性測試中具有兩個獨特優(yōu)勢，一是核磁共振技術(shù)具有快速、無損等特點，二是煤儲層孔隙結(jié)構(gòu)在核磁共振T2 圖譜上表現(xiàn)特征不同，且核磁共振測試得到的T2 值與孔隙半徑具有正比關(guān)系，因此可以通過飽和不同流體(氣、水)條件下的T2 圖譜反映不同孔徑中氣水的分布[9]。基于NMR 技術(shù)，分別得到飽和水、飽和氣煤樣的核磁共振弛豫時間T2 圖譜(圖3)。

圖3 寺河礦煤樣飽和氣水核磁共振T2 圖譜Fig.3 Saturated gas-water NMR T2 atlas of coal samples in Sihe Mine

由圖3 可以看出，測試樣品T2 譜為三峰結(jié)構(gòu)，譜峰由左到右分別分布在0.01～1 ms、10～100 ms 及100～10 000 ms 三個區(qū)間。根據(jù)已有研究[10-11]，三峰結(jié)構(gòu)所處的弛豫時間區(qū)間換算為孔徑分布后分別對應(yīng)在1～100 nm、100 nm～10 μm 和10 μm 以上3個孔徑區(qū)間。根據(jù)測試樣品T2 圖譜的信號幅度形態(tài)可以看出，甲烷主要富集于1～100 nm 的孔隙中，少量賦存于100 nm～10 μm 孔裂隙中，10 μm 以上的裂隙中賦存量極少。水相在1 nm～10 μm 孔裂隙中的賦存量明顯低于甲烷，但在10 μm 以上的孔隙中賦存量明顯高于甲烷。

為進(jìn)一步探究水在不同孔隙中的分布狀況，提出了基于示蹤劑法的水相分布實驗方法。該方法的主要原理是利用碳酸鈉在水中的溶解度隨溫度降低而降低的特性，將高溫、高壓過飽和碳酸鈉溶液注入煤層孔隙中，在體系溫度逐漸降低的過程中，碳酸鈉晶體會析出并滯留在孔隙內(nèi)部，通過SEM 掃描圖像可直接觀測到碳酸鈉晶體在不同類型、不同尺度孔隙中的分布狀況(圖4)。

沁水盆地寺河礦3 號煤樣的實驗結(jié)果表明，碳酸鈉晶體大量富集于由高嶺石等親水性極強的無機礦物組成的孔隙中，受掃描電鏡觀測精度的限制，目前可以觀測到的最小無機礦物孔隙約為240 nm。筆者推斷，由于無機礦物的強親水性，孔隙尺寸越小，毛管力越大，水相滲吸作用越強，因此水相實際可以進(jìn)入的無機質(zhì)孔隙應(yīng)遠(yuǎn)小于SEM 掃描圖像觀測的范圍，這也與核磁共振實驗(圖3) 顯示的部分水相可賦存于1～100 nm孔隙中的結(jié)果相吻合。對于疏水性較強的有機質(zhì)孔隙，目前實驗可觀測到的水相能夠進(jìn)入的孔隙直徑下限約為720 nm，但受實驗時注入壓力、樣品選擇及觀測精度的限制，該下限值有待進(jìn)一步檢驗。由此可見，基質(zhì)孔隙中氣水分布受孔隙壁面潤濕性和孔隙尺度共同影響，氣相主要富集于有機質(zhì)疏水孔隙中，水相主要賦存于無機礦物組成的孔隙或充填有無機礦物的有機質(zhì)孔隙中。

