2. 中国石油集团煤岩气重点实验室;
3. 国家能源页岩气研发（实验）中心;
4. 中国石油冀东油田公司;
5. 中石油煤层气有限责任公司;
6. 中国石油长庆油田公司;
7. 深层油气全国重点实验室（中国石油大学（华东））
, Zhao Qun1,2,3
, Li Cong4
, Ma Limin4
, Zhang Lei5
, Ding Rong5
, Fei Shixiang6
, Huang Daojun6
, Huang Jinxiu6
, Wang Shuhui6
, Zhang Xianmin7
2. CNPC Key Laboratory of Coal-Rock Gas;
3. National Energy Shale Gas R & D (Experiment) Center;
4. PetroChina Jidong Oilfield Company;
5. PetroChina Coalbed Methane Company Limited;
6. PetroChina Changqing Oilfield Company;
7. State Key Laboratory of Deep Oil and Gas, China University of Petroleum (East China)
随着中浅部探明可动用储量的减少，煤岩气将成为非常规天然气勘探开发的一个新领域[1-3]。1989年，美国在Piceance盆地Grand valley和Parachute地区深达1981m的煤层中进行了煤岩气试采，证实了煤岩气开发的可行性[4-5]; 随后，在美国Uinta、Greater Green River、Hanna等盆地及澳大利亚Cooper盆地也开展了煤岩气开发试验[6]。中国先后在准噶尔盆地、沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等区块开展了煤岩气勘探开发试验，取得重要突破[6-9]。煤岩气已然成为中国天然气增产及可持续发展的战略性接替能源[10-11]。
与中浅部煤层相比，深部煤层在地质构造、沉积环境及水文地质条件等方面存在显著差异[12]，普遍具有埋深大、温压高、应力集中及孔隙结构复杂等特征[13]，从而导致气水赋存、产出机制及工程响应发生根本性变化[14]。勘探开发实践表明，煤岩气的赋存特征不同于以吸附气为主的浅部煤层气[15-18]，受温度与压力双重控制，深部煤层多处于吸附饱和状态，部分气体以游离气形式存在[19]，原地游离气对产能贡献显著[20-21]。在深部高温高压条件下，气体的游离—吸附/解吸—扩散—渗流过程与气/水/岩相互作用高度耦合，使产出机理复杂化，仅依靠压裂增渗来降低渗流阻力[22]，已难以支撑煤岩气高效开发。压力变化是控制深部煤层中气水赋存、运移驱动力及产能演化的决定性因素，排采过程本质上是伴随储层压力衰减的能量再分配与动态演化过程。排采制度作为连接地层能量释放与井筒控制的纽带，直接决定储层压力衰减与产能演化，是影响煤岩气井稳产、高产与开发寿命的关键因素[23]。
国内外学者根据气井产量与压力的阶段性演化特征，构建了分阶段排采理论，形成以“连续、缓慢、稳定、长期”为核心理念的排采控制技术体系，实现稳态释气与高效排水的协调。目前，中浅部煤层气井的排采阶段划分主要包括三段式[24-25]、四段式[26]、五段式[27-28]、六段式[29]等多种模式。井底流压的合理控制被认为是气井排采的核心。逐级降压法[30]通过逐次持续降压，促进降压漏斗的充分扩展; “低速—低套—阶梯式降压”法[31]则通过对排采过程的分级细化和动态调整，实现气水协同排采与多井合采优化。此外，“五段三压四点”法[24]以储层压力、解吸压力和稳产压力为控制核心，对排采过程实施更精细的分阶段控制。近年来，多目标定量化排采方法[32-33]推动排采制度从经验型向定量化方向发展，实现了定量化控制与智能化设计。
然而，上述排采策略多基于中浅部煤层的压力与渗流特征，而深部煤储层富含游离气，其气水运移与压力响应机制明显不同。煤岩气井常呈现出“见气早、上产快、投产即高产、地层能量高、气液比高、自喷携液”等特点[14, 34]。在此背景下，传统强调“缓慢、连续、稳定”降压的中浅部排采方法在深部条件下往往难以适用。以延川南区块为例，传统被动降压式排采存在见气周期长（约8个月）、上产周期长（3~5年）及经济效益差等问题。为此，中国石化提出了“四段三压三控”精细排采技术[35]，通过强化“井筒—远端”压力传导，实现了压裂气井优快上产，与传统放压式生产相比，控压生产可显著提升单位压降产气量（平均为60%），EUR平均提高9%[10]。此外，中石油煤层气公司[22]在大宁—吉县区块也提出“五段式”生产规律曲线，据此制定差异化排采制度并开展现场试验[34]。尽管上述研究取得了重要进展，但受深部煤层高温高压、强应力敏感性及复杂相态转换影响，气水运移、传质演化及压力动态匹配机制仍认识不足[36]，缺乏对气井控压策略及动态压力调控机制的系统性研究[37]，尚未形成能够有效平衡深部煤储层压力释放与应力响应、气水运移协调的精细化排采管控方法，成为制约煤岩气高效、稳定开发的关键科学与工程难题。
针对鄂尔多斯盆地深部煤储层高应力、高能量、高非均质性特征，本文在压力演化控制下煤岩气运移机制研究的基础上，提出一种以压力动态演化驱动为核心、兼顾渗流—扩散转换与能量约束的主动式降压排采控制方法。该方法通过分阶段、可控降压，实现压力系统与渗流机制、解吸动力的全过程动态匹配控制，结合理论模型与矿场实例，验证新方法在高压煤岩气藏高效开发与稳产控制中的可行性与有效性，为煤岩气高产稳产提供了系统的理论支撑与工程指导。
