煤储层地质条件的复杂性、钻井/压裂工程的流程化作业、排采管理的粗放性等主客观因素并存，造成频繁修井与排采间断，导致一些煤层气井产气量未达到预期^[1-10]。但是，排采数据是储层物性动态变化的实际反馈，即煤储层含气量变化对煤层气井产气量反应最为敏感。在煤层气勘探开发过程中，仅有少数井进行储层含气量测试，由于绝大多数煤储层的含气量无法准确获得，少数依据参数井取心测试，但获得的气含量数据也由于损失气量、残余气量等不稳定因素而与实际含气量存在偏差，尤其是低阶煤煤层气解吸快，测试误差则更大^[11-17]。目前，从煤层气井排采数据反演储层含气量动态变化，从而获得煤储层含气量的相关研究较少，且储层含气量的研究集中于实验室块煤，与实际开采的煤层存在明显差异^[18-21]。基于窑街矿区海石湾井田煤层气井基础排采数据，以“定体积法”为基础，计算不同煤层气井煤储层的实时含气量，对块煤的含气量动态变化进行分析研究，分析其产气机理，为研究区后续煤层气勘探开发提供重要的理论依据。

1   研究区概况

窑街矿区海石湾井田位于民和盆地中央隆起带的西南端，其主要含煤地层为侏罗系中统窑街组(图 1)。侏罗系在井田西部，走向NE，倾向SE，倾角10°~20°，越靠近超覆边界或隆起边缘，倾角逐渐加大。井田西南部煤二层中煤层气组分以CH₄为主，地质历史时期井田东部边界发生F19深大断裂，导致煤中甲烷沿煤层走向由东向西扩散运移和富集。煤二层平均厚21 m，倾角为3°~25°，大部分为可采的较稳定煤层，埋深508~1 365 m，整体由北至南逐渐加深。煤二层CH₄含量为0.011~6.22 m³/t，平均1.87 m³/t。

图  1  窑街矿区地理位置^[22]

Figure  1.  Geographic location of Yaojie mining area^[22]

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2   煤层气井排采曲线特征

研究分析海石湾井田HSW05-1D、HSW05-2D、HSW05-3V、HSW05-4D与HSW05-5D煤层气井排采曲线(图 2)发现：①各井出现套压时，根据井下压力计压力折算煤二层压力均在8~9 MPa；②各井产气量稳定升高阶段皆为井底流压均匀下降阶段，与套压变化无关；③井底流压与套压稳定时，产气量皆处于下降阶段，各井产气量衰减幅度近于一致(2021年7月5日开始稳压后各井产能一致下降)；④各井产水量大小对产能大小影响显著，从而判断在稳压排采后各井产能持续下降，分析其原因是：稳压表现为排采强度减小，产水量降低，水的湍动是一个传质过程，煤储层解吸需要水的湍动提供能量。

图  2  海石湾HSW05煤层气井群排采曲线

Figure  2.  Coalbed methane drainage and production curves of well group HSW05 in Haishiwan

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3   定体积排采方法

水作为煤层气开采的媒介，是吸附态甲烷转化为游离态甲烷的关键因素，但煤层是隔水层或弱含水层，通过压裂强制外界水进入煤层的范围有限，即水与煤接触面范围一定，因而1口煤层气井产气的煤体积是定值，即确定时间范围内煤层气井的产气量与消耗的煤储层含气量应该一致。基于海石湾井田煤层气井排采特征认识，采用“定体积法”进行排采数据分析，即假设煤层气井排采连续阶段(无修井间断)，块煤解吸–产气的煤层体积保持不变，等同于压裂注入水后所影响的储层内微孔喉的范围不变。

具体步骤如下：①绘制煤层气井组的排采曲线；②划分生产阶段，其中，自煤层气井开始产气到产气量最大时为产气上升阶段(其中，HSW05-3V和HSW05-5D产气阶段分为缓慢上升阶段与快速上升阶段)，自产气开始下降日至2021年7月31日为产气下降阶段；③以“一个时间步长的产气量是一定体积煤储层含气量降低结果”为指导思路进行分析，假定不同原始含气量进行计算；④计算时间步长为1 d，对煤储层的实时含气量进行数学分析。

