Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 9: 1767 - 1778

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.03.012

Multi-scale desorption and seepage mechanisms during deep coalbed methane drainage and their impact on gas production

  • Qiaoyun CHENG , 1, 2 ,
  • Sandong ZHOU , 1, 2 ,
  • Dameng LIU 3 ,
  • Weixin ZHANG 1, 2 ,
  • Xinyu LIU 1, 2 ,
  • Guodong ZHOU 1, 2 ,
  • Jiacheng WEI 1, 2 ,
  • Detian YAN 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Resources，China University of Geosciences，Wuhan 430074，China
  • 2. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources，Ministry of Education，China University of Geosciences，Wuhan 430074，China
  • 3. School of Energy Resources，China University of Geosciences （Beijing），Beijing 100083，China

Received date: 2024-12-26

  Revised date: 2025-03-25

  Online published: 2025-04-15

Supported by

The CNPC Innovation Found(2024DQ02-0110)

the National Natural Science Foundation of China(42102219)

Fold

Abstract

Understanding dynamic desorption characteristics and seepage mechanisms in deep coalbed methane （CBM） reservoirs is critical for optimizing drainage strategies and enabling large-scale development. Taking the coal of the Benxi Formation in Ordos Basin as the object， the dynamic production behavior is analyzed and a mathematical model for desorption of adsorbed gas from continuous coal matrix and gas-water two-phase flow in discrete fractures. The model was solved using the finite element method. Based on simulation results， gas migration patterns during drainage were analyzed and desorption characteristics in water-saturated coal and their impact on gas production were discussed. （1） The sensitive pressure， turning pressure， and starting pressure of the CBM are 1.87 MPa， 4.77 MPa， and 7.15 MPa， respectively. （2） CBM desorption continues to expand from the near-wellbore region to the reservoir boundary. After 500 days （1.4 years） of production， the entire reservoir pressure declines below the critical desorption pressure. （3） After 1 725 days （4.7 years）， desorption efficiency transitions from low-efficiency to high-efficiency desorption， and gas production shifts from free gas dominance to primarily adsorbed gas contribution. （4） Daily gas production strongly correlates with desorption behavior within 100 m of the wellbore. Stabilizing near-wellbore desorption efficiency maintains stable gas production. The conclusions will provide theoretical support for the formulation of optimization measures of drainage and production system.

Key words： Ordos Basin; Deep coalbed methane; Gas-water two phases; Desorption characteristics; Numerical simulation of discrete fractures

Cite this article

Qiaoyun CHENG , Sandong ZHOU , Dameng LIU , Weixin ZHANG , Xinyu LIU , Guodong ZHOU , Jiacheng WEI , Detian YAN . Multi-scale desorption and seepage mechanisms during deep coalbed methane drainage and their impact on gas production[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(9) : 1767 -1778 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.03.012

