我国富集煤层气矿区煤层普遍存在“高储低渗”特点,通过向煤层注入蒸汽、热水等热介质增加煤层温度进而提高低渗透储层煤层气解吸渗流产量是未来煤层气增产的有效途径之一[1]。目前,对于温度影响下煤体渗透率以及煤层气吸附解吸渗流规律的研究,学者们多采用电加热法和水浴法进行研究,并取得了大量的研究成果。YANG Ralph T[2]开展了干煤样氮气-甲烷二元混合气体吸附测试,证实温度的增加能带来气体吸附量的减少;周世宁[3]通过实验数据发现,温度每升高1 ℃,煤层对煤层气的吸附量减少8%;梁冰[4]通过实验也得出煤体吸附量随温度的增加而降低的结果,并给出了煤对煤层气吸附量随温度变化的关联式;程瑞端等[5]采用电加热方法研究了50 ℃以内型煤渗透系数随温度、应力的变化规律;马东民等[6]通过煤层气吸附/解吸实验发现,温度升高促进煤层气解吸作用,尤其在中高压阶段,温度增高比压力降低对解吸作用的影响更为明显。杨新乐等[7-8]采用电加热法研究了不同温度及应力状态下块状原煤渗透率、解吸渗流量变化规律;胡耀青等[9]利用电热炉研究了褐煤热解低温阶段渗透性随温度、应力的变化规律;李志强和鲜学福[10]采用电加热法进行了不同温度及应力下煤体渗透率实验研究;许江等[11]采用水浴法进行了三轴应力条件下温度对原煤渗流特性的试验研究;于永江等[12]采用电加热法研究了温度和应力作用下型煤煤样甲烷渗透率变化规律。
在实际注热开采煤层气过程中,煤层加热有效半径的大小直接影响煤层气解吸运移量增产效果,而广泛应用于稠油油田注热增产的热介质多为含潜热量巨大的水蒸气,将成熟注热技术应用于煤层气开采更为可行。然而稠油注热开采与煤层气注热开采机理完全不同,煤层作为孔裂隙介质、煤层气作为煤层吸附态气体其注热后运移产出机理均比稠油开采要复杂的多。在低渗透储层煤层气注蒸汽开采过程中,煤层不仅受到水蒸气的加热作用,相变后水分子的进入也对煤层气解吸运移规律产生影响。传统煤层气升温实验均采用加热煤体包覆液体(水或油)进行加热,并未能反映出煤体直接注蒸汽后吸附甲烷解吸运移变化规律。而目前鲜见有关蒸汽直接注入煤层后甲烷气体运移产出规律。为获得煤层注蒸汽后吸附甲烷气体的解吸运移规律,本研究在前期工作基础上,利用自行研制的蒸汽三轴解吸渗透试验装置,改变传统加热方式,直接对煤体进行注蒸汽加热,并进行了不同应力条件下,不同饱和压力蒸汽注入煤层后甲烷解吸运移产量规律的初步试验,得出的蒸汽作用下甲烷解吸运移规律为实际煤层气注热开采工艺方案设计及井筒产量预测提供借鉴。
1 试验设备及方案
1.1 试验设备
对具有自主知识产权的温控三轴渗透试验装置进行改装,加入蒸汽发生注入系统及相应辅助设备组成试验系统。试验系统主要包括蒸汽发生器、蒸汽注入系统、三轴加压系统、稳压系统、温度测量系统、气体测量系统,试验系统如图1所示。
图1 蒸汽加热三轴解吸渗透试验装置示意
Fig.1 Triaxial experiment facilities scheme of CBM desorption and seepage with steam heating
1—蒸汽锅炉；2—液压泵；3—稳压器；4—六通阀；5—三轴解析仪；6—高压调节阀；7—量筒；8—压力表；9—气瓶；10—阀门；11—蒸汽入口；12—瓦斯入口；13—温度计；14—热电偶；15—围压口；16—轴压口；17—甲烷出口；18—凝汽出口
