目前山西沁水盆地南部高煤阶煤层气已实现商业开发，是中国重要的煤层气产业基地之一[1-2]。其中排采是煤层气开发的重要环节，前人研究成果认为，排采初期不合理的排采降压强度会引起近井筒渗透率下降，制约压降漏斗的传播，导致单井产能低于预期;而解吸初期不合理的套压会影响储层中的流体状态，导致产气量下降[3]。因此，在开发中正确认识气水产出机理，制定合理的排采管控制度是实现高效排采的关键。在机理方面，诸多学者认为[4-11]，气水在煤层中渗流是多相非线性的，其过程受“三敏”影响，基于此建立了非平衡吸附拟稳态条件下的流动模型;并进一步分析了储层敏感效应对气水产出的影响，总结了各排采阶段气水运移的敏感因素[5-7]。排采管控方面，将排采控制过程划分为放喷阶段、初期排水-降液面阶段、憋压阶段、憋压-控压产气阶段、控压稳产阶段和产气量衰减阶段，提出“缓慢、长期、持续、稳定”的排采原则[1-2,12-13]。虽然排采对煤层气井的开发非常重要，但我国高煤阶煤层气规模性地面开采仍处于摸索阶段，还有待于形成一套适应不同地质条件的排采管理方法体系，以往研究多针对特定区块、重点分析某一控制因素，而高煤阶储层具有孔裂隙复杂、渗透率低、敏感性强等特点，流体在储层中受多因素共同控制，并不是单一控制因素就能解决的，然而中国煤层气井排采过于依赖经验，研究形成的理论与实际难以有效结合。为此笔者以沁水盆地南部樊庄-郑庄区块为研究对象，探讨了气水产出的控制机理，重新划分了排采阶段，将理论与实际结合，提出了新的排采管控思路及方法，现场应用后效果较好，保障了气田的高效开发。
1 煤层气井排采控制机理
1.1 煤储层气水产出过程
煤储层是由宏观裂隙(外生裂隙和割理)、微观裂隙和孔隙组成的三元孔、裂隙系统，其中，孔隙是煤层气的富集场所，宏观裂隙是煤层气和煤层水的运移通道，而微观裂隙则即是煤层水的主要赋存场所，也是沟通孔隙与宏观裂隙的桥梁[14-16]。沁水盆地南部高阶煤储层渗透率总体偏低，增加了煤层气、水产出的难度，煤层气井投产前普遍采用水力压裂强化改造，而压裂裂缝为煤层气、水的产出提供了更有利的运移通道[17-18]。考虑压裂裂缝的情况下，按照孔裂隙发育尺度，煤层气产出经历了基质孔隙—微观裂隙—宏观裂隙—压裂裂缝4级流动，最终到达井筒;而煤层水产出经历了基质孔隙/微观裂隙—宏观裂隙—压裂裂缝3级流动(图1)。
图1 煤储层气、水流动过程示意
Fig.1 Flow process of gas and water in coal reservoirs
煤层气井生产过程中，煤储层中为气-水两相流动，存在气-水两相之间的相互作用。且气、水在煤储层孔裂隙通道内运移时，受孔裂缝发育尺度的影响，表现出不同的两相流运移规律。煤储层孔裂隙中气-水两相之间的相互作用主要体现在气-水相对渗透率变化中，反映了煤储层中气、水渗透性特征与两相流体的产出特征，对煤层气开发具有重要的指示意义。为此，以沁水盆地南部3号煤层为例，基于微观裂隙气-水相对渗透率曲线(图2(a))，结合宏观裂隙气-水相对渗透率曲线(图2(b))，探讨煤储层气水产出过程，指导煤层气井排采管控指标的制定。
图2 煤储层裂隙中气-水相对渗透率曲线
Fig.2 Gas-water relative permeability curves in coal reservoir