0 引言

“十四五”以来，深部煤层气勘探开发技术的不断创新与实践使我国煤层气日产气量迈入了数万方的新时代［1］。煤层气产量逐年增加，且年增速稳步提升，有望成为我国天然气增储上产的重要领域［2］。深部煤层气具有“高温、高压、高含气、高饱和及高游离”的特点［3］，与中浅层在吸附/解吸规律、含气性及产气规律上具有显著差异［4-5］。深入剖析深部煤层气吸附/解吸特征及运移规律，对准确预测排采过程中的产气、产水规律，突破开发技术瓶颈，保障深部煤层气持续、稳定的生产具有重大意义。
深部煤储层含水量低，游离气占比高，大部分生产井具有投产即见气、见气即高产的特点［5］。但徐凤银等［1］分析了鄂尔多斯多口井的生产数据，表明部分井仍需要排水后见气，并将这些井的生产阶段划分为单相返排阶段、气液同出阶段、高产阶段、递减阶段及低产阶段。单相返排阶段主要为压裂液返排，气液同出阶段主要为游离气产出，高产阶段、递减阶段及低产阶段分别对应吸附气开始解吸、近井地层吸附气解吸及裂缝远端吸附气解吸［6］。这一生产规律表明深部煤层气从生产初期以游离气为主，到后期以吸附气为主的转换，可能并不是一个“点”，而是一个“过程”［7］。孟艳军等［8］基于Langmuir等温吸附理论，定义了三大关键压力（敏感压力、转折压力及启动压力），据此将深部煤层气解吸过程划分为：敏感解吸阶段、快速解吸阶段、缓慢解吸阶段及低效解吸阶段。熊先钺等［7］等对大宁—吉县区块深部煤层气的解吸规律进行分析，表明游离气向吸附气的转化过程主要取决于缓慢解吸阶段时间的长短及三大关键压力的大小。因此，目前对深部煤层气排采过程中游离气向吸附气的转化过程存在关于压力点及生产阶段的认识。但在煤层解吸区域面上还没有清晰的结论，缺乏对游离气向吸附气转化的近井位置、裂缝位置或是全区解吸时间（解吸区域的储层压力均低于临界解吸压力的时间）进行定量化分析。
现场试验和实验室试验难以监测和捕捉到煤储层数千平方公里改造区域内的动态储层压力变化。而煤储层改造区域内气、水两相产出过程的数值模拟既能支持排采过程中储层压力动态变化的可视化，又能实现不同解吸阶段的实时计算。深部煤层气井具有“高含气、高饱和、高游离气”的优越条件，加之煤储层水平井压裂技术的发展［9］，深部煤层气易高产。水平井裂缝系统在储层压力传播与气、水两相流动过程中发挥着重要作用［10］。但开展深部煤储层改造区域内的两相流动数值模拟的难点是如何将连续煤基质中的吸附气解吸与离散裂缝中气、水两相流动的耦合［11］。在页岩与砂岩储层中，离散裂缝中的两相流动模拟虽较为成熟，但其主要关注纳米孔隙中的复杂流动机制［12-13］。在浅部煤储层中，气、水两相的流动模拟通常在均质且不含压裂裂缝的储层中进行［14-15］。由于在深部煤储层中，水平井压裂技术得到了工业化的应用，且储层的解吸条件和渗流条件共同决定了解吸的难易程度以及解吸后是否容易“汇、聚、通、流”［16］。因此，对于深部煤储层，有必要在模拟过程中考虑离散的压裂裂缝，并关注基质中吸附气解吸特征以及到裂缝中的渗流机理。
综上所述，以鄂尔多斯深部煤层气井为研究对象，梳理了煤层含气性及动态产气规律。基于煤储层气、水两相生产规律推导了连续煤基质中吸附气解吸—离散裂缝中气、水两相多尺度运移的数学模型。结合数学模型并利用有限元方法，预测了深部煤层气、水两相动态生产过程。最后，根据模拟结果分析了排采过程中吸附气、游离气转化规律，揭示了煤岩解吸特征及其对产气量的影响。该研究对深入理解深部煤层气井产气、产水规律，推动排采制度优化措施的制定具有重要意义。

1 区块地质概况

1.1　地质背景及构造特征

鄂尔多斯盆地是华北地台的次级构造单元。盆地面积为25×104 km2，划分为6个一级构造单元［17］，盆地西部为西缘冲断带和天环坳陷，北部为伊盟隆起带，南部为渭北隆起带，中部为伊陕斜坡，东部为晋西挠褶带［图1（a）］。如图1（b），鄂尔多斯盆地自下而上主要发育的沉积地层包括：石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组和石盒子组，其中山西组发育1~5号煤层，太原组发育6~8号煤层，本溪组发育8~10号煤层，厚度为2~22 m。8号煤厚度大，物性最好，含气量最高［18-19］。
图1 鄂尔多斯盆地构造分区图（a）、地层综合柱状图（b）和A井煤岩特征综合柱状图（c）［17］

Fig.1 Tectonic zoning map of Ordos Basin（a），stratigraphic comprehensive column chart（b）and coal and rock characteristics of Well A（c）［17］

