岳小金 李 輝 張婷婷 程 偉 朱一川

(中國(guó)石油化工股份有限公司華東油氣分公司,江蘇 225000)

1 區(qū)域概況及評(píng)價(jià)

延川南區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東南緣，隸屬于渭北隆起和晉西撓褶帶交匯處(圖1)。該區(qū)塊北部和南部的大寧-吉縣區(qū)塊，韓城合陽(yáng)區(qū)塊均已取得工業(yè)性突破。目前，該區(qū)塊已經(jīng)取得了單井突破，部分煤層氣井已獲得工業(yè)氣流，展現(xiàn)出煤層氣勘探的良好前景。其中，2號(hào)煤層為主采氣煤層。

圖1 延川南區(qū)塊構(gòu)造位置

基于延川南26口鉆井資料及首批9口井的詳細(xì)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，結(jié)合煤層氣評(píng)價(jià)重要參數(shù)分級(jí)表，延川南區(qū)塊2號(hào)煤層厚度為2.70～7.50m，平均5.03m，屬于中等及較薄厚度；含氣量為4.73～20.37m3/t，平均10.15m3/t，多數(shù)煤層氣井大于8m3/t，屬于中等含氣量；含氣飽和度為32%～82%，平均55%，屬于中等及低含氣飽和度；地解比分布在0.16～0.92之間，平均0.41，屬于中等及低地解比，少數(shù)為高地解比；煤樣平均孔徑分布在7.6～9.3nm之間，平均8.15nm，以微孔為主；原始滲透率為0.017×10-3～0.9054×10-3um2，平均滲透率為0.19×10-3um2，處于中等水平(表1)。

表1 延川南2號(hào)煤煤層氣評(píng)價(jià)分級(jí)表

根據(jù)壓汞數(shù)據(jù)，該煤層孔隙類(lèi)型以微孔為主，具有良好的吸附潛能，煤樣進(jìn)汞-退汞曲線以Ⅰ型為主(圖2)，退汞效率極高，介于82.09%～95.2%，平均89.57%，反映孔隙具有良好的連通性和滲流能力；排驅(qū)壓力變化較大，分布在7.1kPa～192.78kPa，平均58.61kPa，顯示煤層氣可解吸性可能變化較大。基于上述資料，延川南區(qū)塊2號(hào)煤各重要評(píng)價(jià)參數(shù)多處于中等及中等偏低水平，開(kāi)發(fā)過(guò)程中難度較大。

圖2 Ⅰ型進(jìn)汞曲線

2 排采現(xiàn)狀及預(yù)測(cè)

目前煤層氣井排采中，一般采用排水降壓技術(shù)，降低儲(chǔ)層壓力，使甲烷氣體逐步解吸、運(yùn)移，同時(shí)利用水力加砂壓裂等手段改善儲(chǔ)層滲透率，提高產(chǎn)量。延川南區(qū)塊幾口典型煤層氣井的排采情況見(jiàn)表2。

表2 延川南區(qū)塊典型煤層氣井排采情況

通過(guò)Simedwin天然氣產(chǎn)能數(shù)值模擬軟件對(duì)上述煤層氣井進(jìn)行了產(chǎn)能預(yù)測(cè)，得出了相應(yīng)的產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線(圖3～7)。

圖3 M1井產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線圖

圖4 M3井產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線圖

圖5 M5井產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線圖

圖6 M7井產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線圖

圖7 M10井產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線圖

利用模擬預(yù)測(cè)的氣井產(chǎn)氣量與其控制的泄氣面積內(nèi)的煤層氣資源量之比預(yù)測(cè)煤層氣采收率得到下面結(jié)果。根據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果，研究區(qū)五口煤層氣井連續(xù)排采15年的累計(jì)產(chǎn)氣量和采收率統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表3。

表3 典型煤層氣井產(chǎn)能和采收率動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)

從表3中可以看出，M1井和M5井的產(chǎn)氣量較高，在排采第2年的日均產(chǎn)氣量分別達(dá)到1878.17m3和1775.66m3；連續(xù)排采15年的采收率也較高，分別為73.17%和68.3%。M10井采收率中等，連續(xù)排采15年的煤層氣資源采收率為36.18%。而M3井由于產(chǎn)氣效果不好，且氣井控制面積內(nèi)煤層氣資源量很大，資源量大會(huì)導(dǎo)致采收率低么？因此預(yù)測(cè)得到的煤層氣資源采收率很低，只有13.79%。M7井由于滲透率很低，產(chǎn)氣效果較差，因此預(yù)測(cè)得到的采收率也只有23.62%。