蒸汽热源由9 kW小型全自动电加热锅炉供给,蒸汽流量3 kg/h,额定蒸汽出口最高压力0.8 MPa(绝对压力)。蒸汽流量可通过锅炉出口阀门调节,蒸汽出口压力通过预设蒸汽出口压力值进行调节,出口处设有温度计和压力表。试验轴、围压由液压泵泵入高温导热油并通过六通阀供给,安装稳压装置防止试验过程中压力随时间、温度上下波动,孔隙压力由甲烷气瓶供给,通过高精密高压气体调节阀调节压力,三轴压力数值由CWY100精密数字压力表读出,精度0.2级;试验过程中为防止孔隙压力过大导致密封热缩套损坏而影响试验,孔隙压力保持低于围压。为使蒸汽直接加热煤体及煤体吸附甲烷效果更好,同时考虑蒸汽具有较大汽化潜热,将标准煤样尺寸增大为φ100 mm×100 mm,在煤样中心钻通孔,将蒸汽直接通过不锈钢管引入煤体中心进行对流扩散加热,入口管及三轴解吸渗透试验装置进行保温处理,加热后凝水由下端出口排出管排出。温度测量采用热电偶测温原理,使用N-6000智能型数显温度控制仪显示和控制;采用排水取气法测定运移气体量,试验用气体采用纯度99.99%甲烷气,由于甲烷有微毒,实验室保持通风。
1.2 试验方法及方案
试验煤样采用圆柱状原煤。试验原煤来自沁水煤田太原组东山矿,无烟煤。新鲜煤样从矿区采集后蜡封送至实验室内,利用大型煤样钻机结合奈川φ100 mm水钻钻头进行取样,取样后经切割机切割至尺寸φ100 mm×100 mm,并利用小型钻机在煤体中心钻φ10 mm通孔,称重后置于真空干燥箱内,加热到100～105 ℃时恒温干燥8 h,再冷却至室温后备用。试验时将煤样用φ120 mm的耐高温热缩套和胶布密封后置入三轴渗透装置,连接各种辅助装置;三轴渗透仪密闭后,加上预先设定好的围、轴压,关闭六通阀围、轴压接口保持围轴压固定后,打开孔隙压接口加载甲烷气体压力,使煤样进行吸附。在试验过程中,若煤体围、轴压无法加载,则表明煤体破坏,需重新更换煤样进行试验。试验过程中由于锅炉蒸汽压力限制,考虑甲烷气体压力高蒸汽无法注入问题,必须保证注入蒸汽压力不低于孔隙压力。试验过程中为保持初始条件一致,取24 h为试验吸附时间。蒸汽达到预先设定饱和压力后,开启蒸汽入口阀门,同时开启蒸汽出口阀门和甲烷出口阀门,模拟实际开采过程中的蒸汽通入钻孔后热量扩散凝结。蒸汽出口管接量筒测定凝汽携带甲烷流量,与甲烷出气口测定甲烷流量累加作为试验测定甲烷运移产量。由于试验煤试样相对较小,蒸汽潜热量较大,试验注蒸汽时间取10 min。
2 试验数据处理及分析
2.1 常温煤体甲烷解吸运移试验结果
为验证试验装置的合理性,首先对试验装置进行常温下4 MPa围、轴压条件下、不同孔隙压力煤样吸附甲烷解吸运移试验,实验室环境温度22 ℃,试验结果如图2所示。
图2 不同孔隙压力下甲烷运移产量变化规律
Fig.2 Variation of migration yield at different pore pressures
由于甲烷产出过程实际经历了从煤基质内表面脱附解吸、通过基质和微孔的扩散以及裂隙系统渗流3个基本过程[13],其扩散和渗流过程属于串并联发生的混合运移过程,试验中模拟煤层实际受载三轴应力时最终测得甲烷量为运移产出过程流量,故本文称甲烷运移产量。结合实验数据,在4 MPa围、轴压时,不同孔隙压力条件下,甲烷运移产量与解吸时间关系近似与Langmuir曲线相似,在无外加温度作用时,甲烷运移产量随时间变化的拟合关系式可用式(1)表示:
(1)
式中,Qs为甲烷运移产量,mL;α为甲烷极限吸附量,mL;β为解吸参数;t为解吸时间,min;c为拟合系数。
由图2可知,在一定的围、轴压时,常温下对煤体进行吸附解吸过程时,随着孔隙压力的增大,由于分子间距减小,分子与分子间作用力增强,甲烷分子撞击煤体孔隙表面的几率增加,因此更多的甲烷分子被煤基质孔隙表面所吸附,煤体在高孔隙压力下吸附量增加,进而使得甲烷运移产量随之增加。实验中孔隙压力从0.5 MPa上升到2.0 MPa的过程中,甲烷运移产量增加了40.4%。这与文献[7,14-15]所得的定性描述规律相一致。