研究区A井位于鄂尔多斯盆地中部伊陕斜坡［图1（a）］。A井为深部煤层气井，煤层埋深3 222 m，主力煤层为本溪组8号煤，R O值为1.6%~2.2%，为中高阶煤。储层温度约为110 ℃，平均地温梯度为2.96 ℃/100 m。

1.2　水文地质特征

本溪组8号煤储层水属于承压水区，水文地质条件简单，水动力条件弱，指示承压区或滞留区，利于煤层气保存富集。地层水矿化度为126 525 mg/L，以CaCl2水型为主。

1.3　煤层物性及含气性

本溪组8号煤储层中主要分布微孔与介孔，微孔（<2 nm）体积、介孔（2~50 nm）体积、宏孔（2~50 nm）体积分别占总体积的42.2%、44.6%、13.2%。如图1（c）所示，孔隙度为3.5%~6.5%，平均值为5.8%，渗透率分布在（1~5）×10-3 μm2之间，具有低孔、低渗特征。煤储层含气饱和度为85%~90%，平均值为88%。含气量为8~31 m3/t，下部煤层含气量略高于上部煤层。

2 工程概况及排采特征

2.1　工程概况

A井垂深为3 222 m，完钻井深度为5 062 m，水平段长度为1 500 m，钻遇煤岩760 m，煤层钻遇率为50.67%，气测峰值为78.51%。原始水气比低，故注入压裂液36 642 m3，压裂改造7段，每段3~4簇，共压裂21簇。产液25 d后产气，平均日产气量为2.7×104 m3，累计排采375 d，累计产气量约946×104 m3。

2.2　排采特征

深部煤层气富含游离气，与浅部煤层相比，排采过程具有见气快、产量高、短期内可达到产气峰值、生产初期能自喷生产、稳产能力强等特点［1，20］。该研究井原始水气比低，几乎不产水，为增加煤层气采收率，共注入36 642 m3压裂液进行储层改造。在短暂的排采周期内，注入压裂液的水平井产气、产液规律基本符合深部煤层气全生命周期5个阶段［1］。研究井的排采曲线如图2所示，具体生产阶段的生产参数如表1所示。
图2 研究井的排采曲线

Fig.2 Production curve of the research well

表1 研究井在不同生产阶段的生产特征参数

Table 1 Production characteristic parameters of the research well in different production stages

生产阶段

持续时间

/d

 产气特征 产液特征

累计返排率

/%

总产气量/104 m3 日均产气量/（104 m3/d） 总产液量/m3 日均产液量/（m3/d）
阶段1：单相返排阶段 25 0 0 5 096 203.84 14.56
阶段2：气液同出阶段 13 42.24 3.25 3 199 246.08 23.46
阶段3：高产阶段 19 94.99 5.00 2 896 152.42 31.40
阶段4：递减阶段 233 644.73 2.76 6 613 28.38 56.85
阶段5：低产阶段 85 164.85 1.94 1 553 18.27 61.10
累计量 375 946.81 — 19 357 — —
5个阶段分别为：单相返排阶段、气液同出阶段、高产阶段、递减阶段以及低产阶段。阶段1至阶段3，排采前期主要为游离气，随后吸附气逐渐解吸。阶段4至阶段5，产气量逐渐递减甚至低产，地层能量供应不足，需要增压气举或人工气举补充地层能量，维持气井稳定生产［1］。
结合图2与表1中的数据可知：
（1）阶段1单相返排阶段只产液不产气，排液降压共25 d，累计产液量为5 096 m3，返排率为14.56%。
（2）阶段2气液同出阶段共13 d，此阶段游离气逐渐产出，初始产气量为0.86×104 m3，产气量峰值为5.13×104 m3，累计产气量为42.24×104 m3。产液量逐渐下降，累计产液量3 199 m3，日均产液量为246.08 m3，达到排采阶段日均产液量最高值。累计返排率为23.46%。
（3）阶段3高产阶段共19 d，游离气与吸附气同时产出，吸附气解吸处于高效解吸阶段［21］，产气量快速升高达到峰值5.74×104 m3后逐渐降低，累计产气量为94.99×104 m3。日均产液量为152.42 m3，累计产液量为2 896 m3，较前两阶段低。累计返排率为31.40%。
（4）阶段4递减阶段以吸附气解吸产出为主，持续时间共233 d，产气量逐渐减小，日均产气量由高产阶段的5.00×104 m3降低为2.76×104 m3，此阶段累计产气量为644.73×104 m3。日均产液量降低了80%，由高产阶段的152.42 m3降低为28.38 m3，累计产液量为6 613 m3。累计返排率为56.85%。
（5）阶段5低产阶段日均产气量为1.94×104 m3，较高产阶段的日均产气量降低了61%，持续时间共85 d，累计产气量为164.85×104 m3。日均产液量降低至18.27 m3，累计产液量为1 553 m3。累计返排率为61.10%。