1 压力演化控制下的煤岩气运移机制鄂尔多斯盆地位于华北克拉通西部，构造呈“南北翘起、东西不对称”的平缓台缘式格局，可划分为6个一级构造单元[38]：伊陕斜坡、伊盟隆起、渭北隆起、天环坳陷、西缘冲断带及晋西挠褶带(图 1) [39-40]。作为我国重要含煤盆地，鄂尔多斯盆地含煤地层主要发育于上古生界石炭系—二叠系。其中，下二叠统太原组、山西组煤层最为发育，是主要的煤岩气赋存层系[10]。在太原组以下，本溪组8号煤层分布稳定，整体呈“东厚西薄”的特征[38]，局部可超过20m，是煤岩气的主力勘探开发层[39, 41]。8号煤以镜质组和惰质组为主，生烃潜力高，游离气占比12.52%~55.91%[19]，表现出超饱和吸附的特征[42]。近年来，中国石油、中国石化、中国海油分别在鄂尔多斯盆地大宁—吉县、延川南、临兴、神府等区块取得煤岩气勘探开发突破[6-7]，其中JS6-7P01井投产即获10.1×104m3/d的高产工业气流[6]。目前，鄂尔多斯盆地煤岩气探明储量已超过6000×108m3，预测2025年产量将超过40×108m3。
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图 1 鄂尔多斯盆地区域构造纲要及区块位置图[39-40] Fig. 1 Regional structural outline and block location in Ordos Basin [39-40] |
鄂尔多斯盆地东缘深部煤岩在高地应力、高温与高孔隙压力的共同作用下，形成典型的多尺度、强非均质孔隙结构体系，主要由纳米级孔隙与微米级孔裂隙共同构成，孔径体积分布呈“双峰”型特征[9, 39, 43]（图 2）：微孔（< 2nm）体积占比最高，其次为宏孔及微裂缝，介孔（2~50nm）发育不足，整体表现为“微孔主导、裂缝发育”的双峰结构特征。从不同区块对比来看，大吉与榆林地区的深部煤岩微孔占比较高，普遍超过60%~70%，而佳县区块裂缝体积占比显著增加。
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图 2 鄂尔多斯盆地不同尺度孔裂隙体积占比情况分布图 Fig. 2 Proportion of pore–fissure volume with various sizes in Ordos Basin |
在深部高压条件下，70%~80%的甲烷充填吸附于孔径小于2nm的微孔中[44]，游离气则以高压压缩状态赋存于微裂隙及宏孔中[32]，储层含水饱和度相对较低，具有“吸附气与原地游离气共存”的典型特征[45-46]。富含游离气是煤岩气富集高产的基础[7]，这种赋存特征使得煤岩气与浅层煤层气产气机理存在较大差异。煤岩气初期产能主要来源于游离气释放，具有见气时间早、初期产量高、上产速度快等特点，部分井压裂后投产即见气[47]。在煤岩气生产过程中，游离气产出依赖地层弹性能量[9]，随着井筒压力降低，游离气首先进入原生裂隙或压裂裂缝产出，储层压力随之降低，为吸附气解吸提供先决条件[19]。在煤岩气运移产出过程中，压力起到决定性作用，其不仅是驱动煤岩气解吸与运移的根本动力源，也是控制气体赋存状态与流动机制转变的关键因素。在这一过程中，储层压力、井底流压、临界解吸压力等各种压力是形成煤岩气产能的动力来源，控制了煤岩气产出的各个环节。
在深部高压环境下，甲烷气体在孔隙介质中的运移方式随压力、孔径演化发生动态转变，主要取决于分子平均自由程与孔径之间的相对关系，这种转变过程可通过Knudsen数（Kn）进行定量表征[48-50]：当Kn < 0.01时，气体处于连续流阶段; 0.01 < Kn < 0.1为滑移流阶段; 0.1 < Kn < 10为过渡流阶段; Kn > 10则进入自由分子流阶段。Knudsen数与压力、孔径成反比关系，随着储层压力降低、孔径减小，Knudsen数逐渐增大，甲烷分子运移机制逐步从黏性渗流过渡至分子扩散。图 3给出了不同孔径条件下Knudsen数随压力变化的关系图，揭示了气体在深部煤岩多尺度孔隙体系中流动机制的连续演化规律。由图 3可见，当储层压力较高或孔径较大时，气体分子间碰撞频繁，壁面作用可忽略，Kn值较小，此时气体处于连续流阶段，流动以层流为主，符合达西定律。此时，流动以黏性剪切主导，传输效率较高。随着压力降低或孔径减小，气体分子平均自由程不断增大，分子与孔壁的相互作用增强，Kn值显著升高，气体流动机制随之发生转变。当进入滑移流阶段时，气体在孔壁附近产生速度滑移现象，表现出弱非达西流特征，整体流速略有下降但中心流速相对较高; 进入过渡流阶段后，气体分子与孔壁碰撞和分子间碰撞共存，壁面效应显著增强，流动呈非连续特征，传输效率明显下降; 而当Kn值进一步增大，进入自由分子流区域时，分子间碰撞极少，气体以分子自由运动为主，已完全偏离连续介质假设，流动速度极低，几乎趋于静止。由此可见，气体流动机制表现出由黏性主导向分子扩散主导的连续过渡特征，这是刻画深部煤储层气体流动行为的重要理论依据。
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图 3 不同孔径条件下Knudsen数随压力变化关系图 Fig. 3 Change of Knudsen number with pressure at various pore sizes |
在深部煤层原位高压条件下，甲烷分子平均自由程极短，气体主要以连续流或滑移流形式在孔裂隙中运移，分子间碰撞为主导，流动效率较高。随着排采过程中储层压力逐步下降，孔隙有效尺寸与压差同步减小，甲烷分子平均自由程显著增大，分子与孔壁相互作用增强，气体运移逐步由黏性流向扩散主导转变。此时，扩散作用增强但整体流动效率下降，呈现出“渗流—滑移—扩散”多流态并存的空间分区特征。以孔径为5nm、温度为70℃条件为例，气体流动机制由滑移流向扩散主导的转折压力约为15MPa; 当孔径增至20nm和50nm时，该转折压力分别降至约4MPa和2MPa。这表明孔径越小，气体进入扩散主导区的压力阈值越高。当压力降至该临界值以下时，气体在该类孔隙体系中的运移主要依赖分子扩散，宏观渗流作用显著减弱。当进一步进入过渡流甚至自由分子流区域后，尤其在纳米级孔隙中，甲烷分子与孔壁碰撞频率急剧增加，迁移速度大幅下降，导致有效流动气体量减少、产能受限。此时，若驱动压差不足以克服孔隙黏滞阻力与吸附势能，气体难以有效解吸与释放。因此，要有效释放与采出更多微纳米级孔隙中的甲烷，实现煤岩气高效开发，需要在排采过程中维持适度的储层压力水平与合理的压差梯度。
