煤层气储层毛管压力对煤层气开发效果的影响_贾慧敏.pdf

第 51 卷第 5 期 2020 年 5 月 Safety in Coal Mines Vol.51No.5 May 2020 基金项目 国家科技重大专项资助项目 （2017ZX05064） ； 中国石油 天然气股份有限公司重大科技专项资助项目 （2017E- 1405） 煤层气储层具有渗透率低、孔隙度低和含气饱 和度低的特征[1]， 煤层气井具有单井产量低、 井间产 煤层气储层毛管压力对煤层气开发效果的影响 贾慧敏， 闫玲， 毛崇昊， 张庆， 张光波， 樊彬 （中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司， 山西 长治 ０４６０００） 摘要为研究煤层气储层毛管压力对煤层气开发的影响， 基于润湿性实验和现场生产数据， 提 出了毛管压力对煤层气封堵的机理及类型， 进而提出了 ３ 种煤层气储层类型及其生产曲线。结 果表明 研究区煤岩为水湿， 毛管压力在煤层气产出过程中为阻力； 甲烷气体生成后在毛管压力 及储层静水压力作用下吸附在煤岩孔隙表面， 当孔隙中气体压力小于突破压力时， 气体被封闭 在孔隙中； 根据毛管压力对气体的封堵类型差异， 可将煤层气储层划分为毛管力圈闭型、 欠饱和 型和饱和型 ３ 种类型， 其中毛管力圈闭型储层的毛管压力大于孔隙中气体压力， 持续排水降压 不能克服毛管压力， 开发效果最差； 欠饱和型储层孔隙中气体压力大于毛管压力， 可通过持续排 水降低静水压力使气体持续产出， 开发效果相对较好； 饱和型储层孔隙中气体压力大于气体突 破压力， 不需要排水降压甲烷气体即可产出， 能够实现高产稳产。 关键词润湿性； 毛管压力； 煤层气保存； 储层类型； 煤层气开发 中图分类号TD712文献标志码A文章编号１００３－４９６Ｘ（２０２０）０５－0006-04 Influence of Capillary Pressure on CBM Reservoir Development Effect JIA Huimin, YAN Ling, MAO Chonghao, ZHANG Qing, ZHANG Guangbo, FAN Bin （Shanxi CBM Branch Company of Huabei Oilfield Company of PetroＣhina, Changzhi 046000, China） Abstract To research the effects of capillary pressure of coalbed methane reservoir on the development of coalbed methane, this paper, based on wettability experiments and field production data, proposes the seal mechanism and types by capillary pressure of coalbed methane ation, and then proposes three types of coalbed methane reservoirs and their typical production curves. The results show that the wettability of coal and rock is water wet and capillary pressure is resistance in the process of coalbed methane production. After the methane is generated, it is adsorbed on the pore surface of coal under the influence of capillary pressure and reservoir hydrostatic pressure. When the gas pressure in the pore is less than the breakthrough pressure, the gas is closed in the pore. According to the difference of gas-sealing type of capillary pressure, coalbed methane reservoir can be divided into three types capillary pressure trapping type, under-saturated type and saturated