3 排采过程中气、水两相多尺度运移机理

排采开始后，裂缝中的水与游离气开始产出，储层压力降低。当储层压力降低至临界解吸压力后，基质中的吸附气开始解吸，解吸的气体与压裂裂缝间进行物质交换，最后从压裂裂缝汇入水平井。因此，排采过程中存在煤基质与多尺度裂缝间的耦合。利用压裂水平井离散裂缝模型对排采过程的气、水两相流动进行描述。推导的模型建立在以下假设条件下：①煤基质是均质的；②水只在压裂裂缝和水平井中存在和迁移；③基质孔中既有吸附气也有游离气，压裂裂缝中只有游离气；④假设储层温度在排采过程中不发生变化；⑤忽略压裂液与煤岩间的物理、化学反应。

3.1　理论模型

（1）煤基质中流体的运移方程
煤基质为连续介质，则基质中气体质量的变化量等于基质与离散压裂裂缝间的质量交换量［22］：
∂ m s g ∂ t = M g τ R T P g - P f g
式中：M g为甲烷摩尔质量，kg/mol；R为气体摩尔常数，8.314 J/（mol·K）；T为储层温度，K；t为排采时间，s；τ为CH4解吸时间，s；P g为气体压力，MPa；P fg为裂隙中的气体压力，MPa。
煤基质中吸附气与游离气的总质量为［22］：
m s g = V s g ρ s M g R T s P s + φ m M g R T P g
式中：V sg为吸附甲烷含量，m3/kg；ρ s为煤骨架密度，kg/m3；P s为标准大气压，101 KPa；T s为标准条件下的温度，273.5 K；φm 为基质的孔隙度，%。
假设煤基质中不含自由水，但含有束缚水，束缚水的存在将影响煤岩吸附气体的能力。根据Langmuir等温吸附曲线可得含水煤岩的吸附体积为［23-24］：
V s g = V L P g P g + P L e x p - λ m
式中：V L为Langmuir吸附体积，m3/kg；P L为Langmuir吸附压力，MPa；λ为水分折减系数；m为煤岩含水率，%。
将式（2）、式（3）代入式（1）中，可得煤基质中气体运移的控制方程为：
V L P g P g + P L 2 e x p - λ m ρ s M g R T s P s ∂ P g ∂ t + φ m M g R T ∂ P g ∂ t = - M g τ R T P g - P f g
式（4）中，左边两项分别为吸附气、游离气的质量变化率。当储层煤基质中的气体压力降低到临界解吸压力以下后，左边的第一项才有意义，将第一项令为：
∂ m a ∂ t = 0 ,   P c < P g < P g 0 V L P g P g + P L 2 e x p - λ m ρ s M g R T s P s ∂ P g ∂ t ,   0 < P g < P c
式中：m a为吸附气质量，m3/kg；P c为临界解吸压力，MPa；P g0为初始气体压力。
（2）压裂裂缝中流体的运移方程
压裂裂缝中存在气水两相，煤层气开始排采后压裂裂缝中的游离气与水首先被排出，当储层压力降低到临界解吸压力以下时，煤基质中的吸附气是裂缝系统均匀分布的质量源。压裂裂缝中气体与水的质量守恒方程为［15-16，25］：
d f 1 ∂ φ f S g ρ g ∂ t + ∇ d f 1 ρ g u g = d f 1 M g τ R T P g - P f g + d f 1 Q g d f 1 ∂ φ f S w ρ w ∂ t + ∇ d f 1 ρ w u w = d f 1 Q w
