吕玉民 汤达祯 许 浩 陶 树 张 彪
( 中国地质大学 ( 北京) 能源学院 北京 100083)
摘 要: 研究欠饱和煤层气藏开发过程中独特性的单相水流阶段有助于加深了解这类煤层气藏早期排采特征及其对气井潜在产能的指示作用。本文以沁南煤层气田欠饱和煤层气藏为例，重点研究这类气藏开发初期单相水排采特征，揭示其与后期气井产能大小的关系，并分析其对气井潜在产能的预示意义。研究表明: 沁南地区气井单相水排采特征受断层影响大，其排采时间与累计产量之间存在指数关系; 排采时间介于 50 ～140 d、累计产水量小于 500 m3的气井显示较好的产气能力。
关键词: 欠饱和煤层气藏 单相水 排采特征 指示意义
基金项目: 大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项 ( 2011ZX05034 －001) ; 国家重点基础研究发展规划项目 ( 973) ( 2009CB219600) ; 中央高校基本科研业务费专项资金 ( 2011PY0211)
作者简介: 吕玉民，男，1985 年生，江西吉安人，博士生，现从事煤层气地质与开发研究。地址: 北京市海淀区学院路 29 号中国地质大学 ( 北京) 能源学院。电话: 010 82322011。E-mail: yale1210@163. com
Single-Phase Water Flow Performance and Indication for Coalbed Methane Early Development: A Case of Southern Qinshui Basin
LV Yumin，TANG Dazhen，XU Hao，TAO Shu，ZHANG Biao
( School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing，100083，China)
Abstract: Research on the unique single-phase water flow performance in the under-saturated reservoir devel- opment is favorable to acquire early pumping characteristics and forecast gas well productivity. This paper takes the case of the under-saturated CBM reservoirs in the southern Qinshui Basin，places emphasis on the characteristics of single-phase water pumping in the infancy of developing those under-saturated reservoirs，reveals the relation- ship between single-phase water pumping performance and gas well productivity，and analyses its indication of gas well potential production capacity. Results show single-phase water flow performance in Southern Qinshui Basin is mainly controlled by faults，and single-phase water pumping time has exponent relation to the accumulative water production. Additionally，those wells with pumping time of 50 ～ 140d and accumulative water production of less than 500 m3show excellent gas production performance.
Keywords: under-saturated coalbed methane reservoirs; single-phase water; pumping characteristics; indication
煤层气藏作为重要的非常规天然气藏，日益受到国内学者的广泛关注。近几年来，一大批国内学者在煤层气藏储层物性(陈振宏等，2007)、水文地质条件(王红岩等，2001;王勃等，2007)、边界及封闭机理(苏现波等，2005;宋岩等，2009)及成藏演化(宋岩等，2009;赵群等，2007;赵孟军等，2005)等方面开展了大量的研究工作并取得一定的成果。但与国外相比，我国煤层气藏基础研究起步晚，在煤储层发育地质环境及形成机理、高温高压下煤的吸附特性及描述模型和煤的吸附性能的地质控制因素等方面需要加强和深化(宋岩等，2005)。我国目前对煤层气藏开发缺乏系统的认识，尤其是对欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征及其与气井产能之间的关系认识不足，制约了气田的合理开发部署。由于煤储层具有明显的应力敏感特性，因而欠饱和煤层气藏开发初期不合理的单相水排采措施将极大地损害储层绝对渗透率，降低气井潜在的产气能力，甚至影响整个煤层气田的后期开发部署和开发效果。
1 欠饱和煤层气藏气水产出特征