由煤储层裂隙中气-水相对渗透率曲线可以看出，煤层气井投产后，随压裂裂缝和宏观裂隙中的水逐渐被排除，宏观裂隙含水饱和度迅速下降(图2(b))，同时煤储层压力降逐渐传递至微观裂隙和煤基质孔隙，微观裂隙中赋存的煤层水在压差作用下流向宏观裂隙，微观裂隙中含水饱和度逐渐下降(图2(a)中A段)。沁水盆地南部3号煤层具有亲水性，加之微观裂隙开度较小，毛细管阻力明显，造成微观裂隙中含水饱和度下降缓慢(图2(a)中A段)。至微观裂隙中含水饱和度降至20%后，煤基质孔隙中吸附态的甲烷气体开始大量解吸，由于微观裂隙中含水饱和度已降至较低水平，含气饱和度迅速上升(图2(a)中B段)。同样由于沁水盆地南部3号煤层的亲水性和强毛细管阻力，含气饱和度达到80%后(图2(a)中B,C段)，才开始出现气相的连续流动。压差作用下，微观孔裂隙中的解吸气进入宏观裂隙，微观裂隙中剩余煤层气以气泡的形式分散在煤层水中运移至宏观裂隙，此过程可描述为“水带气”的过程(图2(a)中B段等渗点右侧)。微观孔裂隙中解吸气的进入，促使宏观裂隙中含气饱和度上升，气泡连续分布，在压差下开始流动，表现为层流，宏观裂隙中也逐渐进入“水带气”的过程(图2(b)中A段等渗点右侧)。随解吸面积进一步扩大，含气饱和度进一步增加，甲烷占据微观裂隙和宏观裂隙主要通道，气-水两相流流动也逐渐由“水带气”变为“气推水”(图2(a)中B段等渗点左侧和图2(b)中A段等渗点左侧)，“气推水”的过程促进了微观裂隙中含水饱和度的进一步降低，并逐渐成为残余水(图2(a)中C段和图2(b)中B段)，特别是微观裂隙中“气推水”的过程，促进了煤储层压力的整体下降。而当水相饱和度低到一定程度时，由毛管效应引起的流动阻力就会再次体现，泡流转变为段塞流，出现液阻现象，这种阻力在相渗的等渗点达到最大。这种变化在大型裂隙和压裂裂缝中均有出现，而在水相渗透率几乎为0的微小裂隙中很少出现。
由此可见，微观裂隙作为煤层水的主要赋存场所，其内赋存的煤层水产出是煤储层压力有效下降的重要因素，决定了煤储层疏水降压效果。作为煤层气产出的重要通道，微观裂隙存在气-水两相流动，由于微观裂隙宽度较小(纳米-微米尺度)，易形成气水界面，毛细管阻力影响明显，不利于气、水高效产出;同时，相对于宏观裂隙和压裂裂缝，微观裂隙应力敏感性强，更易造成渗透率的应力损伤，从而影响气、水产出。因此，微观裂隙中气、水渗透性特征与两相流体的产出特征，充分体现了煤层气井生产过程中气-水两相之间的相互作用，决定了煤层气井生产效果，是煤层气井排采管控所考虑的关键。
1.2 煤储层气水产出影响因素
煤储层气、水产出，除两相流体之间的相互作用，还受启动压力、毛细管力、渗透率的应力敏感性等因素影响影响。
图3 不同尺度裂缝水测渗透率及启动压力梯度
Fig.3 Water permeability and starting stress in different fracture
(1)启动压力。煤储层渗透率越低，启动压力越大，在相同驱替压力下流体的流动性越低[18-20]。沁水盆地南部3号煤储层渗透率主体低于0.1×10-15 m2，启动压力不可忽略。水测渗透率实验结果显示，沁水盆地南部3号煤储层压裂裂缝水测渗透率较大，以>50×10-15 m2为主，启动压力仅3.2×10-3 MPa/m，是可忽略的(图3);原始煤柱水测渗透率几乎为0(图3)，驱替压力的变化对微观裂隙中流体流动性控制作用小，启动压力高达0.85 MPa/m;而宏观裂缝宽度小，渗透率较低，水测渗透率介于0.01×10-15～1.00×10-15 m2，流体运移需克服较大的启动压力(0.14 MPa/m)(图3)，且随裂缝开度减小而增大，可见在宏观裂缝中启动压力对流体运移影响较明显。
(2)毛细管力。沁水盆地南部3号煤弱亲水且微孔发育[21]，气水产出过程中易形成气水界面，存在毛细管阻力，裂缝宽度越小，其阻力就越大(图4)，越不利于气水的高效产出。在排采过程中，气水通过基质—原生微小裂隙—大型裂隙—压裂裂缝4级流动，由小尺度裂隙向大尺度裂缝运移，毛管阻力逐级变小。
图4 煤储层毛管压力曲线(压汞实验)
Fig.4 Capillary pressure curves of coal reservoirs(mercury porosimetry)
