6敏感性实验数据在煤层气排采过程中的应用储层敏感性评价实验反映了煤储层在外来流体作用以及所受应力改变情况下，煤岩渗透性质发生的变化，是研究储层保护技术和制定排采方案的基础速敏实验测定了煤岩中微粒运移的临界流速，超出此速度生产，地层中的微粒就可能发生运移，堵塞裂缝通道应力敏感性数据表明了煤岩渗透率随应力改变的趋势，反映了裂缝性煤岩在应力改变的条件下裂缝宽度的变化速度和应力的变化都与排采生产中的排液强度以及生产压差有关，因此，将实验室测试的速敏数据以及应力敏感性数据与排采强度以及生产压差建立一定的关系，通过计算，优化设计出不发生伤害或伤害范围（或伤害程度）小的排采工作参数，就可以保证煤层气的稳产6.1优化排液强度（1）建立模型煤层气井合理排液量在一定程度上与储层速敏有关在煤层气井排采过程中，当产液速度超过临界流速时将造成储层伤害，即裂缝内部微粒运移、堵塞割理裂缝所以，可以利用速敏实验中测定的临界流速来确定煤层气井临界产液量，为优化排液强度及控制井底流压提供科学依据实验测得的临界流量为Qc，结合生产井储层厚度和井径，可将其换算为排采中的临界排液量Q液，以此作为单井允许的最大产液量转换的方法是，以实验室岩心测定的真实临界速度等于研究的煤层气井储层岩石真实速度。
由于降压排采的初期储层中只是煤层水单相流动，气体还未扩散出来，所以在真实速度计算时不考虑饱和度将实验室临界流量转换成煤层气井对应的临界排水量计算公式如下：Qw=28.8rwh7Qc「岩（2-1）式中，Qc—岩心临界流量，ml/min；■岩一岩心孔隙度；r岩一岩心半径，cmQ液一井的临界排液量，m3/d；井一煤储层孔隙度；r井一井半径，m；h—煤层气井的储层厚度，m2）实例计算将郑庄、长治、安泽各区块实验所得临界流速结合各区块生产井的储层厚度,井径代入计算公式，计算排采井不发生微粒运移的最大排液量，计算结果见表2-12表2-12各区块岩心速敏实验数据及所确定的最大排水量区块实验数据储层平均厚度（m）临界产液量（m3/d）岩心号岩心半径（cm）实验室临界流速（ml/min）郑庄S61.320.55.52安泽AZ-81.240.55.32长治CY-111.260.756.24长治CY-151.250.16.21实际生产过程中，如果严格按照临界流速来控制产液量可能不能满足生产要求，因此，通过计算给出了允许煤层井底附近不同范围内可发生微粒运移的最大产液量供制定排采方案时选择计算结果见下表2-13及图2-25。
表2-13各区块岩心速敏实验数据及所确定的最大排水量区块实验数据平均气层厚度（m）临界产液量（m3/d）距井筒距离（m）允许最大排水量（m3/d）岩心号半径（cm）临界流速（ml/min）郑庄S61.320.55.520（井底）20.523145291313641825227安泽AZ-81.240.55.320（井底）20.525150299314941995248长治CY-111.260.756.240（井底）40.5371752150322442995374长治CY-151.250.16.210（井底）10.56111223334446557量液产界临400350300250200150100500伤害范围（m）♦郑庄长治十安泽-■-长治11iCY-11厂-tCY-15111—41H3图2-25临界产液量随伤害范围的变化曲线（3）排采建议以郑庄区块为例，在井筒附近产液量在不超过2m3/d时才不会对储层造成微粒运移伤害但是实际生产中无法达到，所以可以采取在井底附近进行酸化解堵等措施解降低伤害，将伤害范围扩大到距井底0.5m，此时合理的排采速度可增大到23m3/d6.2控制井底流压（1）建立模型由于应力敏感对低渗透储层，特别是煤储层的渗透率影响很大，进而使煤层气在储层中流动规律复杂，最终影响气井产能。