较强的吸附能力是煤储层的显著特点之一，煤层吸附态气体一般能达到80%以上(苏现波等，1999)。这种不同于常规天然气藏的特殊赋存机制，决定了煤层气产出机制的独特性。煤层气产出是一个排水→降压→解吸→扩散→渗流→产出的过程(冯文光，2009)。在这个过程中，煤层气藏气水产出机理受其含气饱和度大小的影响，也就是说煤层气藏含气饱和度不同，煤层气井的气水生产曲线也不同(苏现波等，2001)。
1.1 过饱和/饱和煤层气藏气水产出特征
过饱和煤层气藏指含气饱和度大于100%的煤层气藏，其特点是部分煤层气以游离态赋存于煤储层的孔裂隙系统中。当气井开井排水降压后，煤层气迅速解吸扩散，并与游离态的煤层气一同产出(图1a)。因而，开发这类气藏时，气井开井排水后立即产出煤层气，基本上不经历不饱和单相水流阶段，直接进入气水两相流阶段(如图1中III阶段)。
图1 不同含气饱和度的煤层气藏气水产出特征曲线
饱和煤层气藏指含气饱和度等于100%的煤层气藏。当气井开井排水降压后，煤层气立即解吸扩散。随着解吸和扩散的进行，煤层孔裂隙中游离气饱和度逐渐增大，直到其大于残余气饱和度后，气井才开始产出煤层气(图1b)。因而，开发这类煤层气藏，气井经历一段较短的不饱和单相水流阶段(如图1中II阶段)，之后才产出煤层气。
1.2 欠饱和煤层气藏气水产出特征
欠饱和煤层气藏指含气饱和度低于100%的煤层气藏。当气井开井排水降压后，煤层气基本上尚未发生解吸，直到储层压力低于临界解吸压力后，煤层气才开始解吸。此时气井仍未产出煤层气。只有当煤层孔裂隙中游离气饱和度大于残余气饱和度后，气井才开始产出煤层气(图1c)。因而，开发这类煤层气藏，气井先后经历饱和单相水流、不饱和单相水流(图1中I、II阶段)，之后才开始产出煤层气。
欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采阶段需要较长的时间，少则1～2个月，多则数年之久。长时间单相水排采期内形成的气水排采特征是认识气藏储层特征和研究气井潜在产能的重要依据。
2 欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征
表征欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征的量化参数主要有2个:单相水排采时间和单相水累计产量。
2.1 单相水排采时间
单相水排采时间指开发欠饱和煤层气藏时煤层气井早期只产水不产气阶段所经历的时间。长时间的单相水排采时间势必增加煤层气井开发作业成本。因而，单相水排采时间的长短直接影响气田开发成本，是评价煤层气田开发经济性的重要参数。
2.2 单相水累计产量
单相水累计产量指开发欠饱和煤层气藏时煤层气井早期只产水不产气阶段地下水累计产出的总量。由于采出水大多具有高矿化度、高盐度等特征，不符合国家排放标准，必须经过处理后才能排放，以便不对地表水系及地下水造成污染(潘红磊等，1998;王志超等，2009)。采出水的处理无疑增加了煤层气开发成本，因而单相水累计产量的大小影响气田的开发成本，是评价煤层气田开发经济性的重要参数。
2.3 单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系
欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采时间与单相水累计产量同时受地质、工程以及人为因素等诸多相同因素的影响，两者之间必然存在一定的关系。从沁南煤层气田煤层气井单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系图上可以看出(图2):当单相水排采时间小于250d时，其与单相水累计产量之间呈现较强的线性关系;当单相水排采时间大于250d时，其与单相水累计产量的相关性较差，呈指数关系;整体而言，两者之间呈指数关系:
y=144.37exp(0.0069x)
式中:x为单相水排采时间，d;y为单相水累计产量，m3。该拟合函数的R2值达到0.8323，表明该函数能较好地描述该地区单相水排采时间与单相水累计产量之间关系。
2.4 单相水排采特征的影响因素
影响单相水排采特征的因素很多，主要有气藏临储比、排采速度、构造地质条件和水文地质条件。
在排采速度相同的条件下，煤层气藏含气饱和度越高，临解比越大，即临界解吸压力越接近储层压力，意味着气井实现产气所需降压的幅度越小，因而单相水排采时间就越短，累计产水量也相对较小。
图2 单相水排采时间与单相水累计产量之间的关系图
在临储比相近的条件下，煤层气井排采速度越快，储层降压越快，实现产气的时间越短(即单相水排采时间就越短)，累计产水量也越小，如表1中的含气饱和度约为82.8%的J7与J10。
表1 单相水排采特征与断层的关系
构造地质条件和水文地质条件对单相水排采特征的影响极大。不同构造部分、不同水文地质条件的区域，其储层的渗透性、含水性以及地下水体的活跃性各不相同，造成气井的单相水排采特征也存在差异。沁南煤层气田多发育正断层(王红岩，2005)，这些断层附近的水文地质条件复杂，不利于排水降压，单相水排采时间较长、累计产量较大(表1)。
3 单相水排采特征与气井产能的关系
对于应力敏感的煤储层来说，欠饱和煤层气藏开发初期不合理的单相水排采措施(排采过快或过慢)必然引起储层渗透率的损害，降低气井后期的排水产气能力。研究探讨单相水排采特征参数与气井产能之间的关系可以为开发早期制定合理单相水排采方案、提前预测煤层气井产能以及采取必要的储层增产改造措施提供指导。
