煤层气排采过程遵循“排水—降压—解吸—扩散—渗流—产出”，概括起来，分为3个过程:煤基质孔隙的表面解吸过程;通过微孔隙(含微裂隙)扩散到裂隙过程;以达西渗流方式通过裂隙向井筒运移产出过程[1-4]。煤层气排采动态受到众多地质和工程因素影响，国内外学者已经针对不同地区开展了大量研究，指出排采动态受控于煤层厚度、渗透率、临储比、含气量、水文地质等地质因素和压裂方式、压裂规模、排采工作制度等工程因素[2-3,5-7]。
滇东-黔西地区煤层气资源丰富，开发潜力巨大，属于多煤层叠置含气系统，表现为同一煤系内部垂向上发育2套及以上的地层流体压力系统相互独立的含气系统，且其单煤层煤层气资源丰度较低，多煤层合采是获得稳定工业气流的前提[8-10]。虽然合采井各产层储层参数差异导致层间干扰等问题，但已有大量研究证实在层系优选的基础上合采具有可行性，可以通过排采控制减缓伤害实现高产[10-15]。在白杨河矿区、沁水盆地南部、柳林区块、织金区块、淮南矿区等地已有合采井排采动态影响因素研究报道[16-19]。其中，张兵等[16]分析了柳林区块50余口合采井生产动态，认为山西组煤层产能受控于煤层厚度、太原组煤层产能受控于水文地质，并且压裂规模较小(注入液量<400 m3)、排采过快致使储层伤害严重导致了低产;朱东君[17]综合研究了地质因素和压裂方式(多层合压、多层分压)、排采控制等工程因素对织金区块产气量的影响，认为该区地质条件优越，优选压裂方式，合理控制套压，缓慢控制流压，对高产和稳产非常重要;雍晓艰等[19]基于阜康白杨河矿区合层排采影响因素研究，发现储层压力、顶底板岩石特征、临界解吸压力、渗透率等参数匹配不好的排采井，层间干扰较大，产气能力不理想，但是各项储层参数相似的合采井，产气量仍有较大差别。
从目前国内外研究现状来看，不同区块合采井排采动态主控因素不同。针对滇东黔西地区，前人已对典型井排采动态进行过深入分析[9-10]，但对排采动态影响因素尚缺乏系统性认识，尤其是对排采工作制度这一重要工程因素研究尚不深入。笔者基于滇东-黔西地区40余口(排采井12口)煤层气井资料，通过单井排采动态典型指标提取和地质、工程因素综合分析，探讨了恩洪、老厂、土城区块排采动态差异主控因素，进而提出了本区初始排水速度优化步骤，对滇东黔西煤层气井生产具有一定的实际意义。
1 地质概况
滇东-黔西地区系指云南宣威、曲靖、富源、师宗、沾益及贵州水城、盘县、六枝、威宁等地，含煤面积2.58万km2。主要含煤层气盆地总资源量达3.88万亿m3，具有很大的开发前景[20]。本文主要研究区包括滇东的恩洪、老厂区块及黔西的土城区块(图1)，恩洪区块主体为一轴向近SN的大型复式向斜，两翼地层倾角一般为10°～30°;老厂区块为一走向NE的不对称复式背斜，NW翼构造复杂，地层倾角30°～50°，SE翼保存完好，基本为平缓的单斜构造，地层倾角8°～15°;土城区块地处土城向斜北翼西段西部，为一单斜构造，地层倾角27°～68°[10,21]。
图1 研究区地理位置
Fig.1 Location of study area
图2 研究区地层柱状
Fig.2 Stratigraphic histogram of study area