1.2.2 吸附氣量與自由氣量定量分析

為進(jìn)一步定量化分析煤巖微孔中氣體賦存特征，筆者構(gòu)建了不同孔隙半徑的煤巖壁面狹縫模型(圖5a)，煤巖壁面分子構(gòu)型與前述潤濕性特征研究采用的構(gòu)型相同，采用分子動力學(xué)模擬方法[12-13]開展了不同壓力下甲烷在煤孔隙中賦存特征分析。分子模擬結(jié)果表明，甲烷在干燥煤樣中的賦存狀態(tài)包括自由態(tài)、吸附態(tài)和吸收態(tài)3 種(圖5b)，其中，自由態(tài)甲烷主要富集于距孔隙壁面約0.8 nm 以外的孔隙空間中，吸附態(tài)甲烷富集于煤巖壁面0.8 nm 以內(nèi)的作用范圍內(nèi)，吸收態(tài)是由于煤分子的強作用力被“吸收”至煤分子間隙中的不可動甲烷。根據(jù)不同賦存狀態(tài)的儲集空間位置，分類統(tǒng)計各種狀態(tài)的甲烷分子數(shù)量，統(tǒng)計結(jié)果表明吸附態(tài)和自由態(tài)是主要的賦存狀態(tài)，約占甲烷分子總量的98.5%以上，而吸收態(tài)占總含氣量的比例小于1.5%。此外，模擬結(jié)果還表明，與壁面光滑的碳納米管中的多層吸附不同，甲烷在煤巖分子孔隙壁面的吸附呈現(xiàn)出單層吸附特征，其主要原因是煤巖壁面粗糙度較高，導(dǎo)致壁面分子對甲烷的作用距離有限。

圖5 甲烷分子在煤基質(zhì)上的賦存狀態(tài)分子動力學(xué)模擬Fig.5 Molecular dynamics simulation of methane molecule occurrence on coal matrix

進(jìn)一步模擬不同體系壓力、不同孔徑條件下的吸附平衡過程，結(jié)果表明孔徑越大，自由態(tài)甲烷占含氣量的比例越高；對于小于5 nm 的孔隙，游離氣占比受壓力影響顯著，游離氣占比低于50%；對于大于5 nm 的孔隙，游離氣占比受壓力影響相對較小，但自由氣占總含氣量的比例超過60%(圖6)。

圖6 不同壓力、不同孔徑條件下游離氣占比Fig.6 Free gas fraction under different pressures and pore sizes

1.3 煤層氣水運移產(chǎn)出規(guī)律

傳統(tǒng)煤層氣排采理論重點強調(diào)煤層氣開發(fā)產(chǎn)出所經(jīng)歷的“解吸-擴散-滲流”過程[14]，但針對氣水兩相運移產(chǎn)出的兩個關(guān)鍵點尚不清楚，一是對于存在氣水相界面的微孔中的受限自由氣開始啟動運移產(chǎn)出[15]的界限不清，二是不同流速條件下復(fù)雜裂隙網(wǎng)絡(luò)中氣水兩相流動時“水鎖”效應(yīng)[16]不清。為此，筆者采用基于流體體積函數(shù)(Volume of Fluid，VOF) 的微觀流動模擬方法[17]開展了煤巖孔隙中氣水兩相流動模擬，以闡明微孔中氣相啟動和復(fù)雜裂隙網(wǎng)絡(luò)中氣水相互作用規(guī)律。

1.3.1 微孔中氣相啟動規(guī)律

考慮氣水共存的基質(zhì)單個微孔隙，將其等效為一端氣相被另一端水相封存的單根毛細(xì)管(圖7)，通過逐步降低水相端壓力的方式模擬實際排采過程中儲層降壓過程，觀測氣液相界面形態(tài)并計算相界面移動速度，當(dāng)相界面破裂消失、或移動速度大于零時認(rèn)為氣相可以運移產(chǎn)出。

圖7 煤層基質(zhì)微孔隙模型Fig.7 Coal seam matrix microporous model

由圖8 可以看出，當(dāng)微管內(nèi)氣水兩相間壓差小于毛管力時，在毛管力作用下，氣相被“鎖”在孔喉內(nèi)無法啟動，氣水界面穩(wěn)定(圖8a)；當(dāng)氣水兩相壓差逐漸增加至略高于毛管力后，氣水界面在外加壓差作用下逐漸變形并緩慢移動，當(dāng)運移微小距離后即停止運移，氣水界面在新的位置處重新達(dá)到平衡(圖8b)；當(dāng)兩端壓差顯著高于毛管力后，氣水界面啟動運移并逐漸坍塌，水相附著在壁面形成水膜或液滴，氣相成為連續(xù)相自微管中產(chǎn)出(圖8c)。由此可見，對于受毛管力封鎖的氣相而言，其啟動運移產(chǎn)出所需要的最小壓差需顯著高于毛管力。