设产气阶段的任意时刻为t，则t时刻累积产气量为Q_t，m³；煤储层原始含气量为q_ys，m³/t；设煤层气井累计产气时间为t_i，累积产气量为Q_ti(研究区煤层气井处于开发初期阶段，所以Q₀为0)，m³；t时刻煤储层含气量为q_t，m³/t；块煤的解吸体积为V，m³；煤的视密度为ρ，t/m³。由物质平衡定律知0—t时间段产气量为：

即

笔者以“定体积”产气为研究基础，海石湾煤二层密度为1.4 t/m³，划分产气上升和下降阶段计算自产气日起到某时刻的剩余含气量，计算步长为1 d。煤层气井组附近参数井测试煤二层含气量为6.79 m³/t，等温吸附饱和吸附量为8.7 m³/t，据此，假设原始含气量为5、6、7 m³/t。根据HSW05煤层气井组的产气数据、煤层厚度和产气范围压裂监测缝长，分别计算出产气煤体积(表 1)。

表  1  HSW05不同煤层气井煤二层参数

Table  1.  Parameters of the second coal seam in different wells of well group HSW05

井号	煤厚/m	压裂缝长设计/m	视密度ρ/(t·m–3)	产气煤体积V/m3
HSW05-1D	3.50	120	1.4	158 256
HSW05-2D	1.25			56 520
HSW05-3V	17.20			777 715
HSW05-4D	9.30			420 509
HSW05-5D	22.10			999 274

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3.1   不同井产气全阶段

根据HSW05–2D井产气数据，产气上升阶段取第1—108天(即2021年3月1日—2021年6月16日)，产气下降阶段取第109—153天(即2021年6月17日—2021年7月29日)。时间步长以1 d计算分析，假设q_ys＝5.0 m³/t，由式(3)可得q_t＝4.999 922 909 7 m³/t。

煤储层日减气量q_rj：

式中：Q_rc为煤层气井日产气量，m³。

0—t任一时刻储层实时含气量为：

以1 d为统计单位，计算可得q_t随时间变化曲线，如图 3所示。

图  3  不同原始含气量步长为1 d实时煤储层含气量变化曲线

Figure  3.  Real-time gas content change in different original gas contents in 1 d step size

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可见，设定原始含气量为5 m³/t时，q_t随时间变呈线性递减变化规律，拟合度较高。当设定原始含气量分别为6、7 m³/t，q_t随时间变化仍呈线性递减关系，且下降趋势一致。其中，将产气阶段分为产气上升阶段与产气下降阶段，规律性与全过程一致。

以相同计算方法，分别得出HSW05-1D、HSW05-3V、HSW05-4D和HSW05-5D不同原始含气量、步长为1 d产气时间与实时含气量拟合关系。可以看出，1 d的时间步长，设定原始含气量分别为5、6、7 m³/t时，不同煤层气井的排采数据，在不同阶段(产气上升阶段和产期下降阶段)的煤储层实时含气量变化关系高度一致。

以3 d为步长，进行数据统计。即设置第1、2、…个统计点为第1、4 d、…含气量值，按照1 d步长的计算方法，获得实时含气量随时间的关系曲线。同理，得出步长为5 d和7 d的关系曲线，如图 4所示。由图中可以看出，3、5、7 d步长条件下，原始含气量q_ys分别为5、6、7 m³/t时，煤储层实时含气量变化关系高度一致。

图  4  不同原始含气量不同步长实时含气量变化曲线

Figure  4.  Real-time gas content change in different original gas content in different step size

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3.2   实时含气量变化特征对比

无论原始含气量大小，随着排采的进行，不同煤层气井其煤储层实时含气量，在产气上升阶段或产气下降阶段实时含气量都与排采时间呈线性递减关系，其线性拟合公式斜率见表 2。