式中：d f1为压裂裂缝宽度，m；φ f为裂缝孔隙度，%；S g、S w分别为含气饱和度和含水饱和度，%，S g+S w=1；ρ g为理想气体密度，kg/m3；ρ w为水的密度，kg/m3； u g、 u w分别为气体、水的速度矢量，m/s；Q g为气相从压裂裂缝流入水平井的质量源，kg/（m3·s）；Q w为水相从压裂裂缝流入水平井的质量源，kg/（m3·s）。
假设裂缝的气体为理想气体，气体的密度与温度、压力的关系为：
ρ g = M g R T p f g
裂缝中两相流体的速度可根据两相达西定律进行计算［22］：
u g = - k k r g μ g ∇ p f g u w = - k k r w μ w ∇ p f w
其中，气相与水相的相对渗透率定义为含气饱和度与含水饱和度的函数［22，25］：
k r g = 1 - S w - S w r 1 - S w r - S g r 2 1 - S w - S w r 1 - S w r 2 k r w = S w - S w r 1 - S w r 4
式中：S wr为残余水饱和度，%；S gr为残余气饱和度，%
由于水平井镶嵌在压裂裂缝渗流场中，且压裂裂缝压力场在井筒处连续，则气相、水相从压裂裂缝流入水平井的质量源项可用压力梯度表示为［12］：
Q g = - ρ g k k r g μ g ∇ p f g Q w = - ρ w k k r w μ w ∇ p f w
将式（7）—（8）代入式（6），整理可得：
d f 1 φ f S g M g R T ∂ p f g ∂ t + d f 1 φ f M g R T p f g ∂ S g ∂ t + ∇ ⋅ - d f 1 M g R T p f g k k r g μ g ∇ p f g = d f 1 M g τ R T p m - p f g - d f 1 M g R T p f g k k r g μ g ∇ p f g d f 1 φ f ρ w ∂ S w ∂ t + ∇ ⋅ - d f 1 ρ w k k r w μ w ∇ p f w = - d f 1 ρ w k k r w μ w ∇ p f w
式（11）中的未知数为P fg、P fw、S w、S g，需要添加毛细管压力与流体的关系进行求解：
P f w = P f g - P c g w
式中：P cgw为毛细管压力，MPa。
其中，毛细管压力与含水饱和度的关系为：
P c g w = P e S w - S w r 1 - S w r - S g r - 1 λ
式中：P e为有效毛细管压力，MPa。
（3）水平井中的流体的运移方程
由于基质孔隙度较小，则假设水平井仅与压裂裂缝间存在质量交换，同理可得水平井中的两相流动方程为［12］：
d f 2 ∂ S g ρ g ∂ t + ∇ d f 2 ρ g u g = 2 d f 2 ρ g Q g d f 2 ∂ S w ρ w ∂ t + ∇ d f 2 ρ w u w = 2 d f 2 ρ w Q w
式中：d f2为水平井直径，m
将式（7）、式（8）代入式（14）整理可得水平井中气、水两相运移方程为：
d f 2 M g R T P f g ∂ S g ∂ t + d f 2 S g M g R T ∂ P f g ∂ t + ∇ ⋅ - d f 2 M g R T P f g k k r g μ g ∇ P f g + 2 d f 2 M g R T P f g k k r g μ g ∇ P f g = 0 d f 2 ρ w ∂ S w ∂ t + ∇ ⋅ - d f 2 ρ w k k r w μ w ∇ P f w + 2 d f 2 ρ w k k r w μ w ∇ P f w = 0