以JS6-7P01井为例（图 4），该井采用放压式生产模式，投产初期日产气量高达10.1×104m3，显示出良好的初始产能。但随着生产时间推移，产气量快速衰减，呈现出典型的快速递减特征，首年平均为4.7×104m3/d，第二年平均为1.83×104m3/d，第三年平均为0.6×104m3/d，年递减率超过60%。这种产能急剧递减的根本原因在于早期储层压力下降幅度过大、过快，破坏了煤储层的力学与渗流平衡状态。一方面，与中浅部煤层相比，深部煤储层应力敏感性更强[34]，压力骤降诱发了显著的应力敏感效应，煤体骨架发生微观压实与孔隙闭合，导致储层渗透率显著降低，气水两相流动通道受阻，渗流能力大幅减弱; 另一方面，随着储层压力的快速衰竭，气体运移从以渗流为主的连续流阶段，过早地转入以扩散为主导的过渡流乃至自由分子流阶段。在这一过程中，气体分子平均自由程迅速增大，而有效驱动压差不断减小，使得气体运移速率降低、解吸效率下降。这种流态的提前转变严重制约了气体的高效解吸与运移，不仅加剧了前期产能的递减幅度，更从根本上限制了储层后期产能的充分释放，使储层难以维持稳定供气能力，最终导致采收率显著受限。
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图 4 鄂尔多斯盆地JS6-7P01井生产动态曲线图 Fig. 4 Production curve of Well JS6-7P01 in Ordos Basin |
在深部煤层的高压环境下，甲烷分子的平均自由程远小于孔隙特征尺度，渗流机制具有更强的导流能力，气体主要以连续介质渗流形式运移，产气能力显著增强。此时，储层压力不仅决定了甲烷的吸附—解吸平衡状态，也直接控制着气体流动机制与产能响应特征。为了实现煤岩气的高效开发，必须维持储层处于一个适宜的压力窗口，既要防止储层压力过快下降而提前进入扩散主导阶段，又要保证足够的压差驱动力以维持有效渗流。更为关键的是，压力下降速率也直接影响甲烷气体运移机制的转变过程。若压力下降过快，将导致多重不利效应：一方面，应力敏感效应显著增强，煤体孔隙结构被压实，渗透率急剧下降[51]; 另一方面，储层中气体迅速进入扩散主导阶段，气体运移速率下降，致使产气效率显著降低。相反，若压力下降过慢，则会造成驱动压差不足，解吸速率偏低，难以维持持续的气体流动[44]。因此，压力下降速率是煤岩气开发中影响气体运移机制转变与产能动态的核心控制参数[52]。在煤岩气排采过程中，科学调控压力下降速率，实现驱动压差与运移机制之间的动态平衡，维持储层气体在渗流主导区的时间尺度，能够有效延缓渗流—扩散机制的转变过程，有效增强渗流产气贡献，提高单井稳产能力与最终采收率，可为煤岩气的动态排采调控与高效开发提供关键的工程指导。
针对煤岩气藏高地应力、高孔隙压力、高应力敏感性等复杂特征，本文以关键节点识别与阶段性控压为技术抓手，提出了一种以差异化井底流压调控为核心的主动式降压排采控制方法。根据煤岩气排采过程中压力演化与流态转换的特征，主动式降压排采方法以初始压力点、见气点、等流度点与等导压点为关键控制节点，将整个排采过程划分为4个阶段（图 5），分别为控压放喷阶段、控压排水阶段、控压产气阶段和放压提产阶段。各阶段通过差异化的井底流压控制策略，实现压力梯度与运移机制的动态匹配与平稳过渡，避免煤岩气井中常见的“早期降压过快—渗透率衰减—产能快速递减”问题，为煤岩气高效稳产开发提供系统的工程控制途径与理论支撑。
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图 5 主动式降压排采控制示意图 Fig. 5 Schematic diagram of active pressure-release production regime |
主动式降压排采控制方法以控制压力演化路径为主线，兼顾水相清除、气相启动与解吸驱动等多重物理机制，实现了由高压阶段渗流主导产出向低压阶段解吸主导产出的动态平稳过渡。主动式降压排采方法的核心思想在于通过主动调控井底流压演化路径，实现储层压力系统与气体运移机制的动态协调与耦合响应。通过量化排采全过程中压力场的时空演化规律，该方法能够在不同排采阶段匹配最优的压差与流态关系，最大限度地发挥储层能量势差与吸附能释放潜力，从而提升煤岩气开发效率与最终可采储量。
2.1 控压放喷阶段在煤岩气井压裂改造过程中，大排量、高强度注入的压裂液会显著改变储层局部应力与流体赋存状态。一方面，压裂结束后，裂缝附近地层压力急剧升高，诱发部分游离气重新吸附于煤基质表面，造成游离气含量下降[23]; 另一方面，高压注入液体驱使裂缝范围内的部分游离气向远端地层迁移，使得裂缝带含水饱和度显著上升。高含水环境占据原有气相通道空间，增加游离气体运移阻力并形成水相圈闭效应，显著降低近井渗流能力，从而抑制煤基质中甲烷气体的有效解吸与运移[53]。控压放喷阶段（启抽压力点—初始地层压力点区间）旨在快速释放井筒及近井带残余高压液体，通过控制放喷压差，实现井底流压的快速、平稳下降，以消除井筒流体堆积、降低静液压力并维持流体力学稳定性，为后续稳定排水及气体运移创造有利条件。压裂施工后，支撑剂主要承担维持裂缝开度和提供渗流通道的关键作用，其稳定性直接决定压裂缝导流能力的保持程度。若放喷速率过快或压差过大，流体流速超过支撑剂启动的临界流速，易导致支撑剂被携带迁移或排出裂缝，进而诱发井底及裂缝附近应力的重新分布，造成裂缝瞬时闭合、导流能力快速退化，严重时甚至可造成储层微裂缝塌陷与渗透率永久性损伤[54-55]。因此，在确保液体有效返排的同时，合理确定控压放喷阶段的临界生产压差，是实现安全放喷和保持裂缝稳定的关键。