圖8 不同壓差條件下氣水界面移動過程模擬Fig.8 Simulation of gas-water interface movement process under different pressures

考慮不同孔徑和接觸角組合條件，進(jìn)一步開展了大量VOF 數(shù)值模擬(圖9)。

圖9 不同接觸角條件下界面移動速度模擬結(jié)果Fig.9 Simulation results of interface movement velocity at different contact angles

通過分析界面移動速度，確定了氣相啟動所需的最小壓差(定義為臨界壓差)。通過多元非線性回歸，構(gòu)建了臨界壓差(Δp)與孔徑(r)和界面張力(σ)的經(jīng)驗關(guān)系式：

圖10 給出了氣水界面張力為72×10-3N/m 條件下不同孔隙半徑對應(yīng)的臨界壓差。由圖中可以看出，孔隙半徑越小，臨界壓差越大?？紫栋霃綖?00、50 和20 nm 對應(yīng)的臨界壓差分別為1.4、2.6 和6.8 MPa。

圖10 臨界壓差與孔隙半徑關(guān)系Fig.10 Relationship between critical pressure difference and pore radius

鄭莊區(qū)塊礦場統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，煤層氣井排采見氣壓力明顯低于臨界解吸壓力。例如，區(qū)塊北部處于沁水盆地向斜核部，評價井平均臨界解吸壓力約為12.6 MPa，而平均排采見氣壓力為4.5 MPa，見氣壓力低于解吸壓力約8.1 MPa；區(qū)塊西部，構(gòu)造抬升端平均臨界解吸壓力約為5.7 MPa，而平均排采見氣壓力僅為2.5 MPa，見氣壓力低于解吸壓力約3.2 MPa。由此可見，鄭莊區(qū)塊實際排采見氣壓力低于臨界解吸壓力，說明氣體解吸后需要進(jìn)一步克服一定的壓差方可啟動運移產(chǎn)出，且區(qū)塊向斜核部受應(yīng)力擠壓作用孔徑更小，所需的啟動壓差更大。以上礦場數(shù)據(jù)與本文計算的臨界壓差數(shù)據(jù)較為吻合，驗證了所提出的氣相啟動運移模式及臨界壓差經(jīng)驗公式的準(zhǔn)確性。

1.3.2 復(fù)雜裂隙網(wǎng)絡(luò)中水鎖規(guī)律

當(dāng)基質(zhì)中的甲烷啟動運移至裂隙網(wǎng)絡(luò)中后，將進(jìn)一步與水形成氣液兩相流。煤層氣井產(chǎn)氣過程中造成氣相滲流能力持續(xù)降低的主要原因為兩相流動過程中的水鎖效應(yīng)[16]，因此，通過探究裂隙網(wǎng)絡(luò)中的水鎖規(guī)律，制定合理的排采工作制度來降低水鎖效應(yīng)、提高氣相產(chǎn)出效率?？紤]不同潤濕性特征和不同流動速度開展氣水兩相流動模擬，結(jié)果表明：

(1) 水驅(qū)氣過程，疏水性裂隙(圖11a)水鎖效應(yīng)顯著高于親水性裂隙(圖11b)，其主要原因在于：親水條件下毛管力對于水相流動是驅(qū)動力，水相可在毛管力作用下發(fā)生滲吸效應(yīng)進(jìn)入更小孔裂隙并將其中的氣體驅(qū)替出來；而疏水條件下，毛管力是水相流動的阻力，水越易沿阻力較小的大裂隙竄流，導(dǎo)致較小尺度裂隙中的氣體難以運移產(chǎn)出，加劇水鎖效應(yīng)。而對氣驅(qū)水過程，親水性裂隙水鎖效應(yīng)更嚴(yán)重(圖12)。因此，排采過程應(yīng)考慮水鎖效應(yīng)，盡可能降低裂隙含水飽和度，防止反向滲吸，影響采收率。