3.2　数值模拟结果及验证

3.2.1 数值模拟

根据研究井的实际压裂条件，如图3所示，设置储层长度为1 600 m，宽度为800 m，压裂水平井长度为1 500 m，压裂裂缝21条（裂缝半长为100 m，宽度为1 mm），压裂裂缝均匀分布，每条裂缝间隔60 m。裂缝处的网格进行了局部加密。模拟储层初始压力P g0为27.40 MPa，临界解吸压力P c为19.18 MPa。排采压力恒定为3 MPa。模拟时间为3 000 d，计算步长为1 d。利用有限元离散裂缝模型［式（4）、式（11）、式（15）］对A井排采过程中气、水两相生产过程进行模拟，模拟过程中使用参数的取值如表2所示。
图3 几何模型与网格划分

Fig.3 Geometric modeling and meshing

表2 模拟参数取值

Table 2 Simulation parameter values

参数 取值 来源
CH4摩尔质量M g/（kg/mol） 22.40 —
气体摩尔常数R/［J/（mol·K）］ 8.314 —
CH4解吸时间τ/s 153 360 LI等［14］
Langmuir体积/（m3/kg） 19.30 高压等温吸附试验
Langmuir压力/MPa 3
储层温度T/℃ 110 —
煤骨架密度ρ s/（kg/m3） 1 470 LI等 ［14］
煤基质的孔隙度φm/% 5.80 氦气孔隙度试验
压裂裂缝孔隙度φf/% 20 韦世明等 ［12］
含气饱和度S g/% 88 现场保压取心含气量测试及高压等温吸附试验
含水饱S w/% 12
压裂裂缝宽度d f1/m 0.001 —
水平井筒直径d f2/m 0.10 —
标况下水的密度ρ ws/（kg/m3） 1 000 —
水的温度系数c/［kg/（m3·K）］ 0.022 8 LI 等［14］
裂缝渗透率k/（10-3 μm2） 0.05 覆压渗透率试验

3.2.2 模型验证

根据不同排采时间内储层压力的分布及含气饱和度分布规律，计算二维平面内煤层气的日产气量及日产水量，并将计算结果与A井375 d内的生产数据进行对比，对比结果如图4所示。预测值与实际值有较好的相关性，模拟日产气量与实际日产气量间的拟合度R 2为0.90，模拟日产液量与实际日产液量间的拟合度R 2为0.83。
图4 数值模拟日产气、产水量与实测日产气、产液量的对比

Fig.4 Comparison of numerical simulation daily production with measured daily production

3.2.3 模拟结果

在储层中选择了8个研究点对模拟结果进行分析，如图3所示，8个点的位置分别为A（830，450）、B（830，500）、C（830，550）、D（830，600）、E（830，650）、F（830，700）、G（830，750）、H（830，800）。模拟结果如图5、图6所示。
图5 排采过程中储层压力的变化

(a) 排采第10 d;(b) 排采第50 d;(c) 排采第375 d;(d) 排采第3 000 d

Fig.5 Variation of reservoir pressure during production

图6 排采过程中平均含气饱和度及储层压力变化

Fig.6 Variation of the average gas saturation and reservoir pressure during production

图6为排采过程中储层的平均含气饱和度及储层中8个研究点在不同排采时间下的储层压力曲线。
由图6可知，A点到H点储层压力逐渐减增大，且8个点的储层压力随时间的增加而依次降低至临界解吸压力。排采500 d后，储层内所有区域的储层压力均降至临界解吸压力以下。即500 d为煤储层的全区解吸时间。此外，储层中的平均含气饱和度随时间的增加而逐渐下降，在3 000 d时降至67.9%。