研究区煤系地层包括黔西的上二叠统长兴组、龙潭组和滇东的上二叠统宣威组，煤系上覆下伏地层分别为下三叠统的飞仙关组和下二叠统的峨眉山玄武岩组[22]。煤系地层沉积多由分流河道和沼泽、扇缘砂体叠合而成，主要由砂岩、泥岩、碳质泥岩和煤层组成，偶有薄夹层的石灰岩(图2)[22]。主要排采煤层包括宣威组7，8，9，16，21号煤层，长兴组下部7，8，19号煤层、龙潭组中上部1，3，5，6，9，10，12，13，15，16，29号煤层，在构造上保存于区域向斜和小型断块区内[23]。排采煤层煤岩顶底板多为砂泥岩护层，隔水性较好，有利于各个层段形成独立压力系统，减小合层排采时的层间干扰，为合采提供条件[24]。煤储层特点表现为中-高煤阶，单煤层厚度薄(0.9～6 m)、层数多，层间间距较小，稳定性较差，纵向上形成多个大的含煤组合，渗透率偏低(4.5×10-18～2.433×10-15m2)且平面和垂向变化大，含气量丰富(4.16～21.99 cm3/g)，因此，单煤层煤层气资源丰度较低使得多煤层合采成为提高单井产量的必要手段。
2 排采动态分析
2.1 排采动态典型指标提取
由于煤层气井排采动态受多种地质因素和工程因素控制，煤层气井排采动态曲线多呈跳跃和多变的形态，变化剧烈复杂，仅从表面上难以挖掘和揭示其背后蕴含的地质和工程信息。因此，笔者基于前人[7]提出的煤层气排采动态典型指标分析体系，通过排采曲线(图3)选取了初始见气时间(出现15 d以上较连续产气量之前的单一排水延续时间)、初始降液幅度(原始液面与初始见气时动液面的差值)、初始排水速度(初始降液幅度与初始见气时间的比值)反映初始排水阶段生产动态，同时利用典型日产水量(气水同产阶段动液面稳定期间的平均日产水量)、典型日产气量(气水同产阶段日产气量连续15 d 以上稳定期间的平均日产气量)、峰值日产气量(气水同产阶段最高日产气量)作为煤层气井产水和产气能力的代表性指标，反映由于单井地质条件和工程条件引起的单井排采动态特点，研究区内12口排采井排采动态指标见表1。
图3 老厂X-04井排采动态曲线
Fig.3 Drainage curve for well X-04 in Laochang area
表1 研究区煤层气井排采动态典型指标
Table 1 Drainage dynamic typical indexes of CBM wells in study area
区内12口排采井生产数据显示本区除X-03井外，均为合采井，其中一半排采井产层数大于4(表1)。尽管本区典型日产水量差异不大，分布在0.4～2.5 m3/d，但整体典型日产气量较低(平均504.2 m3/d)，仅个别井典型日产气量达到1 000 m3/d(Z-03井、Z-04井、Z-06井)。区内气井排采动态差异较大，其中，滇东(恩洪、老厂区块)产层数较少，平均典型日产气量较低(278.6 m3/d)，仅老厂X-04井超过500 m3/d，黔西(土城区块)产层数较多，平均典型日产气量较高(820 m3/d)，仅Z-01井、Z-02井≤500 m3/d。基于此，后文通过单井地质和工程条件差异探讨本区排采动态的主控因素。
2.2 排采动态影响因素分析
煤层气井排采动态明显受到煤储层厚度、含气量和渗透率等静态地质因素影响，由于煤层气井的产气能力是由煤储层的储气能力和排液能力共同决定的，因此，笔者定义单井动用资源丰度表征煤储层的储气能力，排液能力则由渗透率表征。另外，鉴于滇东黔西地区煤体结构复杂[25-26]，而煤体结构同样对煤层气井产能有着重要影响[27-28]，也对煤体结构这一地质因素进行分析。除了静态地质因素，排采工作制度尤其是初始排水速度也对煤层气井产能造成影响。下面从地质和工程两个方面分析本区排采动态的影响因素。
2.2.1 地质因素
(1)单井动用资源丰度
煤层气资源丰度为单位面积(1 km2)内的煤层气资源量，其与煤层厚度、含气量和煤岩密度有关，资源丰度计算公式如下:
UIPR=10-2hρGc
(1)
式中，UIPR为煤层气资源丰度，108m3/km2;h为煤层有效厚度，m;ρ为原煤基密度，t/m3;Gc为原煤基(水分平衡基)含气量，m3/t，原煤基(水分平衡基)含气量与空气干燥基含气量在数值上差异不大，因此,在计算资源丰度时，可用较易获取的空气干燥基含气量近似代表原煤基(水分平衡基)含气量。