整體上看，延川南區(qū)塊2號(hào)煤煤層氣日產(chǎn)氣量及采收率偏低，制約了區(qū)域商業(yè)化開(kāi)發(fā)進(jìn)展。

3 注二氧化碳技術(shù)分析

3.1 提高煤層氣采收率機(jī)理分析

提高煤層氣采收率需要從煤層氣生成、儲(chǔ)集和運(yùn)移機(jī)理出發(fā)，主要包含兩個(gè)方面：一是促使煤層氣更多更快的解吸出來(lái)，使得煤基質(zhì)孔隙內(nèi)表面上的吸附甲烷氣體盡可能由吸附狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x狀態(tài)，從而增強(qiáng)煤層甲烷氣體由基質(zhì)和微孔向裂隙的擴(kuò)散能力；二是增大氣體運(yùn)移通道的通過(guò)能力，讓煤層氣通過(guò)較多的裂隙流向生產(chǎn)井筒。

在目前階段，提高煤層氣的采收率還是普遍沿用油氣田開(kāi)采中的割縫增透、水力壓裂技術(shù)和注水驅(qū)氣的方式。但其效果一般，常常在壓裂后初始階段產(chǎn)氣量有所增加，但很快產(chǎn)氣量就衰減，不能形成穩(wěn)定的氣流產(chǎn)出。分析其主要原因，是因?yàn)槊簩蛹淄闅怏w解吸、擴(kuò)散和滲流過(guò)程是個(gè)互相制約的藕合過(guò)程，尤其對(duì)低滲透煤層更為突出。采用注水驅(qū)氣法也有一定的局限性，因?yàn)樗肿又睆酱笥趦?chǔ)存大量瓦斯基質(zhì)系統(tǒng)中大部分微孔直徑而難以進(jìn)入基質(zhì)的微孔內(nèi)，對(duì)提高煤層氣的解吸和擴(kuò)散效率有一定的影響，與此同時(shí)，水還對(duì)微孔中的甲烷氣體起到一種封堵作用，對(duì)煤體甲烷解吸擴(kuò)散起到一種反作用。所以圍繞煤層甲烷氣體吸附、解吸性能，從研究增加煤層氣的解吸方法入手具有重要意義。

根據(jù)煤對(duì)二氧化碳及甲烷的吸附量和吸附性能存在的明顯差別，通過(guò)對(duì)煤體注入高壓二氧化碳的辦法來(lái)促使煤體對(duì)的解吸，降低煤體對(duì)甲烷的吸附量，從而實(shí)現(xiàn)煤體甲烷從吸附態(tài)轉(zhuǎn)化為游離甲烷，促進(jìn)甲烷解吸，達(dá)到增收的目的。

3.2 注二氧化碳置換煤層氣理論分析

注二氧化碳置換煤層氣技術(shù)起源于二氧化碳煤層封存技術(shù)。其基本概念是指將二氧化碳注入深部不可開(kāi)采煤層中封存以減少溫室氣體的排放，同時(shí)將儲(chǔ)藏在煤層中的煤層氣置換出來(lái)。

煤對(duì)二氧化碳及甲烷的吸附差異性的根源，不同學(xué)者有不同觀點(diǎn)。但結(jié)果均表明，煤對(duì)二氧化碳的吸附能力高于甲烷，在煤儲(chǔ)層中，二氧化碳與煤層氣吸附競(jìng)爭(zhēng)時(shí)，二氧化碳更有優(yōu)勢(shì)。

注二氧化碳置換煤層氣技術(shù)的主要機(jī)制是：(1)煤層對(duì)二氧化碳的吸附能力強(qiáng)于對(duì)甲烷的吸附能力，當(dāng)注入二氧化碳是，二氧化碳與甲烷競(jìng)爭(zhēng)吸附，甲烷被置換，同時(shí)二氧化碳的注入也降低了煤層中甲烷的分壓，進(jìn)一步促進(jìn)甲烷的解吸；(2)二氧化碳的注入，維持了比單純抽采更高的壓力梯度，驅(qū)趕甲烷向生產(chǎn)井運(yùn)移。