圖11 不同潤濕性和流速條件下水驅(qū)氣過程對比Fig.11 Comparison of water-displacing-gas process at different wettability and flow rate

圖12 不同潤濕性條件下氣驅(qū)水過程對比Fig.12 Comparison of gas-drive-water process at different wettability

(2) 流動速度越大，水鎖程度越大(圖11b、圖11c)，其主要原因在于流速越大，驅(qū)替壓差遠(yuǎn)大于毛管力，水相可以更快地沿著大裂隙形成主流通道，從而鎖住非主流通道內(nèi)的更多氣體。

華北油田曾在2006 年采取了快速降低井底壓力加速煤層氣解吸的“敞開式”放氣排采方法，結(jié)果導(dǎo)致單井產(chǎn)氣量在快速達(dá)到高峰后出現(xiàn)大幅度遞減。其原因極有可能是生產(chǎn)壓差和流速過大導(dǎo)致的強烈水鎖大幅降低了氣相流動能力。由此可見，在實際煤層氣井排采過程中，需根據(jù)具體煤層的水鎖特征制定差異化的排采工作制度。對于親水能力強、水鎖程度相對較弱的儲層，可適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差，采取“快排”策略；而針對弱親水或疏水性煤層，則應(yīng)考慮適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差(或兩相流速)，從而降低水鎖效應(yīng)對氣體流動能力的影響。

2 疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論

2.1 理論內(nèi)涵

與常規(guī)砂巖儲層相比，煤儲層的孔隙-裂隙雙重孔隙系統(tǒng)結(jié)構(gòu)更為復(fù)雜，且煤層氣的賦存和運移受吸附、擴散、滲流等多機理共同控制。大量煤層氣開發(fā)工程實踐總結(jié)顯示，制約煤層氣解吸產(chǎn)出的因素眾多，傳統(tǒng)的“排水-降壓-解吸-產(chǎn)出”理論尚不足以支撐煤層氣大規(guī)模高效開發(fā)。鑒于此，充分考慮煤層和氣水賦存流動的固有特征，提出了疏導(dǎo)式開發(fā)理論，從“疏”和“導(dǎo)”兩個方面去詮釋煤層氣開發(fā)所遵循的基本規(guī)律，進(jìn)而為煤層氣地面開發(fā)提供科學(xué)指導(dǎo)。

“疏”主要是指充分利用煤儲層中原始孔-裂隙系統(tǒng)，并以此為基礎(chǔ)盡可能疏通煤儲層內(nèi)流體運移通道，改善流體運移條件，擴大壓降波及范圍，使更多煤層氣資源與煤層氣井建立有效聯(lián)系。而“導(dǎo)”主要是指充分利用煤儲層中有限且不高的儲層流體壓力，科學(xué)控制不同生產(chǎn)階段煤儲層壓力釋放，減少流體運移能量損失，主動引導(dǎo)煤層微孔中富集的自由態(tài)和吸附態(tài)煤層氣以最高效率方式產(chǎn)出，進(jìn)而實現(xiàn)煤層氣井產(chǎn)量和煤層氣開發(fā)效率的雙提升。

2.2 基本原則

2.2.1 疏通流動通道

按受壓裂改造影響程度不同，可將流體運移通道網(wǎng)絡(luò)劃分為3 類，即壓裂裂隙通道網(wǎng)絡(luò)(壓裂裂縫)、受壓裂改造影響的天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)(外生裂隙)、未受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)(內(nèi)生裂隙)(圖13)。不同類別裂隙彼此連接，相互貫通，構(gòu)建形成煤儲層中流體運移通道網(wǎng)絡(luò)。其各自空間尺度和發(fā)育特征，影響煤儲層內(nèi)流體的運移，對改造工程及生產(chǎn)作業(yè)要求都不盡相同。因此，在煤層氣開發(fā)過程中需科學(xué)協(xié)調(diào)不同裂隙通道網(wǎng)絡(luò)對煤層氣開發(fā)影響的差異，解決各類裂隙對改造工程及生產(chǎn)作業(yè)要求不一致的矛盾，以提高煤層氣井單井產(chǎn)量、實現(xiàn)煤層氣高效開發(fā)。