单井动用资源丰度通过累加单井的排采煤层得到，计算结果见表2。
表2 研究区煤层气井动用资源丰度和产气量数据
Table 2 Producing resource abundance and gas production of CBM wells in study area
研究区煤层气井单井动用资源丰度与典型日产气量、峰值日产气量关系图(图4(a),(b))表明，黔西(土城区块)动用资源丰度普遍高于滇东(恩洪、老厂区块)，并且动用资源丰度与日产气量具有正相关关系,使得黔西(土城区块)日产气量同样较高。当动用资源丰度小于3.5×108m3/km2时，典型日产气量多低于500 m3/d，峰值日产气量多低于800 m3/d，这说明单井动用资源丰度作为基础因素在一定程度上决定了合采井的产气量。另外，单井动用资源丰度对峰值日产气量的影响强于其对典型日产气量的影响(图4(c))，说明单井动用资源丰度决定了煤层气井产量峰值，而达到产气高峰之后能否保持稳产更多取决于排采控制。另外，数据离散程度较高说明除动用资源丰度外，有其它因素影响煤层气井产气量。
图4 研究区日产气量与单井动用资源丰度关系
Fig.4 Relationship between daily gas productions and producing resource abundance in the study area
(2)渗透率
除了单井动用资源丰度，从煤层气开采的机理方面来看，煤储层渗透率无疑是影响不同区块煤层气井排采动态差异最为重要的地质因素[29-31]。研究区煤层气井典型日产气量与区块排采煤层渗透率关系图(图5)表明:老厂区块煤储层渗透率最低，整体日产气量最低，仅X-04井产量相对较高(推测与该井排采煤层渗透率在老厂区块中相对较高有关，但目前尚缺乏具体资料证实);恩洪区块煤储层渗透率总体较低，对应典型日产气量总体上也较低;土城区块煤储层渗透率、整体日产气量均较高，仅Z-01井和Z-02井产量较低。Z-01井和Z-02井这种与区块煤储层产气能力不相适应的特殊产量现象下文将从工程因素方面进行分析解释。
图5 研究区煤层气井典型日产气量与区块排采煤层渗透率关系(渗透率为区块排采煤层统计数据)
Fig.5 Relationship between typical daily gas production of CBM wells and permeability of drainaged coalbed in study area(permeability is the statistical data of drainaged coalbed within the block)
图6 研究区煤层气井典型日产气量、排采煤层渗透率、煤体结构关系
Fig.6 Relationship among typical daily gas production of CBM wells and permeability and coal structure of producing coalbeds in the study area
(3)煤体结构