基于支撑剂受力平衡与流体动力学分析，建立了不同流动状态下的压裂液临界排采压差计算模型。假定裂缝可近似为平行板通道，则沿程压降与流体平均速度满足层流关系：
| $ \begin{equation*} \Delta p=\frac{12 \mu L}{w_{\mathrm{f}}^{2}} v \end{equation*} $ | (1) |
式中 Δp——裂缝段沿程压差，MPa;
μ——流体动力黏度，Pa·s;
L——裂缝长度，m;
wf——裂缝宽度，m;
v——平均流速，m/s。
当流体速度不超过颗粒启动的临界沉降速度vcrit，并考虑安全裕度β时，临界排采压差可表示为：
| $ \begin{equation*} \Delta p_{\text {crit }}=\frac{12 \mu L}{w_{\mathrm{f}}^{2}} v(1+\beta) \end{equation*} $ | (2) |
式中 Δpcrit——临界排采压差，即不引起支撑剂迁移的最大安全压差，MPa。
不同雷诺数（NRe）下，控压放喷阶段压裂液的临界返排压差可进一步表示为：
NRe≤2：
| $ \begin{equation*} \Delta p^{(1)}=\frac{12 \mu L}{w_{\mathrm{f}}^{2}}\left\{\left[\frac{1}{36} \frac{d_{\mathrm{s}}^{2} g\left(\rho_{\mathrm{s}}-\rho\right)}{\mu}+\frac{1}{192} \frac{\varepsilon}{\mu}+\frac{1}{192} \frac{\rho g h \delta}{\mu}\right](1+\beta)\right\} \end{equation*} $ | (3) |
2 < NRe≤500：
| $ \begin{equation*} \Delta p^{(2)}=\frac{12 \mu L}{w_{\mathrm{f}}^{2}}\left[\left(\frac{2}{55.5} d_{\mathrm{s}}^{1.6} g \frac{\rho_{\mathrm{s}}-\rho}{\rho^{0.4} \mu^{0.6}}+\frac{1}{148} \frac{\varepsilon}{d_{\mathrm{s}}^{0.4} \mu^{0.6}}+\frac{1}{148} \frac{g h \delta \rho^{0.6}}{d_{\mathrm{s}}^{0.4} \mu^{0.6}}\right)^{\frac{5}{7}}(1+\beta)\right] \end{equation*} $ | (4) |
NRe > 500：
| $ \begin{equation*} \Delta p^{(3)}=\frac{12 \mu L}{w_{\mathrm{f}}^{2}}\left[\left(1.515 d_{\mathrm{s}} g \frac{\rho_{\mathrm{s}}-\rho}{\rho}+0.284 \frac{\varepsilon}{d_{\mathrm{s}} \rho}+0.284 \frac{g h \delta}{d_{\mathrm{s}} \rho}\right)^{0.5}(1+\beta)\right] \end{equation*} $ | (5) |
式中 ds——支撑剂颗粒直径，m;
g——重力加速度，m/s2;
ρs——支撑剂颗粒密度，kg/m3;
ρ——流体密度，kg/m3;
ε——流体扰动项或紊动修正系数;
h——流体柱高度，m;
δ——压差或流体密度差修正项;
β——安全裕度，一般取0.1~0.5。
由上述模型可知，临界排采压差不仅与裂缝几何参数及流体黏度密切相关，还受颗粒粒径、密度差和流体扰动程度等因素影响。在实际放喷过程中，当井底压差超过临界排采压差Δpcrit时，支撑剂将发生迁移或流失，导致裂缝导流能力衰减; 反之，若压差低于该阈值，则可确保裂缝稳定，维持支撑剂的有效支撑作用。因此，通过计算临界排采压差并对放喷速率进行精确控制，可实现井底流压的安全、可控下降，保持裂缝通道长期稳定，为后续控压排水阶段的高效液相返排与渗流恢复奠定坚实基础。
2.2 控压排水阶段控压排水阶段以气井见气为结束点，此时深部煤储层整体仍维持较高压力状态，水相流动占主导地位。针对深部煤层中水相受压明显、弹性响应显著的特征，综合考虑地层水的弹性膨胀与孔隙压缩性，建立深部煤层条件下水相物质平衡方程[56-58]为：
| $ \begin{equation*} A_{\mathrm{h}} \phi_{\mathrm{f}}\left[1-c_{\mathrm{p}}\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)\right] \overline{S_{\mathrm{w}}}=A_{\mathrm{h}} \phi_{\mathrm{f}} S_{\mathrm{wi}}\left[1+c_{\mathrm{w}}\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)\right]-W_{\mathrm{p}} B_{\mathrm{w}} \end{equation*} $ | (6) |
式中 Ah——单元体积，m3;
фf——孔隙度;
pi——初始地层压力，MPa;
p——当前井底流压，MPa;
cp——孔隙压缩系数，MPa-1;
Swi——初始含水饱和度;
cw——地层水压缩系数，MPa-1;
Bw——地层水体积系数;
Wp——地层条件下累计产水体积，m3。