圖13 煤儲層中三級裂隙系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)Fig.13 Tertiary fracture system network in coal reservoir

1) 壓裂裂縫通道

由于壓裂裂縫內(nèi)鋪設(shè)有支撐劑，其導(dǎo)流能力和穩(wěn)定性都遠(yuǎn)強于其他兩類裂隙網(wǎng)絡(luò)，流體在其內(nèi)部主要受壓力梯度作用發(fā)生滲流運移。因此，人工壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)起到串聯(lián)煤儲層中離散分布的各類天然裂隙、縮短流體運移路徑、降低流體運移沿途能量損耗的重要作用。通常情況下，壓裂改造作業(yè)規(guī)模越大，壓裂裂縫通道網(wǎng)絡(luò)越發(fā)育，其疏通效果越好。

2) 受壓裂影響的天然裂隙通道

因受壓裂改造影響的天然裂隙通道延展長度和開度較原始狀態(tài)有明顯增加。受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)可擴大壓降波及范圍，使更多煤層氣資源與煤層氣井建立有效聯(lián)系。但因其內(nèi)部缺少支撐，此類裂隙極易受到內(nèi)外部條件變化影響，發(fā)生錯動和閉合，進(jìn)而喪失導(dǎo)流能力。但壓裂改造用液的侵入，會使受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)內(nèi)的流體壓力顯著抬升，增大排水降壓作業(yè)強度。在受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)外圍，部分區(qū)域壓裂液侵入程度低甚至不發(fā)生侵入，在壓裂改造過程中這一部分天然裂隙整體處于受壓狀態(tài)，導(dǎo)流能力不僅不會得到改善，反而可能形成“屏障”阻礙吸附煤層氣與煤層氣井建立有效聯(lián)系。因此，針對此類裂隙，需綜合評判煤層潤濕性及原位氣水賦存特征，在保障有效溝通次級裂隙的前提下，盡可能降低“屏障”阻礙作用對流體疏導(dǎo)產(chǎn)出的影響。

3) 天然裂隙通道

未受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)主要由宏觀天然裂隙和顯微天然裂隙組成。它們直接或者間接與煤層氣吸附賦存空間相連，是煤層氣解吸后運移進(jìn)入流體運移通道網(wǎng)絡(luò)的第一環(huán)。天然裂隙通道延展長度、開度及相互連通性遠(yuǎn)不如受壓裂改造影響天然裂隙。同時，因其內(nèi)部缺少支撐，通道穩(wěn)定性差，對內(nèi)外條件變化更敏感。此外，內(nèi)部天然存在的細(xì)微煤粉顆粒，受流體流速變化影響會發(fā)生運移或者沉淀，既可以疏通也能夠堵塞通道。在排水-降壓-產(chǎn)氣過程中，儲層流壓的下降，地應(yīng)力的釋放和流體的流動對煤儲層中未受壓裂改造影響天然裂隙通道網(wǎng)絡(luò)導(dǎo)流能力具有正、負(fù)兩種影響。針對此類裂隙，需主動引導(dǎo)流體流動產(chǎn)出，合理控制儲層流壓和地應(yīng)力變化，改善流體運移條件，使煤儲層朝有利于煤層氣開發(fā)方向發(fā)展。