3.3　深部煤层多尺度运移规律

基质中煤层气的运移方式为扩散，裂缝与水平井中气、水两相的运移方式为渗流［26］。根据模拟结果计算的排采过程中基质、裂缝及水平井中的平均流动速度如图7所示。由图7可知，3种尺度内的流体速度均随排采时间先快速减小后趋于平缓。基质中煤层气的运移速度为（0.75~2.14）×10-7 m/s，裂缝中的流动速度为0.11~2.85 m/s，水平井中的流动速度为0.55~14.25 m/s。基质与裂缝或水平井间的速度相差7个数量级，水平井内的速度约为裂缝中的5倍。
图7 煤岩排采过程中的多尺度流动规律

Fig.7 Multi-scale flow law in coal during production

4 讨论

4.1　深部含水煤岩解吸特征

深部煤层中吸附气的解吸特征通常用Langmuir等温吸附曲线及其曲率变化和弯曲情况来定量表征［27］。测得该研究井样品在含水率为1.45%，温度为110 ℃条件下的等温吸附曲线如图8所示。利用式（3）求得含水煤岩的Langmuir压力为2.91 MPa，Langmuir体积为20.29 m3/kg。
图8 含水煤岩的等温吸附曲线

Fig.8 Isothermal adsorption curve of water-bearing coal

等温吸附曲线函数的一阶导数被定义为解吸效率［21］。解吸效率通常指单位压降下每吨煤中煤层气的解吸量［8］。含水煤岩中CH4的解吸效率与储层压力的关系为：
η = 0 ,   P c < P g < P g 0 V L P L P g + P L 2 e x p - λ m ,   0 < P g < P c
式中：η为解吸效率，m3/（t·MPa）。
由等温吸附曲线的曲率函数可计算出煤层气的解吸敏感压力、解吸转折压力、解吸启动压力3个关键压力点分别为［8］
P s e n s t i v e = 7 - 41 4 1 4 V L P L - P L
P t u r n = V L P L - P L
P s t a r t = 7 + 41 4 1 4 V L P L - P L
式中：P senstive为解吸敏感压力，MPa；P turn为解吸转折压力，MPa；P strat为解吸启动压力，MPa。
将V L、P L代入式（15）—式（18），可得研究井的3个关键压力点P senstive、P turn、P strat分别为1.87 MPa、4.77 MPa和7.15 MPa，对应η分别为2.59 m3/（t·MPa）、1.00 m3/（t·MPa）和0.55 m3/（t·MPa）。根据3个关键压力点及对应的解吸效率，将该研究井煤层气的解吸被划分为：敏感解吸阶段［η≥2.59 m3/（t·MPa），P g≤1.87 MPa］。高效解吸阶段［1.00 m3/（t·MPa）≤η<2.59 m3/（t·MPa），1.87 MPa <P g≤4.77 MPa］。缓慢解吸阶段［0.55 m3/（t·MPa）≤η<1.00 m3/（t·MPa），4.77 MPa <P g≤7.15 MPa］。低效解吸阶段［0 m3/（t·MPa）≤η<0.55 m3/（t·MPa），Pg >7.15 MPa］。4个解吸阶段定量表征了吸附气与游离气间转化的强弱程度。根据该研究井煤层气解吸阶段的划分标准，结合不同排采时间内区域的储层压力分布，预测了排采3 000 d内各解吸阶段占比（图9）。
图9 煤层气排采过程中不同解吸阶段占比

Fig.9 The proportion of different stages during the CBM production

如图9所示，排采375 d时，煤层气以低效解吸为主，高效解吸、缓慢解吸和低效解吸阶段的占比分别为18.75%、6.54%和73.18%，无敏感解吸阶段。排采1 725 d后，低效解吸占比降低为50 %，煤层气以缓慢解吸阶段及高效解吸阶段为主，标志着煤储层由游离气产气转化为吸附气产气为主。

4.2　煤岩解吸—渗流对产气量的影响

在排采过程中，不同位置的解吸—渗流规律相差较大，导致不同区域对产气量的贡献具有差异性。分别计算了8个研究点3 000 d内解吸效率及的产气量，如图10所示。
图10 煤层气排采过程中不同研究点的气体解吸效率及煤层气日产气量

Fig.10 Distribution of gas desorption efficiency and contours of CBM desorption at different area during production