深部煤岩孔隙结构受有效应力变化影响显著，其压缩系数随应力非线性变化，求取平均压缩系数：
| $ \begin{equation*} c_{\mathrm{p}}=\frac{c_{0}}{\gamma \Delta \sigma}\left(1-\mathrm{e}^{-\gamma \Delta \sigma}\right) \end{equation*} $ | (7) |
式中 c0——初始有效应力下的孔隙压缩系数;
γ——压缩性衰减系数，MPa-1，反映孔隙压缩率随应力增加而逐渐减弱的特征。
将公式（7）代入公式（6），整理可得：
| $ \begin{equation*} A_{\mathrm{h}} \phi_{\mathrm{f}}\left\{1-\frac{c_{0}}{\gamma\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)}\left[1-\mathrm{e}^{-\gamma\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)}\right]\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)\right\} \overline{S_{\mathrm{w}}}=A_{\mathrm{h}} \phi_{\mathrm{f}} S_{\mathrm{wi}}\left[1+c_{\mathrm{w}}\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)\right]-W_{\mathrm{p}} B_{\mathrm{w}} \end{equation*} $ | (8) |
在控压排水初期阶段，储层含水饱和度变化较小，近似认为SW=Swi，则对式（8）整理可得控压排水阶段的累计产水量表达式：
| $ \begin{equation*} W_{\mathrm{p}}=\frac{A_{\mathrm{h}} \phi_{\mathrm{f}} S_{\mathrm{wi}}}{B_{\mathrm{w}}}\left\{\left(p_{\mathrm{i}}-p\right) c_{\mathrm{w}}+\frac{c_{0}}{\gamma}\left[1-\mathrm{e}^{-\gamma\left(p_{\mathrm{i}}-p\right)}\right]\right\} \end{equation*} $ | (9) |
式（9）定量描述了控压排水阶段累计产水量随井底压力降低的变化规律。
控压排水阶段是煤岩气排采过程中的关键过渡环节。该阶段以水相返排为主导，其主要任务是有效清除井筒及近井带的残余液体，减少自由水对孔隙与裂缝空间地占据，从而有效解除水锁效应，恢复储层的渗流能力，提升液相返排效率。在煤岩气开发过程中，地层压力和井底流压的耦合变化直接影响储层应力场与孔隙结构的动态演化。若井底流压下降控制不当，极易诱发储层结构扰动与渗透率退化，影响后续气相启动与解吸过程。因此，为兼顾排水强度与储层稳定性，必须科学设计井底流压下降路径，维持储层流体力学与力学状态的动态平衡。为定量分析不同降压路径对排水过程的影响，以控压排水阶段累计产水量最大化为目标，设计了3种不同的井底流压变化路径策略（图 6）。（1）线性等步降压策略：以恒定速率线性降低井底流压; （2）前快后慢降压策略：初期快速降压以强化液相驱动，后期逐步减缓降压速率; （3）前慢后快降压策略：初期缓降以维持储层稳定，后期加快降压以提高排水强度。
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图 6 控压排水阶段3种井底流压降压路径示意图 Fig. 6 Schematic diagram of three bottom-hole pressure decline paths during the pressure-control water drainage stage |
基于物质平衡方程式（9），对3种降压路径下的累计产水量进行计算对比，结果见图 7。从图 7中可以看出，前快后慢降压策略早期累计产水量增长较快，但由于降压过快，导致煤岩骨架产生瞬时应力响应与结构扰动，引发孔隙压实、微裂缝闭合及渗透率下降等不利效应，抑制了后期水相返排; 前慢后快策略则因早期降压过缓，驱动压差不足，导致排水效率偏低，难以及时恢复渗流通道。相比之下，等步降压策略在整个排水过程中表现最优，其累计产水量最高，且曲线变化平缓。该策略以恒定或缓变速率线性降低井底流压，实现储层内部应力场与孔隙压力场的动态平衡，有效避免过快降压引发的孔隙结构扰动和煤岩压实，保障了排水强度与储层响应的动态耦合。
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图 7 3种降压路径下累计产水量变化曲线图 Fig. 7 Cumulative water production curves given the three pressure-release paths |
线性等步降压策略能够在维持储层稳定性的同时，最大化控压排水阶段的液相返排效率，为后续控压产气阶段的高效启动奠定良好基础。因此，优选线性等步降压作为煤岩气井控压排水阶段的井底流压控制模式。
2.3 控压产气阶段控压产气阶段以气井见气为起点，以达到等导压点为结束点，对应于煤岩气排采过程中的气水两相流动阶段。该阶段的核心目标是协调气水两相流动与吸附气解吸动力之间的动态平衡，实现由水相主导向气相主导的平稳过渡，为高效稳产奠定基础。