目前，沁南煤层气田处于开发初期阶段，大部分煤层气井排采时间不长。该区樊庄、潘庄及郑庄区块煤储层含气饱和度大体在80%～90%，属于欠饱和煤层气藏(要惠芳等，2009)。为了科学地评价单相水排采特征与气井产能之间的关系，选择气井产气后连续排采1年形成的平均产气量和最大产气量作为气井产能指标。
3.1 单相水排采时间与气井产能的关系
气井排采过快，单相水排采时间过短，往往引起储层不可恢复的应力伤害，降低渗透率，影响产能;同时单相水排采时间过长，储层中水量较大(或连通含水层)，不利于气井形成较好产能。
图3显示为沁南地区单相水排采时间与产气量之间的关系。从图中可以清楚地看出，气井的单相水排采时间与气井1年内的产气量之间存在4个明显的特点:1)单相水排采时间大于140d的煤层气井，其平均产气量基本上都小于3000m3/d，最大产气量则小于6000m3/d;2)单相水排采时间小于50d的煤层气井，其平均产气量基本上都小于3000m3/d，最大产气量则小于6000m3/d;3)出现较高产能的煤层气井(平均产气量大于3000m3/d，最大产气量大于6000m3/d)，其单相水排采时间均介于50～140d;4)部分单相水排采时间介于50～140d的煤层气井产能偏低。这表明过长/过短的单相水排采时间不利于煤层气井形成高产。
图3 单相水排采时间与气井产能的关系图
在煤储层含气饱和度相当、地下水总体不活跃的沁南地区，部分井出现过长的单相水排采时间意味着该井沟通了活跃的水层，造成气井降压困难，产气有限;而过短的单相水排采时间表明气井排采速度过快，储层渗透率出现不同程度不可逆转的伤害，不利产气。因而，沁南地区单相水排采时间大于140d或小于50d的煤层气井，指示其产能普遍偏低;而介于50～140d的煤层气井比较有利于形成较高的产能。
3.2 单相水累计产量与气井产能的关系
单相水累计产量的大小往往指示区域水文地质特征。在相同的水文地质背景下，某些气井长时间大量排采单相水，很可能表明储层与含水层沟通，不利排采，难以形成较好产能。
图4显示沁南地区单相水累计产量与产气量之间的关系。从图中可以清楚地看出:气井的单相水排采时间与气井1年内的产气量之间存在3个明显的特点:1)单相水累计产量大于500m3的煤层气井，其平均产气量基本上都小于2000m3/d，最大产气量则小于4000m3/d;2)出现较高产能的煤层气井(平均产气量大于2000m3/d，最大产气量大于4000m3/d)，其单相水累计产量小于500m3;3)有一部分单相水累计产量小于500m3的煤层气井产能偏低。
图4 单相水累计产量与气井产能的关系图
从表1看，沁南地区单相水累计产量偏高的煤层气井大多位于正断层附近。在煤层气藏成藏过程中，正断层绝大部分时间作为煤层气逸散的通道，导致正断层附近的煤层气保存条件较差，煤储层含气饱和度较低，增加了单相水排采阶段的排采时间和累计产水量。同时，正断层沟通附近的含水层，造成单相水排采阶段长时间降压困难，也延长了排采时间，增大了气井产水量。因而，沁南地区单相水累计产量大于500m3的煤层气井，指示其产能普遍偏低;而小于500m3的煤层气井比较有利于出现较高的产能。
4 结论
(1)过饱和、饱和和欠饱和煤层气藏开发过程中的气水产出特征各不相同，其中以欠饱和煤层气藏的气水产出特征最典型。欠饱和煤层气藏的气水产出特征最显著的特点是其开发初期存在较长时间的单相水排采阶段。
(2)单相水排采时间和单相水累计产量是描述欠饱和煤层气藏开发初期单相水排采特征的2个重要参数。单相水排采特征受断层影响大。沁南煤层气田气井的单相水排采时间与单相水累计产量之间存在指数关系。
(3)沁南煤层气田产能较好的煤层气井，其单相水排采时间为50～140d，单相水累计产量小于500m3;单相水排采时间大于140d及小于50d或单相水累计产水量大于500m3的煤层气井，其产能普遍偏低。
参考文献
陈振宏，贾承造，宋岩等.2007.构造抬升对高低煤阶煤层气藏储集层物性的影响.石油勘探与开发，34(4):461～464
冯文光.2009.煤层气藏工程.北京:科学出版社
潘红磊，吴东平.1998.可供借鉴的煤层气采出水处理方法［J］.天然气工业，18(2):84～85
宋岩，柳少波，赵孟军等.2009.煤层气藏边界类型，成藏主控因素及富集区预测.天然气工业，29(10):5～11
宋岩，张新民，柳少波.2005.中国煤层气基础研究和勘探开发技术新进展.天然气工业，25(1):1～7
苏现波，陈江峰，孙俊民等.2001.煤层气地质学与勘探开发.北京:科学出版社
苏现波，林晓英，柳少波等.2005.煤层气藏边界及其封闭机理.科学通报，50(增刊):117～120
苏现波，刘保民.1999.煤层气的赋存状态及其影响因素.焦作工学院学报，18(3):157～160
王勃，姜波，王红岩等.2007.低煤阶煤层气藏水文地质条件的物理模拟.煤炭学报，32(3):258～260
王红岩，张建博，刘洪林等.2001.沁水盆地南部煤层气藏水文地质特征.煤田地质与勘探，29(5):33～36
王红岩.2005.山西沁水盆地高煤阶煤层气成藏特征及构造控制作用［D］.中国地质大学(北京)博士论文
王志超，邓春苗，卢巍，张万昌.2009.晋城煤层气采出水的水质分析［J］.煤炭科学技术，37(1):122～124
要惠芳，王秀兰.2009.沁水盆地南部煤层气储层地质特征［M］.北京:煤炭工业出版社
赵孟军，宋岩，苏现波等.2005.沁水盆地煤层气藏演化的关键时期分析.科学通报，50(增刊):110～116
赵群，王红岩，康永尚等.2007.超饱和煤层气藏成藏机理.天然气工业，27(7):19～23