所以在煤层气藏的开发过程中必须充分考虑到应力敏感的影响针对煤层气储层渗流特征，在达西定律的基础上，推导出稳定流动的简化产能方程，以研究应力敏感与排采强度、井底流压的定量关系然后，将其应用在在煤层气储层排采优化中，并结合各区块煤层气排采数据，可以提出一些针对不同区块的合理工作制度物理模型假定一水平均质各向同性圆形等厚地层中心有一口完善井（井将煤层全部渗透且在煤层部分是裸露的），地层边缘有充足的液源供给方程推导采用NurA和Yilmazo在1985年提出的渗透率模量概念渗透率模量，假设渗透率模量保持常数:(2-2)对上式积分，得到渗透率与压差关系的指数式:(2-3)式中，:——渗透模量（应力敏感系数），MPa，；K—储层渗透率，1O'」m2；Ki—储层原始渗透率，10^lm2；pe—煤层气藏中re处的地层压力，MPa；p—地层压力，MPa对于均质储层单相液体渗流在不考虑启动压力梯度及考虑应力敏感系数时,满足平面径向流渗流微分方程:(2-4)又因为,(2-5)式中，v—煤层气的渗流速度，m/s；丿一煤层气的粘度，MPa/s；r—半径，m;Q—煤层气井产水量，m3/d；h—煤层气储层的厚度，m。
在稳定流动情况下，可以将流速用流量和面积代替得到：(Pe-Pwf)QBw=dp2二rhJdr(2-6)将上式，展开并积分后可得：QB^ln电=0丄厲_e^Pe斗）］（2-7）2兀rhrwAa」-整理得，2二—/仇叫）Q--（2-8）：」Bwln-erw式中，Pwf—煤层气储层井底流压，MPa;re—煤层气储层供气井径（压裂后不再是井眼半径），m;仏一煤层气储层中的气井半径，m;Bw—煤层气储层中水的体积系数上式是未考虑启动压裂梯度的应力敏感影响的煤层气直井简化产能方程，本方程所考虑的应力敏感效应使基于煤层气藏实际生产时表现出来岩石对孔隙压力的敏感性，因此能更加准确真实地对煤储层进行产能评价2）实例计算ki由于存在关系(2-9)k根据-与Pe-Pwf关系曲线的指数型回归线确定°（见下表2-14）为了模ki拟现场压裂过程，可取净应力增大过程的应力敏感系数值表2-14各区块岩心应力敏感性实验数据所确定的敏感系数区块岩心号应力敏感系数a（MPa"1）净应力加大过程净应力减小过程郑庄FF-770.18660.1429长治CY-2810.40950.2541安泽AZ-540.13450.09令系数A为,2二hki(2-10)JBwln带入(2-8)贝9,(2-11)由排采数据获得单井日产水量Q,地层压力Pe,井底压力Pwf(见下表2-15),然后计算K值。
在已知Pwf和〉的条件下，绘制IPR曲线，产水指数PI无因次曲线及旦的无因次曲线，计算结果见图2-26、2-27、2-28、2-293wf0.0OOOOOOOO8L&54321{力压底井0.02.04.06.08.010.0表2-15各区块排采数据及系数A值区块地层压力(MPa)井底压力(MPa)单井日产水量(m3/d)生产压差(MPa)应力敏感系数(MPa-1)系数A311(mdMPa)郑庄5.120.994.14.130.1871.42长治3.751.955.61.80.4104.40安泽7.161.067.26.10.1351.73日产量(m3)图2-26IPR曲线图2-27产水指数随井底流压的变化曲线PwfD图2-28产水指数伤害随井底流压的无因次变化曲线4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0-D1害伤数指水产PwfD图2-29产水指数与井底流压力差值之比随井底流压的无因次变化曲线分析以上各曲线可知，井底流压与产液量呈负相关关系，产液量随井底流压的降低而增加且不同井底流压下，排水量降低的幅度不同，在高井底流压阶段，排水量降低的幅度相对较大，在低井底流压阶段，排水量的降低的幅度相对较小。
为了维持储层的渗流能力，需要保持较高的井底流压；为了保持较好的排液量需要保持较低的井底流压因此，在实际生产过程中，确定合理的井底流压以满足成产要求是十分必要的3）排采建议煤层气井井底流压的大小直接决定煤层气产量的大小，为了获得高产，这里综合考虑应力敏感对排水量及产水指数的影响，提出有效建议如下表2-16建议各区块所采取的工作制度区块井底流压（MPa）产水量（m3/d）311产液指数（mdMPa）郑庄1.53.71.0长治1.56.52.9安泽2.16.31.3。