煤層氣井多層合采產(chǎn)能影響因素

彭龍仕,喬 蘭,龔 敏,呂玉民

(1．北京科技大學(xué)金屬礦山高效開(kāi)采與安全教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100083;2．北京科技大學(xué)土木與環(huán)境工程學(xué)院,北京 100083;3．中海油研究總院,北京 100027)

煤層氣井多層合采產(chǎn)能影響因素

彭龍仕1,2,喬 蘭1,2,龔 敏1,2,呂玉民3

(1．北京科技大學(xué)金屬礦山高效開(kāi)采與安全教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100083;2．北京科技大學(xué)土木與環(huán)境工程學(xué)院,北京 100083;3．中海油研究總院,北京 100027)

針對(duì)韓城煤層氣田多層合采的特點(diǎn),結(jié)合欠飽和煤層氣藏開(kāi)發(fā)特征,采用相關(guān)分析系統(tǒng)剖析該區(qū)煤層氣井產(chǎn)能影響因素,用灰色關(guān)聯(lián)分析定量評(píng)價(jià)各影響因素的重要性,并利用模糊層次分析法對(duì)煤層氣井產(chǎn)能進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。相關(guān)性分析結(jié)果表明該區(qū)煤層氣井產(chǎn)能與初見(jiàn)氣時(shí)間、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量、擬臨儲(chǔ)比、擬含氣量、地解壓差和煤層厚度具有很好的相關(guān)性,但與初見(jiàn)氣井底流壓、埋深、原始儲(chǔ)層壓力和間距之間的相關(guān)性較差。灰色關(guān)聯(lián)分析定量顯示區(qū)內(nèi)氣井最大產(chǎn)氣能力主要受控于擬臨儲(chǔ)比、合采煤厚和擬含氣量,而平均產(chǎn)氣水平則主要受控于合采煤厚、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量和地解壓差。分析認(rèn)為資源豐度和含氣飽和度是影響欠飽和煤層氣藏最大產(chǎn)氣能力的關(guān)鍵因素,而降壓幅度和難易程度是決定這類(lèi)氣藏平均產(chǎn)氣水平的重要因素。模糊層次分析顯示區(qū)內(nèi)的煤層氣井最大產(chǎn)氣和平均產(chǎn)氣的綜合評(píng)價(jià)等級(jí)都為良好。

煤層氣井;多層合采;產(chǎn)能

欠飽和煤層氣藏是指煤儲(chǔ)層中的含氣量小于其原始儲(chǔ)層壓力下理論最大含氣量的煤層氣藏。現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的絕大部分煤層氣藏屬于欠飽和煤層氣藏[1-3]。欠飽和煤層氣藏要實(shí)現(xiàn)產(chǎn)氣必須降壓到臨界解吸壓力以下[4],因此其產(chǎn)氣滯后于飽和煤層[5]。此外,蘭氏等溫吸附曲線(xiàn)及相關(guān)研究顯示欠飽和度的略微降低也往往大大地延長(zhǎng)這類(lèi)煤儲(chǔ)層降壓至臨界解吸壓力的單相排水期[6],因此其初次見(jiàn)產(chǎn)時(shí)間也被大大地延后。

目前,國(guó)內(nèi)對(duì)各地區(qū)的煤層氣井產(chǎn)能已開(kāi)展了大量的研究[7-9],但針對(duì)煤層氣井多層合采的煤層氣井產(chǎn)能分析較為薄弱,僅開(kāi)展多層合采數(shù)值模擬研究[10]。本次研究以韓城煤層氣田為例,從該區(qū)煤層氣多層合采現(xiàn)狀出發(fā),分析該區(qū)內(nèi)煤層氣井多層合采產(chǎn)能的影響,并基于灰色關(guān)聯(lián)分析,對(duì)各因素的影響程度進(jìn)行排序。

1 韓城欠飽和煤層氣藏多層合采現(xiàn)狀

韓城煤層氣田地處鄂爾多斯地塊東南緣的渭北隆起帶東段陜西省韓城市境內(nèi),呈北東延伸的寬帶狀。該煤層氣田是我國(guó)繼沁南煤層氣田之后的又一個(gè)煤層氣開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)地區(qū)。