3.3 注二氧化碳置換煤層氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

針對(duì)煤對(duì)不同組分氣體的吸附能力，國(guó)內(nèi)外學(xué)者進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)探索。K. Jessen等對(duì)注氣開(kāi)采煤層氣進(jìn)行了粉末合成試件(coalpack)試驗(yàn)及模擬研究；T. Theodore等進(jìn)行了一些煤層CO2儲(chǔ)存的試驗(yàn)及模擬研究，主要內(nèi)容集中于煤層結(jié)構(gòu)對(duì)CO2地質(zhì)處置的影響；馮啟言等基于COMSOL Multiphysics建立了二元?dú)夤恬詈系挠邢拊獢?shù)值模型，并對(duì)氣體吸附與煤層變形進(jìn)行了數(shù)值模擬分析；李向東等利用等溫吸附儀對(duì)晉城無(wú)煙煤顆粒(0.3mm)分別進(jìn)行了40℃不同壓力下吸附-解吸及注入CO2置換CH4的試驗(yàn)；唐書(shū)恒等對(duì)山西沁水盆地的無(wú)煙煤與貧煤試樣在等溫吸附解吸儀上進(jìn)行了吸附解吸及注CO2驅(qū)替甲烷試驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)研究表明：煤層對(duì)二氧化碳的吸附性強(qiáng)于甲烷氣體，注二氧化碳置換煤層氣可以有效提高日產(chǎn)氣量及采收率。

張兵等對(duì)沁水盆地南部煤層氣田作為我國(guó)煤層氣開(kāi)發(fā)的示范性氣田，在柿莊北區(qū)塊對(duì)山西組3號(hào)煤層利用二氧化碳置換煤層甲烷理論進(jìn)行了單井注入開(kāi)發(fā)實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)表明：?jiǎn)尉⑷攵趸奸_(kāi)采煤層氣，在二氧化碳影響范圍內(nèi)，采出程度能夠提高到80%以上，產(chǎn)量提高2倍以上；通過(guò)對(duì)井組模型的數(shù)值模擬分析認(rèn)為：注入二氧化碳后采收率提高10%。

3.4 注二氧化碳置換煤層氣技術(shù)在延川南區(qū)塊的應(yīng)用分析

延川南區(qū)塊目前投產(chǎn)井近200口，在目前產(chǎn)氣的100余口井中僅有27口井日產(chǎn)氣量超過(guò)了1000m3，平均日產(chǎn)氣量?jī)H有600m3，制約了區(qū)域煤層氣產(chǎn)能建設(shè)。延川南區(qū)塊2號(hào)煤各儲(chǔ)層參數(shù)均處于中等及中等偏低水平，煤層氣井日產(chǎn)氣量及預(yù)測(cè)采收率普遍偏低，常規(guī)開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)煤層氣井排采過(guò)程產(chǎn)生的效果有限。

如圖8所示，該煤層氣井原始儲(chǔ)層壓力為4.8MPa，實(shí)測(cè)含氣量為16.5m3/t，根據(jù)等溫吸附曲線，其理論含氣量為30.0m3/t，臨界解吸壓力為1.70MPa，根據(jù)排水降壓過(guò)程，當(dāng)壓力大于1.70MPa時(shí)，以排水為主，當(dāng)壓力小于1.70MPa時(shí)，以氣、水混排或排氣為主，但是根據(jù)美國(guó)煤層氣排采經(jīng)驗(yàn)，煤層氣井排采中枯竭壓力約為0.7MPa。在產(chǎn)氣的過(guò)程中，壓力僅有1MPa的變化空間，控制難度較大且采收率較低。

圖8 等溫吸附曲線

因此，在延川南區(qū)塊，有選擇性的針對(duì)低產(chǎn)井或者井組進(jìn)行注二氧化碳置換煤層氣技術(shù)實(shí)驗(yàn)，在不影響原有產(chǎn)能建設(shè)的基礎(chǔ)上，可以增加單井日產(chǎn)氣量，同時(shí)提高煤層氣采收率，對(duì)煤層氣井的短期及長(zhǎng)期發(fā)展均具有良好的前景。