由图10可知，该气井排采至1 725 d后，产气量维持稳定，稳产气量约为3 100 m3/d。日产气量的减小趋势与不同储层区域内的解吸效率有明显的对应关系，近井A点与B点即近井区域100 m范围内解吸效率的稳定，产气量也趋于稳定。此外，解吸效率随排采时间先增加后逐渐趋于平缓。距水平井最近的A点解吸效率最大且增速最快，最远的H点解吸效率最小且增速最慢。排采约750 d后，A点的解吸效率保持稳定，表明远井区域内持续稳定汇入的煤层气趋于稳定［28］。排采3 000 d内，距离A点的距离每增加50 m，平均解吸效率分别减小0.21 m3/（t·MPa）、0.37 m3/（t·MPa）、0.22 m3/（t·MPa）、0.13 m3/（t·MPa）、0.07 m3/（t·MPa）、0.04 m3/（t·MPa）、0.01 m3/（t·MPa）。通过整理图10中对应的解吸效率数据，可得3000 d内不同区域解吸阶段的时间范围如表3所示。
表3 排采3 000 d内不同区域解吸阶段的时间范围

Table 3 Time range of desorption stages in different areas within 3 000 days of drainage

位置 代表区域/m 低效解吸阶段/d

缓慢解吸

阶段/d

高效解吸

阶段/d
A d<50 0~40 41~70 71~3 000
B 50<d<100 0~250 251~645 646~3 000
C 100<d<150 0~861 862~2 702 2 703~3 000
D 150<d<200 0~1 584 1 585~3 000 —
E 200<d<250 0~2 154 2 155~3 000 —
F 250<d<300 0~2 580 2 581~3 000 —
G 300<d<350 0~2 846 2 847~3 000 —
H 350<d<400 0~2 591 2 592~3 000 —

注： d为储层距水平井的垂直距离，m；“—”表示3 000d内未达到的解吸阶段

由表3可知，距离水平井50 m范围内的区域，即储层内12.5%的近井区域，在排采第71 d可达到高效解吸阶段；而距离水平井100 m范围内的区域，即储层内25%的区域，在排采第646 d达到高效解吸阶段；距离水平井150 m 的区域，即储层内37.5%的区域在2 703 d达到高效解吸阶段；但大于150 m的区域，即62.5%的区域在3 000 d内未达到高效解吸阶段，这部分储层压力4.77 MPa≤P g<7.18 MPa，表明该井仍具有开采潜力。根据以上解吸关键时间点可得到A井在排采3 000 d内的全生命周期生产规律（图11）。
图11 A井在3 000 d内的全生命周期生产规律

Fig.11 The life cycle of well A within 3000 days of production

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地A井的生产规律符合深部煤层气全生命周期的5个阶段。在排采期间，日均产气量先增加后逐渐减小，在阶段3（高产阶段）达到峰值5.74×104 m3。日均产液量在阶段2（气液同出阶段）达到峰值246.08 m3。在排采的375 d内，累计返排率为61.10%。
（2）利用有限元离散裂缝模型模拟了煤层气在基质—裂缝中的解吸—渗流过程。模拟结果表明，排采500 d（1.4年），储层内所有区域的储层压力均降低到临界解吸压力以下。即500 d（1.4年）为全区解吸时间。
（3）A井的敏感压力、转折压力和启动压力分别为1.87 MPa、4.77 MPa和7.15 MPa。根据以上压力进行计算，得到在排采0~1 725 d，煤层气以低效解吸为主；排采1 725 d（4.7年）后，煤层气以缓慢解吸阶段及高效解吸阶段为主，在此阶段后，煤储层由游离气产气转化为吸附气产气为主。
（4）气井日产气量与距离水平井垂直距离100 m内煤层气的解吸效率具有明显的对应关系。该区域在排采第646 d（1.8年）达到高效解吸阶段，1 725 d后（4.7年）解吸效率保持稳定，导致日产气量也趋于稳定。

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