2.2.2 引導(dǎo)流體運移產(chǎn)出

除煤儲層流體運移通道外，通道內(nèi)流體組成、分布以及運移方式同樣是影響煤層氣產(chǎn)出的關(guān)鍵因素。如文1.2 節(jié)所述，原位狀態(tài)下煤儲層中同時賦存有吸附態(tài)和游離態(tài)的煤層氣，但隨著煤儲層含水飽和度的增大，一是使得煤儲層內(nèi)的結(jié)合水增加，導(dǎo)致流體流動變困難；二是受外力和毛細(xì)管力作用，液相侵入程度會進(jìn)一步加深；三是在液相排出之后，早先被液相所占據(jù)吸附位，會重新吸附甲烷，延緩甲烷運移和產(chǎn)出。因此，在煤層氣開發(fā)過程中，外來液相的進(jìn)入會使煤儲層內(nèi)部高概率出現(xiàn)大面積“水鎖”[18-19]，導(dǎo)致煤儲層中流體壓力無法充分下降，最終在煤層氣資源與煤層氣井之間難以建立有效聯(lián)系。因此，限制外來液相進(jìn)入煤儲層孔裂隙，對其內(nèi)部流體運移條件的改善和壓降波及范圍的擴大有積極意義。

煤基質(zhì)中煤層氣在壓差或濃度差作用下，會由高壓/高濃度區(qū)向低壓/低濃度區(qū)發(fā)生運移。筆者前期研究表明，煤層氣在煤基質(zhì)內(nèi)發(fā)生運移的方式主要有3 種，即滑脫運移，表面擴散及達(dá)西滲流[20-21]。煤層氣在煤基質(zhì)中發(fā)生運移時，3 種運移方式都會同時發(fā)生，但實際以哪一種運移方式為主，則受驅(qū)動壓力控制(圖14)。在煤層氣產(chǎn)出時，驅(qū)動運移壓力越高，運移過程中達(dá)西滲流方式的滲透率貢獻(xiàn)占比越高，越有利于煤層氣高效開發(fā)。此外，根據(jù)文1.3 節(jié)可知，高壓差條件下復(fù)雜裂隙網(wǎng)絡(luò)中更易發(fā)生“水鎖”，導(dǎo)致非主流通道內(nèi)大量氣體無法有效產(chǎn)出。因此，實際排采控制需以煤儲層實際流體壓力為基礎(chǔ)，科學(xué)控制不同生產(chǎn)階段煤儲層壓力，以確保煤層氣在不同生產(chǎn)階段都能夠以最高效率方式運移。

圖14 典型煤樣中煤層氣運移與驅(qū)動壓力關(guān)系Fig.14 Relationship between coalbed methane migration and driving pressure in typical coal samples

3 疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論應(yīng)用

以疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論為基礎(chǔ)，提出了疏導(dǎo)式儲層壓裂改造技術(shù)和疏導(dǎo)式定量化排采控制技術(shù)，并應(yīng)用于沁水盆地高階煤煤層氣開發(fā)。

(1) 疏導(dǎo)式儲層壓裂改造技術(shù)通過水平井眼串接儲層裂縫，以最大限度溝通各級割理裂隙，建立多級聯(lián)動縫網(wǎng)，引導(dǎo)高壓液體和煤粉快速排出，有效提高單井產(chǎn)氣量。該技術(shù)包括優(yōu)質(zhì)儲層段集中射孔壓裂技術(shù)、低前置液-快速返排壓裂技術(shù)等儲層改造工藝。其中，優(yōu)質(zhì)層段集中射孔壓裂，具有變排量、組合加砂、造長縫、提高導(dǎo)流能力等特點，克服了傳統(tǒng)改造技術(shù)的籠統(tǒng)性，有效提高了壓裂裂縫長度，從而實現(xiàn)多級裂縫網(wǎng)絡(luò)的有效溝通；低前置液-快速返排壓裂技術(shù)將前置比由40%降低為20%，同時將壓裂后的悶井改為快速返排，以減少外來液體進(jìn)入、快速排出高壓液體和煤粉為目的，有效疏通了滲流通道。疏導(dǎo)式儲層壓裂改造技術(shù)累計試驗及推廣可控水平井分段壓裂改造91 口井，加砂設(shè)計符合率95%以上，壓裂實現(xiàn)大規(guī)模(千方液百方砂)多段(15 段以上)體積改造，壓裂施工費用大幅降低(較2016 年價格降低57%)。該技術(shù)在不同區(qū)塊的應(yīng)用均取得較高的單井日產(chǎn)氣量，其中，樊莊和安澤區(qū)塊水平井單井日產(chǎn)氣達(dá)到7 000～8 000 m3，鄭莊和長治區(qū)塊水平井單井日產(chǎn)氣量達(dá)5 000～6 000 m3。