(3)有效应力。不同有效应力、注入速率条件下，测试了有效应力对天然裂缝、压裂裂缝渗透率的影响，实验表明，随着有效应力增大，宏观裂隙渗透率较初始渗透率下降65.1%～79.6%(图5(a));而在压裂裂缝中，渗透率下降幅度较小，最终可维持在初始渗透率的50%(图5(b))。可见原始裂缝对有效应力的敏感性较强，压裂裂缝受有效应力的影响相对较小(图5)。
图5 煤储层裂隙渗透率与有效应力关系
Fig.5 Relationship between permeability and effective stress of coal reservoirs
2 煤层气井排采管控方法
2.1 煤层气井排采管控阶段划分
基于上述煤储层气水产出机理，不同的排水降压阶段，流体产出的主要通道不同、流体相态也由单相转为气-水两相，导致影响气水产出的因素也在变化，微观气水运移特征亦不同。而宏观上(或者说工程上)则表现为煤层气井排采管控的压力阶段。故而，考虑微观孔裂隙中气驱水气-水相对渗透率特征和煤储层气水产出影响因素，选择“储层压力Pc、解吸压力Pde、见气压力Pjq”3个重要压力节点将煤层气排采划分为4个阶段。
(1)阶段Ⅰ:Pc<Pjd。
煤层气井启抽后，一般井底流压Pjd>储层压力Pc(图6)，是因压裂注入液体使地层增压所致[22]。因井筒内的压力大于储层压力，使压裂液流向储层，导致天然裂隙中水压上升，原始气水界面受力平衡被打破，水进入到了更微小的裂隙或孔隙，加大了微观裂隙和孔隙内的毛细管压力。若持续维持这种高的压差，进入微观裂隙和孔隙内的水会更多，毛细管压力增加会更大，后期排水难度就会增大，影响疏水降压效果。该阶段由于Pjd>Pc为单相水流，有效应力伤害、气体启动压力和相对渗透率对储层影响较小。因此该阶段的排采应重点应考虑降低毛细管阻力，最大限度排水。
图6 变速排采-低恒套压排采管控模型
Fig.6 Model of variable speed drainage-low casing pressure control method
(2)阶段Ⅱ:Pde<Pjd<Pc。
此阶段随着煤层水的不断产出，压裂增压作用持续减小。在持续降压过程中，压差逐渐增大，流体受到的驱动压力不断增加，煤层水逐渐由微观裂隙向更大尺度裂隙运移，毛细管力作用逐级减弱;而此阶段对应于宏观裂隙气-水相对渗透率曲线的A段靠右的部分和微观裂隙气-水相对渗透率曲线的A段(图2)，Pjd<Pc(图6)。随着Pjd降低，煤层承受的上覆地层有效应力逐渐变大，会导致裂缝闭合、渗透率损失，阻碍流体的运移;启动压力也会由于裂缝的闭合而增大，导致产水量见底，从而影响疏水降压效果影响。因此该阶段排采的重点应考虑尽量减小应力伤害。
(3)阶段Ⅲ:Pjq<Pjd<Pde。
此阶段Pjd降低至Pde以下(图6)，吸附在基质孔隙表面的甲烷分子开始解吸，气-水两相流出现在宏观裂隙和压裂裂缝中，而其他3个因素的影响不会发生太大变化。此时的两相流态有两种形式，一种是含气饱和度维持在较低水平，气相渗透率缓慢增加，裂隙中形成连续泡流，对水的产出无明显影响，呈“水带气”特征，对应于微观裂隙气-水相对渗透率曲线的B区等渗点右段和宏观裂隙气-水相对渗透率曲线的A区等渗点右段(图2);另一种是含气饱和度快速上升，气相渗透率迅速增加(对应于微观裂隙气-水相对渗透率曲线的B区等渗点左段和宏观裂隙气-水相对渗透率曲线的A区等渗点左段)(图2)，流态由“水带气”泡流转变为“气推水”段塞流，这对水的产出具有明显的抑制作用。因此该阶段排采的重点应考虑尽量减小气对水的抑制作用。
(4)阶段Ⅳ:Pjd<Pjq。
