黃紅星，傅雪海，趙增平，陳 東，彭宏釗

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；3.中國礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)試驗(yàn)室，江蘇 徐州 221116)

0 前 言

煤層氣是一種重要的非常規(guī)天然氣能源，加大煤層氣開采有利于緩解我國能源供給壓力[1-2]。新疆是我國重要的煤層氣富集區(qū)，準(zhǔn)噶爾盆地南緣是當(dāng)前煤層氣開發(fā)的熱點(diǎn)區(qū)域[3-4]。與沁水盆地和中國西南地區(qū)煤層氣富集區(qū)不同，準(zhǔn)噶爾盆地以多層、大傾角和巨厚為主要特征[5-6]，其地質(zhì)賦存的差異性導(dǎo)致了其煤層氣產(chǎn)出特征與近水平或緩傾煤儲(chǔ)層有顯著差異。對(duì)于多煤層發(fā)育地區(qū)，多層合采是當(dāng)前廣泛采用的開發(fā)策略[7-10]。但是受到層間干擾的潛在影響，制定更合適的開發(fā)優(yōu)化策略是煤層氣開發(fā)非常重要的一部分。當(dāng)前人們對(duì)近水平儲(chǔ)層的多層合采做過大量的研究[7-8]，而對(duì)于急傾斜儲(chǔ)層多層合采的研究還非常少。孫鵬杰等[11]利用Comet3軟件模擬了多層排采煤層氣的產(chǎn)出特征，模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)采取遞進(jìn)排采有利于煤層氣的產(chǎn)出；李鑫等[12]利用數(shù)值模擬試驗(yàn)對(duì)比了多層排采中遞進(jìn)排采與分隔排采的產(chǎn)出特征；許江等[13]利用實(shí)驗(yàn)室物理模擬手段研究了多層排采的產(chǎn)出特征，從物理試驗(yàn)的角度表明了不同儲(chǔ)層壓力差異導(dǎo)致低壓儲(chǔ)層排采受到抑制，而采用遞進(jìn)排采是有效的手段。急傾斜儲(chǔ)層由于巨大的儲(chǔ)層傾角，導(dǎo)致不同部位儲(chǔ)層存在顯著的物性差異，其排采過程中煤層氣的產(chǎn)出不同于近水平儲(chǔ)層。

因此，對(duì)于急傾斜儲(chǔ)層多層合采，需要進(jìn)行專門有針對(duì)性的研究，但是前人對(duì)急傾斜儲(chǔ)層的多層合采的研究鮮見報(bào)道。因此，筆者以準(zhǔn)噶爾盆地南緣阜康西區(qū)為例，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件模擬研究了急傾斜儲(chǔ)層在不同層間距、不同排采強(qiáng)度下多層排采過程中煤層氣產(chǎn)出特征，對(duì)比了多層排采過程中儲(chǔ)層上傾和下傾方向的差異性變化。通過設(shè)置上、中、下3層儲(chǔ)層不同的含氣量和滲透率來分析物性差異引起的層間干擾，為急傾斜儲(chǔ)層煤層氣多層合采提供優(yōu)化方案。

1 模型及數(shù)據(jù)參數(shù)

1.1 模擬參數(shù)來源

阜康西區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣阜康礦區(qū)西部，開發(fā)的主力儲(chǔ)層有3層，儲(chǔ)層傾角約為50°，現(xiàn)有煤層氣開發(fā)井41口[5],CS18井位于阜康向斜的仰起端靠近軸部位置(圖1)，地層傾角為45°，與相鄰煤層氣井間距約為300 m。模擬參數(shù)選擇準(zhǔn)噶爾盆地南緣阜康西區(qū)CS18井勘探和試驗(yàn)測試成果(表1)。由于孔隙度、滲透率、表皮系數(shù)和氣水相滲曲線強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，所以這些參數(shù)主要依據(jù)對(duì)該井的產(chǎn)量曲線進(jìn)行歷史擬合獲得[5]。歷史擬合結(jié)果可以參考文獻(xiàn)[5]。對(duì)于急傾斜儲(chǔ)層，由于埋深、地應(yīng)力等的差異，導(dǎo)致儲(chǔ)層壓力、含氣量和滲透率3個(gè)參數(shù)在垂向上具有明顯的差異性。因此，不同埋深下儲(chǔ)層壓力梯度、含氣量梯度和滲透率梯度設(shè)置尤為重要?；谠撗芯繀^(qū)實(shí)際地質(zhì)勘探資料，獲得儲(chǔ)層壓力、含氣量、滲透率梯度[5]如下：

圖1 阜康西區(qū)構(gòu)造綱要Fig.1 Structure outline and well location map of Fukang Western Block