type. The capillary pressure of capillary trapping type reservoir is greater than the gas pressure in the pores. Continuous drainage cannot overcome the capillary pressure, and the development effect is the worst. The gas pressure in the pores of the unsaturated reservoir is greater than the capillary pressure, and the static water pressure can be reduced by continuous drainage, making the gas continuously produced, and the development perance is relatively good. The gas pressure in the pores of saturated reservoirs is greater than the gas breakthrough pressure, and methane gas can be produced without drainage and depressurization, so high and stable production can be achieved. Key words wettability; capillary pressure; coalbed methane preservation; reservoir type; coalbed methane development DOI10.13347/ki.mkaq.2020.05.002 贾慧敏， 闫玲， 毛崇昊， 等．煤层气储层毛管压力对煤层气开发效果的影响 ［Ｊ］ ．煤矿安全， ２０２０， ５１ （５） 6-9， 15. JIA Huimin, YAN Ling, MAO Chonghao,et al. Influence of Capillary Pressure on CBM Reservoir Develop－ ment Effect ［J］ . Safety in Coal Mines, 2020, 51 （5） 6-9, 15.移动扫码阅读 6 ChaoXing 第 51 卷第 5 期 2020 年 5 月 Safety in Coal Mines Vol.51No.5 May 2020 图1樊庄、郑庄区块孔隙半径对毛管压力的影响 Fig.1Effect of pore radius on capillary pressure in Fanzhuang and Zhengzhuagn blocks 量差异大的特征。煤层气储层物性差， 毛管压力大， 毛管压力对煤层保存及开发具有重要的影响。目前 关于毛管压力对常规气藏开发的影响的研究较多， 冯乔等认为常规储层孔隙流体压力与毛细管力间为 动态平衡，只有当孔隙流体压力大于或等于毛细管 力时， 才能成为油气运移的动力[2]。杨朝蓬等认为低 渗致密气藏孔吼细小，束缚水饱和度普遍较高， 存 在阈压效应， 对气体的产出具有重要的影响[3]。李功 强等认为低渗储层渗透率低、毛管压力大，气体难 以克服毛管压力而被封闭在孔隙中[4]。而关于毛管 压力对煤层气赋存及产出的影响，则研究较少， 张 国华等认为孔隙内外之间的压力差小于毛细管压力 时， 气体不能产出[5]。张芬娜等基于毛细管模型和渗 流能量方程，建立了产气通道门限渗流模型，分析 了煤层气产出的临界条件[6]。宋金星等认为煤层气 储层孔隙内两相界面会产生毛细管压力，致使其微 孔内气相压力远高于静水柱压力，形成微孔超压环 境[7]。目前研究主要集中在毛管压力对甲烷的封堵 作用方面，并没有针对不同储层毛管压力差异分析 其对煤层气产出的影响。因此提出了毛管压力对煤 层气封堵的机理及类型，并提出了煤层气储层的 3 种类型及其生产曲线，以期为进一步认识毛管压力 对煤层气保存及产出的影响提供借鉴。 1煤层气储层润湿性及毛管压力 1.1润湿性实验及实验结果 实验样品为沁水盆地南部樊庄、 郑庄区块煤样， 加工为 5 mm 薄片， 将表面打磨平整； 实验用水为樊 庄、郑庄区块煤层气井采出水；煤岩润湿性采用接 触角评价法进行评价，实验参照行业标准 SY/T 51531999 油藏岩石润湿性测定 进行。 对樊庄、郑庄区块 19 块煤样进行煤岩-水接触 角测定， 数据表明， 煤岩与采出水接触角为 45.63 59.57， 平均 51.99。