表  2  HSW05井群不同排采阶段曲线斜率

Table  2.  Straight slope of HSW05 wells in different drainage stages

井号	上升阶段	下降阶段
HSW05-1D	–0.001 8	–0.003 2
HSW05-2D	–0.011 6	–0.013 0
HSW05-3V	–0.000 1(缓慢)	–0.001 6
	–0.001 2(快速)
HSW05-4D	–0.000 7	–0.001 9
HSW05-5D	–0.000 5(缓慢)	–0.001 2
	–0.001 0(快速)

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每口井2个产气阶段煤储层实时含气量变化斜率皆为负值，表明其实时含气量在递减；上升阶段实时含气量直线斜率绝对值均小于下降阶段的，这可能是因为排采过程产生煤粉堵塞造成储层伤害，影响块煤中CH₄的解吸，能够解吸的煤层体积缩小。在产气过程中，煤层的实时含气量随煤层气井产气量的缓慢上升或快速上升变化速率不一。

4   讨论

煤层含气量一般是通过煤层气测试井钻取煤心进行自然解吸测试获得，多数煤层气开采井无具体数据，而实测过程，含气量包含损失气、解吸气、残余气3部分，其中，损失气是根据美国矿业局直接法(USBM)估算得到，实践证明，估算值较实际值偏低，尤其是构造煤与低阶煤，初始煤层气解吸速度快，误差更大，导致自然解吸气含量较实际含气量偏低^[23]。在“定体积法”分析过程中，本文设定多个原始含气量：5、6、7 m³/t，但q_t随时间变化均呈线性递减关系，且下降趋势一致(图 3)；实时含气量线性变化斜率相同，表明产气的连续性与原始含气量的大小无关。

对比分析海石湾5口煤层气井排采数据发现：实时含气量随时间呈线性变化，斜率绝对值增加，煤层气井高产；反之，产量衰减很快。一方面，说明煤储层污染很难恢复，另一方面，阻碍了块煤微孔腔内表面CH₄解吸，因为时间延续导致微孔喉结合水重新恢复，煤孔隙通道中结合水的氢键与范德华力得不到弱化，最终影响自由水的传质作用。因此，连续排采能激励块煤的解吸作用，连续排采是实现煤层气井高产的关键。

研究区煤储层为低阶煤，当在同一煤层气井，步长分别为3、5、7 d时，其储层实时含气量的线性关系与步长为1 d时结果一致，表明煤储层含气量变化与生产时间间隔无关。水的湍动所提供并传递的能量是煤层气井产气量上升或稳定的关键，即排采过程“CH₄·煤·水”三相界面传质作用需要水的湍动提供能量。煤层气井产气高效的必要条件是增加水–煤接触面积，即在煤层气井压裂阶段有充分的水和煤接触。另一方面，泵效同样对煤层气井产气量有重要影响，后续可继续量化讨论其对水介质的传质作用，以期对煤层气井产量变化进行量变的规律认识。

5   结论

a. 煤层气井排采数据是对煤储层参数的动态反馈，煤储层含气量随排采时间呈线性下降趋势，实验发现，不同时间步长条件下，煤层气井产气量与煤储层含气量降低趋势一致，遵循“定体积”产气，即煤层气单井产气的煤体积不变。产气量与含气量消耗同步，与生产时间间隔无关。

b. 不同煤储层原始含气量条件下，煤储层实时含气量随时间变化均呈线性递减关系，且下降趋势一致，表明煤层气井的产气量与煤储层原始含气量无直接关系，煤储层含气量降低速率决定了煤层气井的产量。

c. 煤储层为隔水层，水力压裂难以改变煤基质微孔隙通道的结合水状态，CH₄产出过程受水–煤界面作用控制。煤层气产出是“CH₄·煤·水”三相界面传质作用的结果，水的湍动提供并传递能量，激励块煤中CH₄解吸与产出。

d. 后续可从泵效方面研究其对煤层气井产量的影响，量化探讨水介质的传质作用，以期对煤层气井产量变化进行量变规律的认识。