(2) 以儲層壓力管控為核心，逐步精簡排采方案，利用氣體彈性能疏通三級縫網(wǎng)滲流通道，針對不同氣水兩相滲流狀況形成了2 種疏導(dǎo)式排采管控模式。其中，針對氣相滲流能力強、水相滲流能力弱、氣鎖嚴(yán)重的儲層，采用見套壓前變速排采、見氣后降低沖程沖次以控制套壓小幅多頻提產(chǎn)的控制模式，其主要目標(biāo)在于盡可能誘導(dǎo)水相產(chǎn)出以實現(xiàn)儲層有效降壓；針對水相滲流能力強、氣鎖效應(yīng)弱的儲層，采用見套壓前快速排采、見氣后提高沖程沖次以控制液面的排采管控模式，以實現(xiàn)水相快速產(chǎn)出、儲層快速降壓的目的。針對馬必東和鄭莊區(qū)塊2021 年3 月以來新投產(chǎn)井，采用疏導(dǎo)式排采管控模式后整體排采管控效率明顯提高，相較早期非疏導(dǎo)式管控方法，排水期單位壓降排水效率提高92%，單位壓降產(chǎn)氣效率提高43%，平均達(dá)產(chǎn)周期縮短為140 d，達(dá)產(chǎn)流壓提高0.15 MPa，穩(wěn)產(chǎn)期日流壓損耗由7.5 kPa/d 下降至5.4 kPa/d，穩(wěn)產(chǎn)期明顯延長。其中，馬必東新區(qū)水平井應(yīng)用該管控方法后單井產(chǎn)量達(dá)到10 200 m3/d，提升近1 倍，達(dá)產(chǎn)時間縮短20%；鄭莊實驗區(qū)直井應(yīng)用該管控方法后平均產(chǎn)量超過2 500 m3/d，產(chǎn)量提升近1 倍，達(dá)產(chǎn)時間縮短1/3 以上(圖15)。

圖15 馬必東和鄭莊區(qū)塊疏導(dǎo)式排采技術(shù)應(yīng)用效果Fig.15 Application effect of diversion drainage technology in Mabidong and Zhengzhuang Blocks

4 結(jié)論

a.我國高階煤煤層氣地質(zhì)基礎(chǔ)理論研究尚未有大的突破，開發(fā)理論頂層設(shè)計支撐不足，主體適用技術(shù)工藝不明確，導(dǎo)致煤層氣高效動用效果不佳。

b.以煤層氣賦存、運移和產(chǎn)出規(guī)律為基礎(chǔ)，充分考慮制約煤層氣高效開發(fā)的核心問題，提出高階煤煤層氣疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論，即通過盡可能地疏通煤儲層內(nèi)流體運移通道以改善流體運移條件，并充分利用煤儲層中有限且不高的儲層流體壓力引導(dǎo)流體以最高效率方式產(chǎn)出?；谑鑼?dǎo)式開發(fā)理論，針對沁水盆地南部高階煤煤層氣開發(fā)了配套的壓裂改造和排采技術(shù)，實現(xiàn)煤層氣井產(chǎn)量和煤層氣開發(fā)效率的雙提升。

c.盡管疏導(dǎo)式高效開發(fā)理論技術(shù)效果已初見成效，但尚需進(jìn)一步加大研究攻關(guān)力度，以期構(gòu)建形成系統(tǒng)的理論體系和完善的配套技術(shù)，為我國高階煤煤層氣高效開發(fā)提供理論和技術(shù)支撐。