因此毛管压力存在有利于煤层 气保存， 毛管压力越大， 越利于煤层气保存； 同时， 在煤层气产出过程中，毛管压力是阻力，毛管压力 越大， 产出阻力越大。 1.2毛管压力计算 毛管压力采用 Laplace 公式计算[8] pｃ＝ ２σｃｏｓθ ｒ （1） 式中 pｃ为毛管压力， MPa； σ 为液体表面张力， mN/m， 取蒸馏水的界面张力 73.55 mN/m 计算； θ 为 采出水与煤样间接触角，根据实验结果取平均值 51.99进行计算； r 为孔隙半径， nm。 利用式 （1 ） 计算， 樊庄、 郑庄区块孔隙半径对毛 管压力的影响如图 1。 毛管压力的本质是界面张力[9-10]， 在煤层气生成 前， 煤层完全被水相饱和， 不存在毛管压力。在储层 压力作用下，甲烷气体生成后被吸附在煤岩孔隙表 面， 随着生成的甲烷气体增多， 煤岩孔隙中的气体压 力也逐渐增加，当吸附气量大于煤层的最大吸附气 量时， 开始出现游离气， 孔隙中游离气的压力小于突 破压力时， 气体被封闭在孔隙中， 而孔隙中游离气的 压力大于突破压力时， 气体开始逸散产出。 以沁水盆地南部为例， 当煤层埋深为 700 m 时， 静水压力一般为 5.66.3 MPa。图 1 表明， 研究区域 储层煤岩孔隙半径及其毛管压力分布范围较广， 因 此， 不同孔隙的气体突破压力差异较大。例如， 当孔 隙半径为 10 nm 时，毛细管压力达 9.1 MPa， 10 nm 孔隙的气体突破压力可达到 14.715.4 MPa； 当孔隙 半径为 30 nm 时， 毛细管压力仅为 3 MPa， 则其气体 突破压力仅为 8.69.3 MPa。 由于不同半径孔隙气体突破压力不同，即使储 层生烃量、 所经历的构造运动等其他条件相同时， 孔 隙中气体含量也存在差异。利用裂缝指数评价煤储 层天然裂缝发育情况， 裂缝指数计算公式为 ＦＩ＝ＷzＤz＋ＷcＤｃ（2 ） 式中 ＦＩ为裂缝指数， 表征储层裂缝综合发育程 度； Ｗｚ、 Ｗｃ分别为主、次裂缝宽度， μm； Ｄｚ、 Ｄｘ分别 为主、 次裂缝密度， 条/cm。 沁水盆地南部 Q1 井含气量与裂缝指数随埋深 关系如图 2。结果表明， 裂缝指数越大， 储层含气量 较低， 这是由于储层裂缝指数越高， 裂缝越发育， 储 层平均孔隙半径较大，则毛管压力越低，气体突破 7 ChaoXing 第 51 卷第 5 期 2020 年 5 月 Safety in Coal Mines Vol.51No.5 May 2020 图2Q1井含气量与裂缝指数随煤层埋深关系 Fig.2The gas contents and fracture index versus buried depth on well Q1 压力越低，在煤层甲烷形成过程中气体逸散量大， 因此含气量较低。这充分证明了毛管压力对煤层气 封堵机理的正确性。 2毛管压力 3 种封堵类型 假设其他条件相同， 只有孔隙半径存在差异时， 对于理想的单毛细管模型， 存在 3 种封堵类型， 毛管 压力对甲烷 3 种封堵类型如图 3。 对于不同孔隙半径的单一毛细管模型，假设孔 隙中气体压力 pp恒定， 静水压力相同 （气体突破压 力与毛管压力差值恒定） ， 则随着孔隙半径增加， 毛 管压力和相应的气体突破压力 pｔ均持续降低。以 pppｃ和 pppｔ为界限，可将毛管压力对气体的封堵 分为 3 种类型。①第 1 类孔隙中气体压力小于毛 管压力 （即 pppｃ） ， 该类孔隙半径较小， 毛管力较大， 孔隙中气体压力不能克服毛管压力，单纯通过降低 静水压力气体不能产出； ②第 2 类 孔隙中气体压力 大于毛管压力但小于气体突破压力 （即 pｃpppｔ） ， 该类孔隙中不需要排水降压即有气体产出。 3毛管压力对煤层气开发的影响 许多研究表明，煤层气储层可用 Matchstick 模 型来表征，利用 Matchstick 模型将上述基于理想的 单毛细管模型划分的 3 种封堵类型升级为相应的 3 种储层模型， 3 种储层模型及典型生产曲线、 实际生 产曲线分别如图 4、 图 5。 图 4 （a）为毛管力圈闭型储层， 储层物性条件 差、 孔隙半径小、 毛管压力大， 大部分孔隙属于第 1 种封堵类型，该类储层孔隙中气体压力小于毛管压 力， 即使通过持续排水将储层静水压力降至 0 MPa， 储层孔隙中气体压力仍然不能克服毛管压力，气体 仍然不能产出， 其典型理论曲线如图 4 （b） ， 煤层中 水持续产出， 储层静水压力持续下降， 但不会有气体 产出。