孔隙度Φ/%0.005井底初始X方向滲透率K0X/10-15 m22.05井底初始Y方向滲透率K0Y/10-15 m22.05井底初始Z方向滲透率K0Z/10-15 m22.05X方向滲透率隨埋深變化KX/10-15 m2KX=9 750e-0.008HY方向滲透率隨埋深變化KY/10-15 m2KY=9 750e-0.008HZ方向滲透率隨埋深變化KZ/10-15 m2KZ=975e-0.008H井筒位置儲(chǔ)層壓力P0/MPa11.8儲(chǔ)層壓力梯度ΔP/ (10-2 MPa·m-1)1含氣量隨埋深變化V/(m3·t-1)0.004 1H+10.71表皮系數(shù)S0.5蘭氏壓力PL/MPa3.29蘭氏體積VL/(m3·t-1)15.71

1.2 模型確定和參數(shù)選擇

利用Schlumberger公司開發(fā)的Eclipse軟件進(jìn)行多層急傾斜儲(chǔ)層煤層氣排采的模擬研究。利用產(chǎn)出曲線、儲(chǔ)層壓力和含氣量的動(dòng)態(tài)變化來研究多層急傾斜儲(chǔ)層的產(chǎn)出特征和層間干擾?；贑S18井實(shí)際地質(zhì)條件和儲(chǔ)層條件，建立了一個(gè)傾角為45°的角點(diǎn)網(wǎng)格(圖2a)。煤層設(shè)置為3層。中間1層設(shè)置為主產(chǎn)層，厚度基于CS18井的A2煤層厚度17.6 m。主產(chǎn)層上部和下部設(shè)置1層厚度為5 m的輔助產(chǎn)層(圖2b,圖2b中l(wèi)1、l2為網(wǎng)格模型中上傾方向和下傾方向的邊界，即圖中A、B點(diǎn))。此設(shè)置的參數(shù)不與阜康西區(qū)完全一致，目的是增加研究結(jié)果的廣泛性。

圖2 急傾斜煤層剖面與網(wǎng)格模型Fig.2 Profile and grid model of large-slope coal reservoir

1.3 模擬案例

分別模擬不同層間距、不同排采強(qiáng)度和不同物性參數(shù)差異引起的層間干擾3種情況下急傾斜儲(chǔ)層煤層氣多層合排的產(chǎn)出特征。

1.3.1 層間距

阜康西區(qū)煤層氣開采的是陸相侏羅系煤儲(chǔ)層，煤層間距隨沉積環(huán)境發(fā)生變化。因此，多層排采時(shí)煤儲(chǔ)層層間距也有差異。以主產(chǎn)層第2層的埋深保持不變，將第1層、第3層與第2層的間距分別設(shè)置為20、40、60、80、100 m，可分別獲得第1層和第3層的埋深。不同埋深下的儲(chǔ)層壓力、滲透率和含氣量基于表1中的公式計(jì)算得出。

1.3.2 排采強(qiáng)度

多層排采過程中層間干擾主要體現(xiàn)的是壓力傳遞[13-14]。通過設(shè)置井底壓力變化快慢來調(diào)控產(chǎn)出過程。設(shè)置了5種井底壓力變化曲線來探討不同排采強(qiáng)度下的產(chǎn)出特征(圖3，圖注井底壓力1～5為井底壓力降低由快到慢)，并分析層間干擾的影響程度。

圖3 不同排采強(qiáng)度下的井底壓力變化Fig.3 The bottom hole pressure changes under different drainage intensity

1.3.3 物性參數(shù)差異引起的層間干擾

煤儲(chǔ)層含氣量和滲透率差異是引起層間干擾最重要的2個(gè)參數(shù)。模擬的方式是通過改變主產(chǎn)層第2層的含氣量和滲透率的大小來研究其對(duì)第1層和第3層產(chǎn)出的影響，而第1層和第3層的模擬參數(shù)保持不變。

選擇的層間距為40 m和100 m。含氣量變化設(shè)置為第2層儲(chǔ)層含氣量的0.4、0.6、0.8、1.0和1.2倍；滲透率變化設(shè)置為第2層儲(chǔ)層的0.01、0.1、1、10、100倍。