2.2 注蒸汽过程油温及煤体温度变化结果
2.2.1 煤体温度与油温理论关系
试验设备热电偶安装在油层侧,煤温需间接根据传热方程由油温数据获取。三轴解吸渗透装置可看成一个中心蒸汽对流加热由煤(A)、热缩套(B)、油(C)3层不同材料组成的圆筒传热模型,如图3所示。
根据传热方程可得到煤温和油温关系式:
(2)
式中,q0,q1分别为导热传热量和蒸汽对流加热量,J,且q0=q1;L为煤体长度,mm;r1～ r4分别为煤体中心孔、煤体外边界、热缩套外边界、油层外边界半径,mm,对应数值分别为5,50,52,102;T1～ T4为对应的温度,℃; T0,TC为注入饱和蒸汽温度和煤体平均温度,℃;λA～λC分别为煤体、热缩套、高温油导热系数,W/(m·℃),数值在实验室由快速导热系数仪测定,测定值分别为0.42,0.35,175;h为表面对流换热系数,W/(m·℃),取12 000[16];t为注热时间,min。
图3 试验装置传热模型示意
Fig.3 Model of heat transfer of experiment
根据式(2),可得出注蒸汽10 min后,不同饱和压力蒸汽条件下煤体平均瞬态温度(距中心孔r1/2处煤样温度)与油温的对应关系,如图4所示。对于该试验设备,煤样任意一点温度与测量油温呈线性对应关系,且随蒸汽注入压力的升高,煤体温度随之升高,由此煤体瞬态温度可由油温近似估算得出。试验采用的加热方式较传统电加热方式对煤体加热更为有效,且加热速度更快,同时也更适合工程实际中煤层气井筒注热开采模式。
图4 煤体平均温度与油温理论关系
Fig.4 Relationship of temperature between coal and oil
2.2.2 注蒸汽过程油温及煤体温度变化结果
(1)图5为环境温度22 ℃,0.5 MPa孔隙压力条件下煤样注入不同饱和压力蒸汽后测量油温及相应煤体温度随注热时间变化关系。由图5可以看出,在不同注热压力下,油温随注热时间的增加近似呈现不断增加的指数变化趋势。当试验最高注蒸汽压力0.7 MPa时,注热10 min后,煤体平均温度最高可超过100 ℃。试验装置突破前期试验装置外围水加热而导致煤体温度较低的缺点,可更真实反映井筒注蒸汽开采煤层气运移采出规律。
图5 油温测量值及煤温随注热时间变化关系
Fig.5 Variation of temperature of oil and coal with the time
(2)由图5可知,对煤体注入饱和蒸汽压力越高,煤体瞬时温度越高,在某一固定注入蒸汽压力下,煤体温度随注热时间增加并未呈现线性增加的趋势,而是呈现温度增量不断减小的趋势。这是因为水蒸气在相变换热过程中,开始阶段大量相变潜热不断扩散进入煤体孔裂隙中,煤体温度迅速提升,随着蒸汽不断相变凝结,煤体表面形成一层凝结水膜,导致表面换热系数降低,热阻增加,换热能力减弱,因此尽管注热强度不变,煤体温度提升较慢。因此,在实际煤层气注热开采工艺中,对于煤层蒸汽注入时间应有限制,防止由于注热时间过长而影响煤层气注热开采工艺热经济性。
2.3 蒸汽作用下煤样甲烷运移产量及运移速率变化规律
如图6为4 MPa围、轴压,0.5 MPa孔隙压力时不同蒸汽压力作用下煤样吸附甲烷累积运移产量随时间变化规律。由图6可以看出,随注热压力和注热温度的提升,甲烷运移时间及最终累积运移产量均增加,各增量见表1。
图6 不同蒸汽压力下甲烷运移产量变化规律
Fig.6 Variation of migration yield at different steam pressures
表1 甲烷运移产量及运移时间增量
