準噶爾盆地南緣急傾斜儲層煤層氣多層合采產出模擬研究

黃紅星，傅雪海，趙增平，陳 東，彭宏釗

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

0 前 言

煤層氣是一種重要的非常規天然氣能源，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，準噶爾盆地南緣是當前煤層氣開發的熱點區域[3-4]。與沁水盆地和中國西南地區煤層氣富集區不同，準噶爾盆地以多層、大傾角和巨厚為主要特征[5-6]，其地質賦存的差異性導致了其煤層氣產出特征與近水平或緩傾煤儲層有顯著差異。對于多煤層發育地區，多層合采是當前廣泛采用的開發策略[7-10]。但是受到層間干擾的潛在影響，制定更合適的開發優化策略是煤層氣開發非常重要的一部分。當前人們對近水平儲層的多層合采做過大量的研究[7-8]，而對于急傾斜儲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出特征，模擬結果發現采取遞進排采有利于煤層氣的產出；李鑫等[12]利用數值模擬試驗對比了多層排采中遞進排采與分隔排采的產出特征；許江等[13]利用實驗室物理模擬手段研究了多層排采的產出特征，從物理試驗的角度表明了不同儲層壓力差異導致低壓儲層排采受到抑制，而采用遞進排采是有效的手段。急傾斜儲層由于巨大的儲層傾角，導致不同部位儲層存在顯著的物性差異，其排采過程中煤層氣的產出不同于近水平儲層。

因此，對于急傾斜儲層多層合采，需要進行專門有針對性的研究，但是前人對急傾斜儲層的多層合采的研究鮮見報道。因此，筆者以準噶爾盆地南緣阜康西區為例，利用Eclipse數值模擬軟件模擬研究了急傾斜儲層在不同層間距、不同排采強度下多層排采過程中煤層氣產出特征，對比了多層排采過程中儲層上傾和下傾方向的差異性變化。通過設置上、中、下3層儲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，為急傾斜儲層煤層氣多層合采提供優化方案。

1 模型及數據參數

1.1 模擬參數來源

阜康西區塊位于準噶爾盆地南緣阜康礦區西部，開發的主力儲層有3層，儲層傾角約為50°，現有煤層氣開發井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。模擬參數選擇準噶爾盆地南緣阜康西區CS18井勘探和試驗測試成果(表1)。由于孔隙度、滲透率、表皮系數和氣水相滲曲線強烈的非均質性，所以這些參數主要依據對該井的產量曲線進行歷史擬合獲得[5]。歷史擬合結果可以參考文獻[5]。對于急傾斜儲層，由于埋深、地應力等的差異，導致儲層壓力、含氣量和滲透率3個參數在垂向上具有明顯的差異性。因此，不同埋深下儲層壓力梯度、含氣量梯度和滲透率梯度設置尤為重要?；谠撗芯繀^實際地質勘探資料，獲得儲層壓力、含氣量、滲透率梯度[5]如下：

圖1 阜康西區構造綱要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井筒位置儲層壓力P0/MPa11.8儲層壓力梯度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 模型確定和參數選擇

利用Schlumberger公司開發的Eclipse軟件進行多層急傾斜儲層煤層氣排采的模擬研究。利用產出曲線、儲層壓力和含氣量的動態變化來研究多層急傾斜儲層的產出特征和層間干擾?；贑S18井實際地質條件和儲層條件，建立了一個傾角為45°的角點網格(圖2a)。煤層設置為3層。中間1層設置為主產層，厚度基于CS18井的A2煤層厚度17.6 m。主產層上部和下部設置1層厚度為5 m的輔助產層(圖2b,圖2b中l1、l2為網格模型中上傾方向和下傾方向的邊界，即圖中A、B點)。此設置的參數不與阜康西區完全一致，目的是增加研究結果的廣泛性。

圖2 急傾斜煤層剖面與網格模型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、不同排采強度和不同物性參數差異引起的層間干擾3種情況下急傾斜儲層煤層氣多層合排的產出特征。

1.3.1 層間距

阜康西區煤層氣開采的是陸相侏羅系煤儲層，煤層間距隨沉積環境發生變化。因此，多層排采時煤儲層層間距也有差異。以主產層第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。不同埋深下的儲層壓力、滲透率和含氣量基于表1中的公式計算得出。