2 結(jié)果與討論

2.1 不同層間距煤層氣的產(chǎn)出特征

模擬結(jié)果表明不同層間距的急傾斜儲(chǔ)層多層合采總產(chǎn)出曲線形態(tài)基本一致，沒有顯著的區(qū)別(圖4)，日均產(chǎn)氣量也沒有顯著區(qū)別。層間距20 m時(shí)日均產(chǎn)氣量為2 084 m3/d，而層間距100 m時(shí)為2 032 m3/d，兩者僅差50 m3/d。這說明不同的層間距對(duì)總產(chǎn)出的影響不明顯。但是也可以看出隨著層間距增大，日均產(chǎn)氣量逐漸降低(圖4)。層間距增大導(dǎo)致了滲透率和儲(chǔ)層壓力差異大，出現(xiàn)一定的層間干擾，使煤層氣日均產(chǎn)氣量降低(圖4)，第1層雖然相比第3層儲(chǔ)層壓力和含氣量低，但是其滲透率大，排采更容易[14]。排采10 a時(shí)的儲(chǔ)層壓力和含氣量壓降漏斗剖面顯示第1層儲(chǔ)層隨層間距的增大，埋深變淺，其儲(chǔ)層壓力壓低，壓降也緩慢，產(chǎn)出的煤層氣也較多(圖5a)。而第3層儲(chǔ)層則相反，第2層儲(chǔ)層沒有顯著變化(圖5b、圖5c)，說明儲(chǔ)層層間距越大越有利于上部儲(chǔ)層的排采，而不利于下部儲(chǔ)層，對(duì)中間儲(chǔ)層沒有影響。含氣量分布顯示出與儲(chǔ)層壓力相同的分布特征(圖6)。3層的總產(chǎn)氣量沒有顯著變化是因?yàn)榈?層儲(chǔ)層的增產(chǎn)量可以與第3層儲(chǔ)層的減產(chǎn)量大部分抵消。但是總產(chǎn)出的降低，說明上部儲(chǔ)層的增產(chǎn)略小于下部儲(chǔ)層的減產(chǎn)。文中3層儲(chǔ)層的物性參數(shù)差異主要是儲(chǔ)層壓力、滲透率和含氣量，即第1層儲(chǔ)層儲(chǔ)層壓力和含氣量低，滲透率高，第3層儲(chǔ)層儲(chǔ)層壓力和含氣量高，滲透率低。從層間干擾的角度上看，在排采初期，由于上部儲(chǔ)層壓力較低，井底壓力大于儲(chǔ)層壓力，導(dǎo)致儲(chǔ)層壓力無法降低，甲烷無法解析，致使增產(chǎn)較低。

圖4 不同層間距產(chǎn)出曲線及日均產(chǎn)氣量Fig.4 CBM production curves and average daily gas production at different interlayer spacing

圖5 不同層間距儲(chǔ)層壓力切面分布Fig.5 Cross section distribution of reservoir pressure at different interlayer spacing

對(duì)比急傾斜儲(chǔ)層上傾和下傾方向煤層氣產(chǎn)出的差異，發(fā)現(xiàn)整體上隨著層間距的變化兩者變化的趨勢相同(圖5、圖6)。隨層間距的增大，第1層儲(chǔ)層上傾方向和下傾方向的含氣量逐漸降低(圖7)，上傾和下傾方向的下降趨勢相同，略微不同的是上傾方向的含氣量變化速率大于下傾方向(圖7a)。這可能是上傾和下傾方向物性差異以及水重力綜合作用所導(dǎo)致[5]。第3層顯示出相同的變化規(guī)律，只是趨勢相反(圖7b)。說明對(duì)于急傾斜儲(chǔ)層，不同的層間距對(duì)不同的儲(chǔ)層部分變化規(guī)律沒有顯著影響，只是數(shù)值趨勢存在略微的差異。

圖6 不同層間距含氣量切面分布Fig.6 Cross section distribution of gas content at different interlayer spacing

圖7 不同層間距上傾和下傾方向儲(chǔ)層含氣量變化Fig.7 Variation of gas content in the upper and lower reservoirs at different interlayer spacing

2.2 不同排采強(qiáng)度煤層氣的產(chǎn)出特征

排采強(qiáng)度是調(diào)控煤層氣產(chǎn)出的重要手段[13-18]。對(duì)于煤層氣多層合采，由于壓力傳遞導(dǎo)致的層間干擾是不得不考慮的問題。模擬結(jié)果顯示隨著排采強(qiáng)度的降低，層間距40 m和100 m的見氣時(shí)間都逐漸延后，產(chǎn)氣量增幅變慢，但是整體產(chǎn)出曲線形態(tài)幾乎沒有變化，如圖8所示。說明較低的排采強(qiáng)度會(huì)導(dǎo)致更長的見氣時(shí)間和相對(duì)較低的產(chǎn)氣速率，但不會(huì)對(duì)產(chǎn)出曲線的形態(tài)產(chǎn)生影響。日均產(chǎn)氣量隨排采強(qiáng)度的降低而降低，隨層間距的增大而降低，如圖9所示。因?yàn)殡S著排采強(qiáng)度的降低，即井底壓力下降速率降低，儲(chǔ)層內(nèi)外壓差變化較慢，使煤層氣解吸速率相對(duì)較慢，導(dǎo)致在相同的時(shí)間內(nèi)煤層氣的產(chǎn)出較低。