在煤岩气井排采初期，随着井底压力持续下降，储层中游离气和部分吸附气开始解吸释放，煤岩孔隙及裂缝系统逐渐进入气水两相渗流状态。此时，若降压速率过快，储层压力骤降将导致气体渗流向扩散主导机制提前转变，气体运移能力下降，同时水相突进易引发气锁效应，造成气体流动受阻与产能不稳; 若降压速率过慢，则气体驱动力不足，吸附气解吸滞后，无法有效建立稳定的气相通道。因此，在控压产气阶段，应通过差异化井底流压调控策略，实现吸附气解吸动力与自由气水运移能力的匹配协调。该阶段通过精细控制降压节奏，在保证水相持续返排的同时，逐步增强煤体内部吸附气解吸与气相渗流贡献。当井底流压下降至等流度点后，气体运移逐渐占据主导，气水比显著上升，储层渗流通道趋于相对稳定。此时应适当放缓降压速率，以维持气水两相稳定共流与压力系统的动态平衡，避免气相突增引起的产能波动及压力系统失衡，从而保证产气过程的平稳持续。等流度点是控压排采策略调整的关键判据，标志着气相主导流动通道的建立，可作为划分水驱控制与气驱主导阶段的重要分界。等流度点条件可由气水两相流度相等时确定：
| $ \begin{equation*} \frac{K_{\mathrm{rg}}}{\mu_{\mathrm{g}}}=\frac{K_{\mathrm{rw}}}{\mu_{\mathrm{w}}} \end{equation*} $ | (10) |
式中 μg——气相黏度，mPa·s;
μw——水相黏度，mPa·s;
Krg——气相相对渗透率;
Krw——水相相对渗透率。
在等流度点之前，水相流度大于气相流度，水相流动能力强，主导气水运移过程; 而当超过该点后，气相流度逐渐占优，气体成为主导流动相，煤岩气产能进入解吸驱动阶段。等流度点的识别可用于判定排采制度的转换时机。然而，由于深部煤岩的气水相对渗透率曲线受应力敏感性、裂缝结构及含气饱和度影响显著，难以直接通过实验手段测量获取，实际排采过程中无法直接单纯依靠公式（10）实时识别等流度点。为此，引入气水比Rgw用于辅助识别等流度点，以表征气水两相流动能力的相对变化：
| $ \begin{equation*} R_{\mathrm{gw}}=\frac{q_{\mathrm{g}} / B_{\mathrm{g}}}{q_{\mathrm{w}} / B_{\mathrm{w}}}=\frac{K_{\mathrm{rg}} / \mu_{\mathrm{g}}}{K_{\mathrm{rw}} / \mu_{\mathrm{w}}} \frac{B_{\mathrm{w}}}{B_{\mathrm{g}}} \end{equation*} $ | (11) |
式中 qg——日产气量，m3;
qw——日产水量，m3;
Bg——气相体积系数。
根据公式（10）和公式（11），即可得到等流度点对应的理论气水比（Rgw*）为：
| $ \begin{equation*} R_{\mathrm{gw}}^{*}=\frac{B_{\mathrm{w}}}{B_{\mathrm{g}}} \end{equation*} $ | (12) |
由于水相体积系数Bw随压力变化较小，而气相体积系数Bg随井底压力下降而显著减小，因此，等流度点对应的理论气水比Rgw* 随压力降低呈上升趋势。基于公式（11）与公式（12），可通过监测日产气量、日产水量及井底压力，计算实时气水比Rgw，并与等流度点对应的理论气水比Rgw* 比较。当Rgw接近或超过Rgw* 时，表明气相流动能力逐渐占优，储层流动通道由水相主导向气相主导转变，应适时调整排采制度，减缓降压速率，维持气水两相的稳定共流状态。
以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块4口典型煤岩气井为研究对象，针对控压产气阶段气水两相流动与解吸动力协调问题，分别设计4种不同流压控制方式，包括先慢后快式降压、线性降压、指数式较快降压、指数式快速降压。通过数值模拟对不同降压路径下的产能响应进行对比评价（图 8）。4口煤岩气井的模拟结果均表明，指数式较快降压策略在控压产气阶段表现出最佳的开发效果。该策略在见气初期，通过指数式降压有效减缓井底流压下降速率，逐步放大气体产出。当气水比达到等流度点对应的理论气水比后，指数式较快降压策略在此阶段通过控制流压降速在较低水平，使气相逐步占据主要流动通道，同时仍保留适度水相流动，以维持驱动压差，实现气水两相流动能力的动态平衡与气水比的平稳提升，防止气锁或水锁的发生。此阶段气相流动逐步占优，形成稳定的产气主通道，指数式较快降压策略能够在不引起压力突降的前提下维持较高的气体解吸速率与持续的压力梯度，从而显著提升储层能量利用效率与产能释放速率。相较于其他3种降压策略，指数式较快降压策略在控压排采过程中表现出更优的动态协调能力。该策略既避免了过快降压导致的应力损伤与水相圈闭问题，也克服了过慢降压导致的储层能量释放不足与产能响应滞后现象。数值模拟结果显示，采用该策略的4口井累计增产气量在32.2×104m3至237×104m3之间，显著高于其他降压路径，体现出良好的储层能量利用效率与稳产潜力。
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图 8 不同流压控制策略下典型煤岩气井产气评价图 Fig. 8 Gas production evaluation of typical coal-rock gas wells given various bottom-hole pressure control strategies |
在煤岩气控压产气阶段，指数式较快降压方式兼顾了气水两相流动的稳定性与解吸驱动力的持续性，可有效延缓渗流向扩散流态的过早转变，保持较高的气体渗流能力和较低的产能递减率，是实现煤岩气高效开发的最优降压控制策略。
2.4 放压提产阶段放压提产阶段以达到等导压点为起始点，以井底压力降至解吸终止压力或产气量进入递减稳定阶段为结束点，对应于煤岩气排采的气相主导阶段。此时，储层内游离气与解吸气成为主要渗流介质，气体运移能力显著增强，系统能量逐步由水相压力驱动转变为气体压力驱动。该阶段的核心目标是在保持裂缝导流能力稳定的前提下，强化解吸动力差、加速气相运移并延缓产量衰减，实现储层能量的高效释放与稳产提产。