Table 1 Increment of yield and time of migration
由表1可以看出,随注入饱和蒸汽压力线性增加,甲烷运移产量增量并非呈线性增加的趋势,而是随着注热饱和压力的增加,甲烷运移产量增幅呈现减缓的趋势。在试验条件下,甲烷运移产量增量ΔQ随注入饱和蒸汽压力变化关系可近似用指数方程表示:
ΔQ=aebps+cedps
(3)
式中,a,b,c,d为拟合系数,a=2.6×106,b=-0.9,c=-2.65×106,d=-0.9,R2=0.998;ps为饱和蒸汽压力,MPa。
造成ΔQ这一变化趋势是由于对于蒸汽热源,其热量主要集中在潜热内,潜热在煤体中的释放是煤体温度增加的主要原因,而对于更大压力的饱和蒸汽,显热并未对煤体温度有更大的提升能力,因此提升饱和蒸汽压力,煤体热扩散半径温度场并未有更大的提升,煤体甲烷运移产量增量也变化不大。由此可知,在实际煤层气注蒸汽井筒开采过程中,只要在考虑井筒热损失的条件下,保证注入蒸汽在井筒底部以潜热能量释放就可以获得较为理想的气体产量。
图7为不同饱和蒸汽压力条件下甲烷运移速率变化规律。煤体内甲烷运移速率主要取决于煤体渗透特性。已有成果表明,应力、温度、水分对煤体渗透特性均有较大影响。在温度和有效应力影响下,煤体渗透率K理论模型可用式(4)表示[17]:
K=Kzexp(a1T-a2σ)
(4)
式中,T为温度,℃;σ为有效应力,MPa;Kz为初始渗透率,10-15m2;a1,a2为拟合系数。
图7 不同饱和蒸汽压力下甲烷运移速率变化规律
Fig.7 Variation of migration velocity at different saturated steam pressures
由式(4)知,不同有效应力条件下煤体渗透率与温度关系存在一转折区。在温度加载条件下,转折区位置取决于有效应力与热膨胀应力的大小对比关系。σ<σT时(σT为热膨胀应力),煤体向外膨胀,孔裂隙张开,渗透率随着温度升高而升高;反之,σ>σT时,较高有效应力不仅增加了煤体的可压缩性,同时限制煤基质向外膨胀,变为向内膨胀堵塞孔隙通道,渗透率随温度升高而降低。
对于不同含水率煤体,甲烷通过渗透率表现出指数变化规律,理论模型可由式(5)表示[18]:
K=me-nw
(5)
式中,w为含水率,%; m,n为系数。
由式(5)知,随含水率增加,煤体渗透率值逐渐减小,水分对煤体渗透率起抑制作用。
由图6和7可以看出,未注蒸汽条件下煤样吸附甲烷后的解吸运移产出过程由于甲烷孔隙压力的不断降低导致运移速率呈不断下降的趋势,而注热过程中甲烷解吸运移是在温度、应力、水分的共同作用下完成的,其运移速率的变化趋势与未注热解吸运移所表现的趋势不同。
由图7可知,注热后甲烷解吸运移过程运移速率变化可大致分为2个阶段：第1阶段为有效应力和水分主导阶段的甲烷运移速率降低阶段;第2阶段为气体吸热甲烷压力主导的运移速率抛物线变化阶段。在边注热边解吸运移初始阶段,由于蒸汽潜热的扩散作用,煤体温度迅速升高,一方面,吸附于煤基质表面的甲烷气体吸收热量,分子动能提高,活性提高,大量从煤体表面解吸出来称为游离气体,煤体孔裂隙中甲烷气体浓度增加,这为后续甲烷运移产量的增加提供了保证;另一方面,煤体由于温度的提高,热膨胀应力增加,发生膨胀变形,煤体裂隙扩张、孔隙度增大导致煤体渗流通道变大[19],但由于试验过程采用稳压装置,围压和膨胀应力的共同作用造成有效应力的增加,反而会导致煤体向内膨胀,孔裂隙变形,渗流通道缩小,同时在注热开始阶段,蒸汽相变为水后水分子进入煤体孔裂隙也会造成煤体部分渗流通道堵塞,煤体渗透率降低。