圖8 不同排采強(qiáng)度下的產(chǎn)出曲線Fig.8 CBM production curves at different drainage intensity

圖9 不同層間距、不同排采強(qiáng)度下的日均產(chǎn)氣量Fig.9 Average daily gas production at different interlayer spacing and drainage intensity

產(chǎn)氣時(shí)間的快慢取決于儲(chǔ)層壓力和含氣量的變化[19]。觀察層間距為40 m的第1層儲(chǔ)層的井底位置的儲(chǔ)層壓力和含氣量的實(shí)時(shí)變化發(fā)現(xiàn)，隨著排采強(qiáng)度的降低，儲(chǔ)層壓力和含氣量開始變化需要的時(shí)間逐漸延長(圖10)。排采強(qiáng)度最大時(shí)含氣量下降需要100 d，而排采強(qiáng)度最低時(shí)則需要500 d(圖10b)。這說明隨著排采強(qiáng)度的降低，上部儲(chǔ)層由于井底壓力高于儲(chǔ)層壓力，導(dǎo)致上部儲(chǔ)層的煤層氣難以解吸，含氣量保持不變，從而難以產(chǎn)氣。也就是對(duì)于多層合采來說較低的排采強(qiáng)度會(huì)抑制上部儲(chǔ)層儲(chǔ)層壓力的下降和煤層氣的產(chǎn)出，導(dǎo)致上部儲(chǔ)層在短時(shí)間內(nèi)沒有煤層氣產(chǎn)出。隨著井底壓力下降至上部儲(chǔ)層儲(chǔ)層壓力以下時(shí)，上部儲(chǔ)層才逐漸出現(xiàn)壓降，即井底壓力差異導(dǎo)致的層間干擾只是短時(shí)間內(nèi)對(duì)其他低壓儲(chǔ)層產(chǎn)生抑制作用，而隨著井底壓力的持續(xù)降低，這種抑制作用會(huì)逐漸消失(本次研究沒有考慮壓力導(dǎo)致儲(chǔ)層的其他變化)。

圖10 井底位置儲(chǔ)層壓力和含氣量隨時(shí)間的變化Fig.10 Changes of bottom hole pressure and gas content with time

為對(duì)比不同排采強(qiáng)度條件下儲(chǔ)層上傾和下傾方向的排采差異，分析了上傾L1和下傾L2含氣量之差的實(shí)時(shí)變化規(guī)律(圖11)。結(jié)果表明不同排采強(qiáng)度下儲(chǔ)層上傾和下傾方向含氣量之差的曲線形態(tài)幾乎一致，只是隨排采強(qiáng)度降低，曲線變化形態(tài)在時(shí)間逐漸推遲(圖11)。

圖11 急傾斜儲(chǔ)層下傾和上傾方向含氣量之差變化曲線Fig.11 Differences of gas content between up inclined and down inclined of steeply inclined reservoir

2.3 不同儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)煤層氣產(chǎn)出的層間干擾

不同的物性參數(shù)對(duì)煤層氣多層合排產(chǎn)生顯著影響[8]。模擬結(jié)果表明隨著第2層含氣量的增大，第1層和第3層的總產(chǎn)氣量呈先下降后上升的趨勢(圖12a)。當(dāng)含氣量為儲(chǔ)層含氣量0.6倍時(shí)，第1層總產(chǎn)氣量達(dá)到最低，而第3層總產(chǎn)氣量在含氣量為儲(chǔ)層含氣量0.8倍時(shí)達(dá)到最低(圖12a)。而隨著第2層儲(chǔ)層滲透率的增大，第1層和第3層的累積產(chǎn)氣量逐漸降低(圖12b)。

圖12 不同含氣量和滲透率的第2層儲(chǔ)層條件下對(duì)第1層和第3層產(chǎn)氣的影響Fig.12 Effects of different gas content and permeability of the >second reservoir on the gas production of the first and third reservoirs

3 結(jié) 論

1)層間距的增大會(huì)使得急傾斜儲(chǔ)層煤層氣多層合排的總產(chǎn)氣量逐漸減低，但降幅不大，因?yàn)樯喜績?chǔ)層的增產(chǎn)量與下部儲(chǔ)層的減產(chǎn)量相當(dāng)。

2)較低的排采強(qiáng)度會(huì)抑制上部儲(chǔ)層的排采，但隨著井底壓力的降低，抑制會(huì)逐漸消失。

3)不同儲(chǔ)層的含氣量和滲透率差異影響相鄰儲(chǔ)層煤層氣的產(chǎn)出。表現(xiàn)為含氣量差異越大越有利于臨近層的產(chǎn)出，而滲透率差異越大則抑制相鄰儲(chǔ)層產(chǎn)出。