对应于微观裂隙气-水相对渗透率曲线的C区和宏观裂隙气-水相对渗透率曲线的B区(图2)。进入该阶段后，一方面，压裂裂缝内的压裂液已基本被排出，此阶段产水来源主要是在天然裂缝和基质孔隙内，流体的运移需要克服较大的启动压力，因此排采过程中需要较大的压差，持续保持较高的驱动压力。另一方面，由于甲烷分子解吸后流入压裂裂缝内，并大量聚集，含气饱和度增加，气相渗透率上升、水相渗透率下降，影响排水效率，因此在此阶段需要加快放气，保持在裂缝通道内较低的含气饱和度。
由此可见，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ阶段为排水阶段，仅有煤层水的产出，控制的是排水阶段;Ⅳ阶段煤层气井开始产气，进入产期阶段。
2.2 定量化排采管控指标
基于气-水产出控制机理，结合数值模拟结果和实际生产资料，提出了新的煤层气排采管控思路，建立“变速排采-低恒套压”排采管控方法，并实现了定量化参数。“变速排采-低恒套压”排采管控方法的思路和定量化参数如图6、表1所示，具体如下：
表1 高煤阶储层排采管控思路及参数量化
Table 1 Thinking and parameter quantization of high-rank coal reservoir
排采阶段压力特征影响因素定量化参数ⅠPc
(1)排水段(Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ)。应采用“快、慢、缓”变速排采。阶段Ⅰ(快)，采用较大的降液速度快速排出液体，压降速度采用0.1 MPa/d，一是最大限度的减少液体流入储层微孔隙内，二是尽快形成高压差，驱动气水界面向大尺度裂隙运移，减小毛细管力作用(图6、表1)。阶段Ⅱ(慢)，应采用慢排的方式，压降速度采用0.05 MPa/d，减小有效应力的增长速度，在渗透率损失之前尽可能多排水，确保解吸前排出更多的水，形成更大的降压面积(图6、表1)。阶段Ⅲ(缓)，为避免气相渗透率快速上升，减小气相渗透率对水相的影响，应采用较缓的降压速度，压降速度0.02 MPa/d，维持水相渗透率(图6、表1)。
(2)产气阶段(Ⅳ)。采用“低恒套压”变速排采。进入提产阶段后，该阶段保持较低的套压，减少流体运移通道内含气饱和度，同时保持套压恒定，以达到提高气水产出效率的目的，并且小幅降压，压降速度0.01 MPa/d，并多频次小幅度调气，保持较低且恒定的套压，通过区块生产数据统计，在套压<流压/2时，排水及产气效果最好(图6、表1)。
3 应用效果分析
3.1 应用区储层特征
上文研究成果在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块开展了工业化应用。该区域地层划属华北地层区山西地层分区晋东南小区，含煤地层为石炭二叠系，目前主要开发3号煤层，其厚度一般为5～8 m，埋深一般600～700 m，含气量一般大于18 m3/t。由于区域内3号煤演化程度较高(Ro介于3.5%～4.0%)，其孔渗条件一般较差，属于低孔低渗储层，平均孔隙度5.3%，平均渗透率0.3×10-15 m2。
3.2 工程应用效果对比
以研究区内的2口井为例，均位于大型宽缓背斜的核部，地层倾角小于3°，煤体结构以原生结构为主，其地质条件及开发技术相同(表2)，采用不同的排采方法。
表2 研究区试验井地质参数及开发参数对比
Table 2 Comparison of geological parameters and development parameters of test well in study area
试验井埋深/m渗透率/10-15 m2孔隙度/%含气量/(m3·t-1)井型压裂液/m3加砂量/m3QN-1井6450.155.120定向井80430.1QS-2井6210.165.319定向井79629.9
图7 不同管控方式下煤层气井生产曲线