这样结合式(4)和式(5)可知,在有效应力增加、水分子渗入煤体和气体吸热解吸的耦合作用下,注热初始阶段,甲烷解吸运移过程表现为运移产量较未注蒸汽运移产量少,同时运移速率较慢的特点。但是值得注意的是,在注热过程中,随着蒸汽相变的不断进行,煤体中心孔表面形成一层凝结水膜,由于水膜的存在,水分子若无更大压力将很难进入到煤体内部,这样,随着注热时间的延长,进入煤体内水分更少,这一阻碍甲烷运移产出的因素也近似可以忽略。在注热结束后,有效应力达到最大,煤体运移通道被充分压缩达到最小,加上煤体孔裂隙水分子的堵塞,试验发现在1～2 min左右煤体几乎无甲烷运移产出,气体运移速率几乎降为0。然而此时吸附甲烷分子不断吸热脱附解吸,在煤体中游离态甲烷含量不断增加,煤体温度下降,热膨胀应力减小,有效应力开始降低,煤体孔裂隙向外张开,已变成游离态的气体逐渐从渗流通道中流出,部分水分子被挤出,随着吸热解吸的不断进行,运移产量不断增加,运移速率不断增大,达到一个最大值后逐渐呈现无注热条件下的解吸运移的趋势,然而由于温度升高造成甲烷解吸量增加,煤体内游离甲烷浓度较高,此时的运移速率依然较未注热条件解吸运移速率高,同时由于温度的作用,吸附甲烷不断解吸出来,煤样整体解吸运移时间变长,最终甲烷解吸运移产量较未注热条件下运移产量更高。
3 工程讨论
在煤层气注蒸汽开采工艺中,对于已吸附在煤体中的瓦斯解吸运移过程,煤层中可采气量(即解吸游离气体)是影响煤层气运移产量的重要因素。煤层气常规解吸后,瓦斯压力下降至解吸压力之下,煤层气体失去渗流动力,无法经过孔裂隙通道渗流产出。对煤层注入一定热量蒸汽后,蒸汽释放汽化潜热,煤层温度大面积增加,在温度效应作用下,煤层气吸附量减小,可采气量增加,同时气体分子吸热动能增加,活性增加,解吸运移能力增强,瓦斯运移产量增加。实验表明[9],在100 ℃范围内,煤体渗透率存在一个转折区,当煤体温度高于50 ℃而低于80 ℃,煤层瓦斯渗透率增加,同时由于可采气量的增加,共同导致气体运移速率的增加,此时井筒产量大幅度增加,随着气体解吸运移不断进行,由于解吸吸热,导致煤体温度不断降低,当温度降低至50 ℃以后,渗透率减小,但可采气量依然增加,此时运移速率降低,煤层气产量较之前有所下降,但总体产量依然较未注热保持较大增长。因此在煤层气井抽开采后期,利用注热可促进煤层残余瓦斯解吸运移,从而大幅度提高煤层气采出速率和采出量[20]。
在向低渗透储层煤层气井注入蒸汽热源后,由于蒸汽携带巨大潜热,热量迅速向煤层迁移,煤层气大量解吸并运移产出,根据试验所得规律并结合前人试验成果可以认为,注热后沿煤层气井径向方向,煤层温度达50 ℃以上的范围可近似认为该径向位移为煤层注热有效半径。在该有效半径范围内,由于吸附气体的大量吸热解吸,煤体渗透率提高,井筒产量大幅增加。在注热后一定时间内,低渗透储层煤层气井能够重新达到工业气流规模,对煤层温度进行监测控制并在其下降到一定温度后反复注热,煤层气能在长时间内保持高产。
4 结 论
(1)注蒸汽开采是煤层气促解增产的有效途径,0.7 MPa饱和蒸汽压力下煤甲烷解吸运移产量较常规开采甲烷运移产量可增产46.3%。
(2)注饱和蒸汽条件下吸附甲烷解吸运移产出全过程分为两个阶段,注热时有效应力及水分进入煤体对甲烷运移速率起线性抑制主导作用,注热后吸附甲烷吸热脱附对甲烷运移速率起先增加后减小的指数促进作用,同时由于温度、应力、水分耦合作用,注蒸汽开采解吸运移时间更长。
(3)蒸汽注入井筒内保证以潜热状态释放即可获得较好的甲烷运移产量,同时煤体温度随注热时间增加呈现指数递增趋势,为提高煤层气注热开采技术经济性,注热时间应有所限制。
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