作为放压提产阶段的关键转换节点，等导压点定义为气相与水相导压系数相等的特征状态，可表示为：
| $ \begin{equation*} \frac{K K_{\mathrm{rg}}}{\mu_{\mathrm{g}} c_{\mathrm{g}} \phi_{\mathrm{e}}}=\frac{K K_{\mathrm{rw}}}{\mu_{\mathrm{w}} c_{\mathrm{w}} \phi_{\mathrm{e}}} \end{equation*} $ | (13) |
式中 K——储层绝对渗透率，mD;
cg——气相压缩系数，MPa-1;
cw——水相压缩系数，MPa-1;
фe——储层有效孔隙度。
对公式（13）进行整理，可得：
| $ \begin{equation*} \frac{K_{\mathrm{rg}}}{K_{\mathrm{rw}}}=\frac{\mu_{\mathrm{g}} c_{\mathrm{g}}}{\mu_{\mathrm{w}} c_{\mathrm{w}}} \end{equation*} $ | (14) |
将公式（14）代入公式（11），可得到等导压点对应的理论气水比（Rgw#）表达式：
| $ \begin{equation*} R_{\mathrm{gw}}^{\#}=\frac{B_{\mathrm{w}} c_{\mathrm{g}}}{B_{\mathrm{g}} c_{\mathrm{w}}} \end{equation*} $ | (15) |
井底压力继续下降，气水比Rgw持续升高，当Rgw接近或超过Rgw#时，气相渗透率迅速上升，水相饱和度显著降低，流体系统由两相共流逐步向单相气流转变。随着煤体含水率的持续下降，气体流动阻力减小，吸附气不断解吸进入孔裂隙系统，形成相对稳定的气体主导渗流网络。此时，煤层内部的压力梯度主要集中于解吸区与扩散区之间，流动机制由渗流主导向扩散—渗流耦合过渡，气体运移速率与吸附平衡速率逐渐趋于一致。为强化吸附气的解吸与运移，该阶段应适度加快井底流压的下降速率，增大井底与储层之间的压差，以进一步扩大煤层内部的解吸—扩散—渗流耦合驱动力。
通过放大压差，不仅能够加快深部吸附气向自由气的转化速率，还可促进解吸气快速进入有效渗流通道，提升气相运移效率与井筒产能响应。在此过程中，应保持压差调控的渐进性与稳定性，防止降压过快引发煤体微裂缝闭合及导流能力下降等不利效应，使煤体在稳定应力场下逐步释放吸附气体，实现解吸动力与渗流能力的动态匹配，从而维持储层能量的连续释放与气井产能的平稳。通过控制降压节奏与压差幅度，使井底压力变化与煤岩气解吸速率保持动态协调，可有效避免末期压差过小导致的产气平台延滞或早期衰竭现象，确保气体产能在较长时段内稳定输出，为后续稳产奠定良好基础。
主动式控压排采方法通过各阶段的关键节点识别与流压差异化控制，实现了压力系统与渗流机制、解吸动力的全过程动态匹配。各阶段以“安全放喷—稳定排水—协调产气—提产稳产”的序进逻辑为主线，构建了契合煤岩气储层特征的主控式降压排采控制体系。该体系能够促进储层能量的有效释放与气体运移通道的动态演化，显著提升煤岩气井的产能释放效率与开发稳定性，为高压煤岩气藏的高效开发与高产稳产提供了系统的理论支撑与工程指导。
3 理论模型验证基于鄂尔多斯盆地典型煤岩气储层地质与开发参数，构建了深层煤岩气多级压裂水平井开发数值模拟模型，模型主要参数列于表 1。该模型综合考虑了煤岩孔隙渗透特性、应力敏感效应、气体吸附—解吸特征及多相渗流耦合机制，用以定量评估主动式降压排采策略下煤岩气井的产能响应与储层能量释放特征。
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表 1 概念模型相关参数表 Table 1 Parameters of conceptual model |
在主动式降压排采策略下，井底流压的控制路径如图 9所示。对比控压与不控压两种策略的生产动态（图 10），结果表明：不控压生产虽然见气时间较早，但由于井底压力骤降，导致储层能量快速耗散，日产气量呈现单峰特征并迅速递减; 而控压生产则通过各阶段精细化压降调控与降压速率控制，虽见气略晚，但产气过程呈现“增—减—再增—再减”的多峰演化特征，反映出储层不同压力区间内气体被依次有效动用的过程。这种分级、有序的能量释放机制显著提升了气体动用效率与最终采收率。结果显示，相较于不控压生产条件，主动式控压排采使煤岩气采收率提高约8.9个百分点，验证了该策略在煤岩气藏高效开发中的显著优势。
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图 9 控压与不控压策略下井底流压降压路径图 Fig. 9 Comparison of bottom-hole pressure decline paths between pressure-control and non-production-control strategies |
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图 10 控压与不控压策略下产气动态对比图 Fig. 10 Comparison of gas production performance between pressure-control and non-production-control strategies |