Fig.7 Daily production curves of CBM wells under different control modes
QN-1井采用传统排采管控方式，即排水阶段缓慢匀速降压(日降压0.03 MPa/d)，见气后憋套压排采方式(套压≈流压)。产气前(排水阶段和憋压阶段)，煤层气井产水量较低(累计产水100 m3)，造成井控范围内煤储层压降面积以及压降幅度较小(图7(a));受其影响，进入产气阶段，日产气量上涨较慢，而日水量下降较快，日产水量的下降又进一步阻碍了压降面积扩展(图7(a))。
QS-2井采用“变速排采、低恒套压”管控方法。排水阶段，煤层气井产水量相对于QN-1井提高了2倍，井控范围内煤储层压降面积和压降幅度均优于QN-1井;进入产气阶段，实现了日产气量稳步提升，预期最高可达到2 000 m3/d以上，而日产水量持续稳定，说明压降面积在持续扩大，提产潜力再进一步增强(图7(b))。
采用“变速排采、低恒套压”管控方法的井，其资源动用效率明显高于传统方法(图8)，见气时间较以往缩短近30 d，排采500 d后的累产气量增加近25%。
图8 不同管控方式下煤层气井累产曲线
Fig.8 Cumulative production curves of CBM wells under different control modes
3.3 工程应用效果定量分析标准
为了分析排采管控的4个阶段疏水降压效果，引入单位压降产水量作为定量分析标准，并定量化对比研究了“变速排采-低恒套压”排采管控方法与传统方法下单位压降产水量的特征。对比结果表明，4个排采阶段均显示，采用“变速排采-低恒套压”排采管控方法单位压降产水量均高于传统排采管控方法下的单位压降产水量，说明“变速排采-低恒套压”排采管控方法排水效果相对较好，有助于流体在通道内高效运移，利于解吸面积的持续扩大(图9)。
图9 4个阶段不同排采制度与产水效果对比
Fig.9 Comparison of water production effects with different methods in each drainage stage
4 结 论
(1)考虑高煤阶煤层气井气水产出过程，其产出通道依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝，气水流动及产出受4个主要因素控制，在通道尺度由小到大变化的过程中，其主要因素分别为毛细管力、有效应力、启动压力、气水相渗。毛细阻力会因压裂增压明显加大、持续的排水降压会使有效应力增大至裂缝闭合、启动压力致使气体产出滞后、解吸后气水相渗影响流态稳定。根据该特征，可以利用“储层压力、解吸压力、见气压力”3个压力点将煤层气井降压产气过程划分为4个阶段。不同阶段的影响因素不同，需要制定针对性的排采管控对策，Pc<Pjd时需要快速建立生产压差，尽快克服毛管阻力;Pde<Pjd<Pc时需要适当放慢降压速度，以避免裂缝过早闭合;Pjq<Pjd<Pde时需要保持最大单相流压差，克服启动压力;Pjd<Pjq时需要保持套压不高于流压的一半，以保障气水两相流态的稳定，减小绝对渗透率损失。
(2)在沁水盆地高煤阶煤层气开发中，Pc<Pjd时需要以0.1 MPa/d的降压速度快速排采，Pde<Pjd<Pc时需要以0.05 MPa/d的降压速度排采，Pjq<Pjd<Pde时需要以0.02 MPa/d的降压速度缓慢排采，Pjd<Pjq时采用0.01 MPa/d的降压速度提产，同时保持套压不高于流压的一半，利用该方法能有效减小各个排采阶段主控因素对渗透率的影响，从而提高气水产出效率。
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