煤体结构是煤体构造变形程度的宏观描述[32]，袁崇孚[33]按照煤体构造破坏程度，将煤体结构划分为:原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤。姚军朋等、谢学恒等[34-35]基于测井曲线组合将煤体结构划分为三大类:Ⅰ类为原生结构煤;Ⅱ类为碎裂状构造煤;Ⅲ类为碎粒—糜棱状构造煤。笔者根据煤体结构测井解释方法[34-36]，参考前人分类标准对本区12口排采井排采煤层进行了煤体结构识别，分析了其与相应生产井典型日产气量关系(图6(a))，发现Ⅲ类煤体结构对应典型日产气量整体较低，Ⅰ类、Ⅱ类煤体结构对应典型日产气量整体较高。而研究区煤体结构与渗透率关系图(图6(b))表明:Ⅰ类煤体结构对应渗透率最高，Ⅱ类煤体结构次之，Ⅲ类煤体结构对应渗透率最低。这是因为原生煤内、外裂隙发育，而碎粒煤和糜棱煤遭到构造运动强烈破坏，使得裂隙间的连通性降低，渗透率降低。而适度构造运动产生的构造裂缝贯穿了内生裂隙间的联系，使得部分变形微弱的碎裂煤渗透率高于原生煤[25,37]。又如前文所述，渗透率越高，煤层气井典型日产气量越高，这是煤体结构不同造成滇东、黔西产量差异的主要原因之一。另一方面，糜棱煤煤体疏松、破碎，压裂时一是煤粉含量较高，容易堵塞裂缝;二是压裂缝不易延伸。排采时，压力仅在煤颗粒与煤颗粒缝隙之间传递，起不到真正降压排采的目的[27]，同样造成产量较低。三是Ⅲ类煤体结构的存在使得合采井排采煤层层间渗透率差异较大，排采中高渗层流体流速明显大于低渗层，导致高渗层产生速敏效应，降低原有渗透率，致使压降漏斗扩展小，供气能力减弱[19]。
2.2.2 工程因素
煤层气井能否高产稳产很大程度上取决于排采工作制度尤其是初始排水速度，在滇东黔西地区，煤储层具有多层叠置、超压低压并存、煤体结构复杂及弱含水特征，并且渗透率相比沁水盆地和鄂东地区偏低，应力敏感性较强[25,38-39]。同时，由于合采井层间干扰的问题，合理的排采工作制度显得尤为重要。前人研究[40-42]表明排水降压阶段的排采效果，对煤层气井最终产量至关重要。彭兴平等[9]针对织金区块合采井排采曲线进行了分析，指出了低速-低套-阶梯式降压原则，侯登才等[10]同样基于土城区块合采井排采曲线和数值模拟，确定了不同阶段控制原则，特别是在初始排水阶段，需要严格控制动液面高度。下面重点分析初始排水速度，也就是见气前排水降压阶段排采工作制度这一工程因素对排采动态的影响机理。
初始排水速度是指初始降液幅度与初始见气时间的比值[7]，也称作排采强度、降液速率等[43-44]。初始排水速度过快使得井筒附近流体以较高流速和较大流体压差流向井筒，有效应力效应快速增加，造成储层裂缝变窄甚至闭合，渗透率快速降低，压降漏斗无法充分扩展，使得气源供给不足，难以高产稳产。另外，还会造成煤粉阻塞，导致卡泵频繁、修井关井甚至煤矿安全等问题，同样也会造成产量较低[4,41,45-46,47]。这种影响在研究区表现得十分明显(图7(a))。为综合分析地质因素和初始排水速度对排采动态的影响，笔者通过滇东黔西同一生产井地质参数、初始排水速度对比(图7)发现:排水速度较小时(小于1.5 m/d)，即使渗透率较低，单井动用资源丰度较小(Z-04井)，典型日产气量仍较高(1 000 m3/d);而排水速度较大时(大于6 m/d)，即使渗透率较高，单井动用资源丰度较大，产气量仍然较低。比如土城Z-01井、Z-02井，恩洪Y-02井，这既解释了之前提到的土城Z-01井和Z-02井产量低异常的问题，又充分说明初始排水速度是本区排采动态的主控因素。
图7 研究区煤层气井典型日产气量与初始排水速度、最大渗透率和动用资源丰度关系
Fig.7 Relationships between typical daily gas production of CBM wells and primary drainage rate,maximum permeability and producing resource abundance in study area