1.3.2 排采強度

多層排采過程中層間干擾主要體現的是壓力傳遞[13-14]。通過設置井底壓力變化快慢來調控產出過程。設置了5種井底壓力變化曲線來探討不同排采強度下的產出特征(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 物性參數差異引起的層間干擾

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

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

2 結果與討論

2.1 不同層間距煤層氣的產出特征

模擬結果表明不同層間距的急傾斜儲層多層合采總產出曲線形態基本一致，沒有顯著的區別(圖4)，日均產氣量也沒有顯著區別。層間距20 m時日均產氣量為2 084 m3/d，而層間距100 m時為2 032 m3/d，兩者僅差50 m3/d。這說明不同的層間距對總產出的影響不明顯。但是也可以看出隨著層間距增大，日均產氣量逐漸降低(圖4)。層間距增大導致了滲透率和儲層壓力差異大，出現一定的層間干擾，使煤層氣日均產氣量降低(圖4)，第1層雖然相比第3層儲層壓力和含氣量低，但是其滲透率大，排采更容易[14]。排采10 a時的儲層壓力和含氣量壓降漏斗剖面顯示第1層儲層隨層間距的增大，埋深變淺，其儲層壓力壓低，壓降也緩慢，產出的煤層氣也較多(圖5a)。而第3層儲層則相反，第2層儲層沒有顯著變化(圖5b、圖5c)，說明儲層層間距越大越有利于上部儲層的排采，而不利于下部儲層，對中間儲層沒有影響。含氣量分布顯示出與儲層壓力相同的分布特征(圖6)。3層的總產氣量沒有顯著變化是因為第1層儲層的增產量可以與第3層儲層的減產量大部分抵消。但是總產出的降低，說明上部儲層的增產略小于下部儲層的減產。文中3層儲層的物性參數差異主要是儲層壓力、滲透率和含氣量，即第1層儲層儲層壓力和含氣量低，滲透率高，第3層儲層儲層壓力和含氣量高，滲透率低。從層間干擾的角度上看，在排采初期，由于上部儲層壓力較低，井底壓力大于儲層壓力，導致儲層壓力無法降低，甲烷無法解析，致使增產較低。

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

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

對比急傾斜儲層上傾和下傾方向煤層氣產出的差異，發現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致[5]。第3層顯示出相同的變化規律，只是趨勢相反(圖7b)。說明對于急傾斜儲層，不同的層間距對不同的儲層部分變化規律沒有顯著影響，只是數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 不同排采強度煤層氣的產出特征

排采強度是調控煤層氣產出的重要手段[13-18]。對于煤層氣多層合采，由于壓力傳遞導致的層間干擾是不得不考慮的問題。模擬結果顯示隨著排采強度的降低，層間距40 m和100 m的見氣時間都逐漸延后，產氣量增幅變慢，但是整體產出曲線形態幾乎沒有變化，如圖8所示。說明較低的排采強度會導致更長的見氣時間和相對較低的產氣速率，但不會對產出曲線的形態產生影響。日均產氣量隨排采強度的降低而降低，隨層間距的增大而降低，如圖9所示。因為隨著排采強度的降低，即井底壓力下降速率降低，儲層內外壓差變化較慢，使煤層氣解吸速率相對較慢，導致在相同的時間內煤層氣的產出較低。

圖8 不同排采強度下的產出曲線Fig.8 CBM production curves at different drainage intensity

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

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

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

為對比不同排采強度條件下儲層上傾和下傾方向的排采差異，分析了上傾L1和下傾L2含氣量之差的實時變化規律(圖11)。結果表明不同排采強度下儲層上傾和下傾方向含氣量之差的曲線形態幾乎一致，只是隨排采強度降低，曲線變化形態在時間逐漸推遲(圖11)。

圖11 急傾斜儲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 不同儲層參數對煤層氣產出的層間干擾

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

圖12 不同含氣量和滲透率的第2層儲層條件下對第1層和第3層產氣的影響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 論

1)層間距的增大會使得急傾斜儲層煤層氣多層合排的總產氣量逐漸減低，但降幅不大，因為上部儲層的增產量與下部儲層的減產量相當。

2)較低的排采強度會抑制上部儲層的排采，但隨著井底壓力的降低，抑制會逐漸消失。

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