为进一步揭示不同排采策略下储层能量演化规律，图 11和图 12分别给出了控压与不控压条件下的储层平均压力变化曲线及压力空间分布特征。从图中可以看出，不控压排采时井底流压快速下降，导致储层压力场急剧下降，压力梯度过于集中，煤体应力重新分布，裂缝导流能力迅速衰退，储层能量利用率较低。相比之下，主动式控压排采采用分阶段差异化流压管控策略，前期阶段，通过主动控压储层压力维持较高的水平，可以有效抑制应力敏感效应，促进裂缝导流能力稳定，并强化液相返排，形成稳定的气水两相流通道; 排采中后期，则通过主动加快降压速率，放大井筒与煤层之间的压差，增强低压区吸附气的解吸—扩散—渗流驱动力，强化吸附气解吸与扩散驱动，促进剩余气动用与能量高效释放，实现储层整体协调降压与能量高效释放。整体来看，控压策略使储层压力降幅更为平缓、降速更具阶段性，井底压差变化与储层解吸—渗流过程保持动态协调，体现了煤岩气排采主动控压的显著优势。
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图 11 控压与不控压策略下储层平均压力变化对比图 Fig. 11 Comparison of average reservoir pressure between pressure-control and non-production-control strategies |
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图 12 控压与不控压策略下储层压力分布对比图 Fig. 12 Comparison of reservoir pressure distribution between pressure-control and non-production-control strategies |
JN1H井和JM2H井相邻，均位于陕西省榆林市米脂县神木—佳县勘查区，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。区内整体为宽缓的西倾斜坡构造，发育低幅度鼻隆，断裂不发育，地层连续性良好，埋深为2100~2300m，具备深部气体聚集的地质条件。深部煤岩结构较为复杂，自上而下发育原生结构煤+碎裂煤（局部发育夹矸），储层割理、裂缝发育，多呈线状、网状连续性分布。煤岩塑性整体偏强，水平应力差较小。研究区目标煤层均为本溪组8号煤层，平均厚度为9.4m，煤层厚度大，分布稳定。JN1H井盖层以泥质岩类为主，设计水平井水平段长2211m，钻遇煤层1556m，钻遇率为70.38%，分20段61簇压裂，段间距为88m，簇间距为29m;JM2H井盖层以石灰岩为主，设计水平段长1273m，钻遇煤层1251m，钻遇率为98.27%，分15段45簇压裂，段间距为83m，簇间距为28m。
JN1H井和JM2H井两口相邻井均采用控压方式投产，图 13给出了JN1H井和JM2H井排采全过程的日产气量—油压动态变化曲线（按时间拉齐）。从图 13中可以看出，尽管两井地质条件相近，但由于控压策略与降压节奏不同，其产气规律与压力响应差异明显。JN1H井在排采初期采用较快降压速率以加速液相返排，0.4天见气，排采29天达到日产气量峰值8.2×104m3。该井油压持续下降，产气量下降较快，稳产期较短，反映出过快降压导致储层应力敏感效应增强、渗流通道稳定性不足。相比之下，JM2H井采用主动式降压排采控制策略，通过分阶段、分级降压调控实现气水两相流动平衡，控制气水比过快上升，逐步释放产能，井口压力下降较缓，油压变化呈阶段性稳定特征，油压与产气量曲线整体同步性好、波动幅度小。该井在排采2.5天后见气，46天达到日产气量峰值12.5×104m3，见气时间虽晚于JN1H井，但产气曲线平稳上升并维持高位平台，峰值气量高、持续时间长，表现出优异的控压稳定性与排采效率，说明压力系统匹配良好、渗流通道保持畅通。JM2H井在主动式降压策略下实现了压力系统与解吸—渗流过程的动态匹配，有效协调了降压节奏与解吸动力，避免了能量过快耗散，显著提升了煤岩气井产能稳定性与开发效果。相较于JN1H井，JM2H井表现出更优的控压稳定性与排采效率，进一步验证了主动式降压排采方法在煤岩气井中的显著优势。在鄂尔多斯盆地其他煤岩气区块中，因储层特征差异，单井在不同排采阶段的持续时间与控压策略存在一定差异，需结合具体储层条件，开展差异化调整。
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图 13 鄂尔多斯盆地JN1H井和JM2H井控压排采曲线对比图（按生产时间拉齐） Fig. 13 Comparison of pressure-controlled production curves of wells JN1H and JM2H in Ordos Basin (align by production time) |
（1）在深部煤层原位高压环境下，压力是控制煤岩气产能形成的主导因素，深部高压气体主要以连续介质渗流形式运移，维持合理压力有助于增强渗流产气能力。压力骤降会诱发应力敏感效应、渗透率衰减及流态提前转变，是煤岩气井产能快速递减的根本原因。
（2）针对煤岩气藏高压、高应力敏感性特征，构建了以“关键节点识别—分阶段控压—流态动态匹配”为主线的主动式控压排采方法。该方法将排采过程划分为控压放喷、控压排水、控压产气和放压提产4个阶段，通过差异化的流压控制实现压力系统与渗流—解吸机制的全过程动态协调，建立了“安全放喷—稳定排水—协调产气—提产稳产”的分阶段管控体系。
（3）基于鄂尔多斯盆地典型煤岩气储层参数建立多相耦合数值模型。结果表明，控压排采可实现压力系统的分级协调释放，产气过程呈“增—减—再增—再减”的多峰特征，动用效率显著提升。与不控压排采相比，主动控压策略使煤岩气采收率提高约8.9个百分点，验证了其在高压煤岩气藏中的显著优势。
（4）在鄂尔多斯盆地JM2H井现场试验中，主动式控压排采策略实现了平稳见气与持续稳产。井底流压下降过程平稳，气水比逐步提升并保持稳定。结果表明，该方法能有效协调降压节奏与解吸动力，防止能量过快耗散，实现高压煤岩气井的高效、稳产开发。
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