该类储层压裂改造后， 部分孔隙结构被破坏， 毛管压力降低， 部分甲烷气体会产出， 但由于水力压 裂不能有效的改变基质孔隙，一般不能形成持续气 图3毛管压力对甲烷3种封堵类型 Fig.33 blocking types of coalbed methane by capillary pressure 图43种储层模型及典型生产曲线 Fig.4The schematic of 3 types of ation and the corresponding production curves 孔隙半径 8 ChaoXing 第 51 卷第 5 期 2020 年 5 月 Safety in Coal Mines Vol.51No.5 May 2020 量， 表现为 “一股气” 。该类储层开发效果最差， 一般 不能实现效益开发。其实际生产曲线如图 5 （a） ， 井 底流压间接表征储层静水压力，煤层气井投产后， 井底流压由 3.5 MPa 降至 0.09 MPa 一直产水， 并未 产气。 图 4 （c） 为欠饱和型储层， 该类储层物性条件较 好、 孔隙半径适中， 毛管压力相对较小， 大部分孔隙 属于第 2 种封堵类型，孔隙中气体压力大于毛管压 力，孔隙中气体主要依靠地层静水压力封闭吸附在 孔隙中， 因此， 可通过持续排水降低静水压力， 使甲 烷气体从孔隙中产出。其典型理论曲线如图 4 （d） ， 通过持续排水降低静水压力，当孔隙中气体压力等 于气体突破压力时，气体开始产出，随着储层静水 压力持续下降，产量逐渐增加，该类储层开发效果 较好，为最为常见的煤层气储层，可以实现效益开 发。 其实际生产曲线如图 5 （b） ， 井底流压由 4.3 MPa 降至 2.7 MPa， 气体开始解吸产出， 随着井底流压降 低， 日产气量持续增加并达到 2 000 m3， 开发效果相 对较好。 图 4 （e） 为饱和型储层， 该类储层物性条件好、 孔隙半径较大， 毛管压力很小， 大部分孔隙属于第 3 种封堵类型， 孔隙中气体压力大于气体突破压力， 不 需要排水降压，甲烷气体即可以产出。其典型理论 曲线如图 4 （f） ， 煤层气井投产后， 气体即开始产出， 该类储层开发效果最好，利于高产稳产。煤层气井 投产后即开始产气，随着井底流压降低，产量持续 增加并达到 2 500 m3， 开发效果最好。 4结论 1 ） 研究区煤岩为水湿， 煤层气产出过程中毛管 压力为阻力， 因此毛管的压力越大， 越不利于煤层气 产出。 2） 甲烷生成后在毛管压力及储层静水压力作用 下吸附在煤岩孔隙表面，当孔隙中气体压力小于突 破压力时， 气体被封闭在孔隙中， 不同半径孔隙的气 体突破压力差异较大，导致孔隙中气体含量也存在 差异， 现场数据证实煤层裂缝指数越大， 储层含气量 较低，这充分证明了毛管压力对煤层气封堵机理的 正确性。 3） 以 pppc和 pppt为界限， 可将毛管压力对气 体的封堵类型分为 3 种，据此可将储层划分为毛管 力圈闭型储层、欠饱和型储层和饱和型储层 3 种。 毛管力圈闭型储层， 孔隙半径小、 毛管压力大于孔隙 中气体压力， 持续排水降压不能克服毛管压力， 气体 不能产出， 开发效果最差； 欠饱和型储层， 孔隙半径 适中、 孔隙中气体压力大于毛管压力， 可通过持续排 水降低静水压力，进而使孔隙中气体压力小于气体 突破压力时， 气体持续产出， 开发效果相对较好； 饱 和型储层， 孔隙半径较大， 毛管压力较小， 孔隙中气 体压力大于气体突破压力， 不需要排水降压， 甲烷气 体即可以产出， 能够实现高产稳产。 参考文献 ［１］ 胡秋嘉， 贾慧敏， 祁空军， 等．高煤阶煤层气井单相流 段流压精细控制方法－以沁水盆地樊庄－郑庄区块为 例 ［Ｊ］ ．天然气工业， ２０１８， ３８ （９） ７６－８１． ［２］ 冯乔， 张小莉．孔隙流体压力与流体排驱的关系 ［Ｊ］ ．地 质论评， １９９７， ４３ （３） ２９７－３０２． ［３］ 杨朝蓬， 李星民， 刘尚奇， 等．苏里格低渗致密气藏阈 压效应 ［Ｊ］ ．石油学报， ２０１５， ３６ （３） ３４７－３５４． ［４］ 李功强， 陈雨霖， 贾会冲， 等．鄂尔多斯盆地北部十里 图53种储层模型实际生产曲线 Fig.5The real production curves of 3 types of ation （下转第 15 页） 9 ChaoXing 第 51 卷第 5 期 2020 年 5 月 Safety in Coal Mines Vol.51No.5 May 2020 扩散特征实验研究 ［Ｊ］ ．中国矿业大学学报， ２０１７， ４６ （５） １０３３－１０４０． ［３８］ 王公忠， 孙光中．孔隙率对构造煤瓦斯渗透性影响关 系的实验研究 ［Ｊ］ ．煤矿安全， ２０１５， ４６ （７） １－４． ［３９］ 胡国忠， 王宏图， 范晓刚， 等．低渗透突出煤的瓦斯渗 流规律研究 ［Ｊ］ 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