煤层气产出经历单向流阶段、非饱和单向流阶段、气-水两相流阶段[1]，煤储层渗透率与这个过程压降变化密切相关[48]，这种压降变化在初始排水阶段就表现为降液速率[49]，即初始排水速度。初始排水速度过快，一方面造成绝对渗透率快速降低，造成应力敏感;另一方面，又会使得非饱和单向流阶段水相相对渗透率快速降低，造成压降漏斗无法持续扩展。因此，控制初始排水速度具有双重意义:一是减缓绝对渗透率(应力敏感)降低速度，二是减缓水相渗透率降低速度。尤其是在滇东黔西整体低渗透率、吸附时间短的背景下，如恩洪Y-02井，排采煤层平均吸附时间仅4.39 d，而初始排水速度高达10.5 m/d，初始排水速度较快使得近井地带地层压力快速降至临界解吸压力，导致吸附气快速解吸-扩散，含气饱和度的快速增加很快抑制了水相渗透率，使得两相流出现过早，抑制了排水降压和压降漏斗扩展，导致产气高峰出现早且快速衰减，最终使产气效果不理想。笔者用数值模拟软件模拟了滇东-黔西吸附时间为5 d的某煤层在不同初始排水速度条件下，见气后100 d内的日产气量和累计产气量(图8)，模拟结果表明，当初始排水速度从3.3 m/d降低到2 m/d后，在初始见气后100 d内，日产气量和累计产气量皆上升了一倍左右，可见，初始排水速度控制对煤层气排采有着十分重要的价值，尤其是在吸附时间短的情况下，更是如此。
图8 不同初始排水速度条件下产气特征数值模拟结果对比
Fig.8 Comparison of simulation results constrained by differerent primary drainage rates
综上可见，针对研究区而言，应将排水速度尽可能降到最低，降低应力敏感的负作用，同时抑制早期解吸和扩散，推迟煤层中两相流出现时间，保持长时间单相水渗流，使得压降漏斗波及范围尽量扩大，最终实现单井产气潜力的有效释放。下面，笔者将基于初始排水速度优化，提出研究区初始排水速度优化步骤。
3 初始排水速度优化步骤
长期以来，“缓慢、长期、持续、稳定”成为我国煤层气井排采的基本原则[2,41,50]，尤其是在初始排水过程，切不可追求快速见气而盲目加大排采速度已经达成共识[4,45-46]。排采制度的核心是基于动液面和套压的协同作用，控制井底流压下降速率。对于初始排水阶段，井底流压主要受到动液面控制[49]，因此，初始排水速度优化主要通过控制动液面高度实现。对于初始排水阶段平均初始排水速度上限原则，广泛调研全国煤层气开发区块现行排采工作制度(表3)发现:产量较好情况下，初始排水速度分布在0.30～5.25 m/d。另外，谢学恒等[44]利用数值模拟兼顾了“快排、慢排”设置了4种排采方案，得到了沁南某区日降液面速率以6 m/d起降，井底流压接近0.8倍原始储层压力后，速率调整为4 m/d，井底流压接近临界解吸压力后，调整为2 m/d，产气效果最佳。彭兴平等[9]基于织金区块典型井排采曲线分析认为启抽时可以日降液面≤2 m/d适当快排，如果目的层埋藏较浅，则应≤1.5 m/d，而当储层开始卸压之后，则应保持日降液面≤1 m/d。研究区煤层气井典型日产气量与初始排水速度关系图(图7(a))亦表明，初始排水速度小于1.5 m/d时，产气量较高。
表3 不同区块煤层气井初始排水速度统计
Table 3 Statistical table of primary drainage rates of CBM wells in different areas
基于研究区多煤层叠置地质特点，通过上文合采气井排采效果分析，笔者认为初始排水阶段研究区适用于低速-阶梯降压排采制度。即以慢排为原则，把握阶段降压特征。初步分析认为，本区平均初始排水速度范围为1.5～4 m/d，针对单井初始排水速度的具体数值，需要通过数值模拟优化，优化步骤如下:
(1)给定不同平均初始排水速度:V=1.5,2,2.5,3,3.5,4 m/d，根据不同合采井多煤层各系统解吸液面海拔高度计算不同初始见气时间t=(H0-HD)/V，其中，H0指初始液面海拔，HD指合采井多煤层各系统解吸液面最大海拔高度。
(2)将t分为4段，其中t1=5～10 d，t2=t1+(t-t1)/3，t3=t1+2(t-t1)/3，整个初始排水优化过程包括以下4个基本阶段(图9):① 疏通排水阶段(0～t1时间段)，这个阶段一是为了冲洗煤粉，防止压裂液污染及长时间浸泡造成煤层垮塌，二是为了避免窜层流动，营造井向流，适当疏通快排，使得液面海拔由H0降至H1;② 基本稳定阶段(t1～t1+(t-t1)/3时间段)，这个阶段煤岩渗透率应力敏感逐渐出现，因此维持液面海拔基本不变，避免储层伤害;③ 阶梯降压稳定排水阶段一(t1+(t-t1)/3～t1+2(t-t1)/3时间段)，这个阶段临近解吸，为防止见气过快造成液面大幅波动，同时持续扩大生产压差，故在初期较短时间液面海拔降低l1(l1=(H1-HD)/2)，后期液面海拔维持不变;④ 阶梯降压稳定排水阶段二(t1+2×(t-t1)/3～t时间段)，这个阶段类似第三阶段，考虑到本区大部分排采井产层数大于5层，基于可操作性原则，控制其初期降液幅度l2=l1，降至HD，后期液面海拔维持不变，并使此阶段持续时间与第二、第三阶段相同。
图9 多煤层合采初始排水阶段划分示意
Fig.9 Primary drainage stage classification diagram for co-production from multiple coalbeds
(3)在以上模拟过程之中，考虑压后渗透率及其随地层压力降低(有效应力增加)而降低的力学过程，最终得到压降漏斗体积与初始排水速度的关系。
(4)根据压降漏斗体积与初始排水速度的关系，确定最优初始排水速度。
4 结 论
(1)本区排采动态差异较大，其中，单井动用资源丰度、渗透率作为基础因素，决定了煤层气井产气能力，单井动用资源丰度越高、渗透率越大，产气量越高。同时，Ⅰ,Ⅱ类煤体结构对应煤层气井产气量高。而初始排水速度是关键控制因素，排水速度较大时，即使渗透率较高，单井动用资源丰度较大，产气量仍然较低。
(2)控制初始排水速度具有双重意义:一是减缓绝对渗透率(应力敏感)降低速度，二是减缓水相渗透率降低速度。尤其是在滇东黔西整体低渗透率、吸附时间短的背景下，数值模拟软件模拟结果表明，初始排水速度从3.3降至2 m/d后，初始见气后100 d内，日产气量和累计产气量皆上升了一倍左右。因此应将排水速度尽可能降到最慢，降低应力敏感负作用，同时抑制早期解吸和扩散，推迟煤层中两相流出现时间，使得压降漏斗波及范围尽量扩大，实现单井产气潜力有效释放。
(3)基于全国煤层气开发区块现行排采工作制度调研和研究区排采动态分析，认为多煤层合采初始排水阶段适用低速-阶梯降压排采制度，具体分为4个步骤:即给定不同平均初始排水速度，计算不同初始见气时间，然后将整个过程分为4段:疏通排水阶段(0～t1)、基本稳定阶段(t1～t1+(t-t1)/3)、阶梯降压稳定排水阶段一(t1+(t-t1)/3～t1+2(t-t1)/3)、阶梯降压稳定排水阶段二(t1+2(t-t1)/3～t)。其中，疏通排水阶段对应压降H0-H1，阶梯降压稳定排水阶段一、二对应压降l1=l2=(H1-HD)/2。在以上模拟过程中考虑压后渗透率及其随地层压力降低而降低的力学过程，最终得到压降漏斗体积与初始排水速度的关系，确定最优初始排水速度。
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