煤層氣探井?dāng)?shù)據(jù)顯示該區(qū)83．33%的煤儲(chǔ)層屬于欠飽和煤層氣藏,且其中有80%的煤儲(chǔ)層的含氣飽和度低于80%,屬于典型的欠飽和煤層氣藏。同時(shí)含氣飽和度低決定了該區(qū)煤儲(chǔ)層的臨界解吸壓力普遍偏低,最小僅為0．63 MPa,大部分處于2 MPa左右;也造成了該區(qū)煤儲(chǔ)層的地解壓差偏大,大部分煤儲(chǔ)層需要大幅度降壓后才能使得吸附態(tài)的煤層氣發(fā)生解吸,局部煤儲(chǔ)層需要降壓9 MPa以上才能解吸煤層氣。因此,韓城地區(qū)煤儲(chǔ)層絕大部分屬于典型的欠飽和煤層氣藏,具有含氣飽和度低,臨界解吸壓力小,地解壓差大。

韓城地區(qū)煤層氣井的主要生產(chǎn)組合特征是多煤層合采。目前,主要生產(chǎn)組合方式有3號(hào)和5號(hào)、3號(hào)和11號(hào)、5號(hào)和11號(hào)、3號(hào)和5號(hào)和11號(hào),同時(shí)部分井單采11號(hào),少數(shù)井單采3號(hào)煤層或5號(hào)煤層,個(gè)別井打開(kāi)其他煤層或臨近的砂巖層。由于區(qū)內(nèi)大部分煤層氣藏屬于欠飽和煤層氣藏,其生產(chǎn)過(guò)程需要經(jīng)歷一個(gè)很長(zhǎng)的排水和不穩(wěn)定產(chǎn)氣階段[4]。為了更可靠的可對(duì)比性,本次研究選取連續(xù)排采在500～800 d(集中在600 d左右)的氣井來(lái)進(jìn)行產(chǎn)能分析。統(tǒng)計(jì)顯示不同生產(chǎn)組合方式下氣井的氣水產(chǎn)出特征差異較大(表1)。

表1 韓城地區(qū)不同生產(chǎn)組合方式下的氣井生產(chǎn)狀況Table 1 Statement of gas production under different production combinations in Hancheng aream3/d

2 欠飽和煤層氣藏產(chǎn)能影響因素

鑒于區(qū)內(nèi)單一組合生產(chǎn)方式下的數(shù)據(jù)有限,難以開(kāi)展影響因素的相關(guān)性可靠分析,因此對(duì)多層合采組合方式下的各因素按煤層厚度進(jìn)行加權(quán)平均,進(jìn)而將研究區(qū)內(nèi)不同合采組合下的氣井產(chǎn)能數(shù)據(jù)與其影響因素進(jìn)行相關(guān)性分析。

2.1 初見(jiàn)氣時(shí)間

初見(jiàn)氣時(shí)間是指煤層氣井啟抽后至觀測(cè)到套壓或者初次連續(xù)見(jiàn)氣所用時(shí)間。通過(guò)統(tǒng)計(jì)及對(duì)比本區(qū)內(nèi)57口連續(xù)生產(chǎn)的氣井初見(jiàn)氣時(shí)間及其產(chǎn)能特征發(fā)現(xiàn)：區(qū)內(nèi)各氣井的初見(jiàn)氣時(shí)間差異很大,超過(guò)60%的煤層氣井初見(jiàn)氣時(shí)間小于100 d,個(gè)別煤層氣井的初見(jiàn)氣時(shí)間超過(guò)500 d;初見(jiàn)氣時(shí)間和氣井產(chǎn)能極好的相關(guān)性表現(xiàn)為：初見(jiàn)氣時(shí)間越短,煤層氣井的最大及平均產(chǎn)氣量越大,反之煤層氣井的最大及平均產(chǎn)氣量急劇下降(圖1(a))。

初見(jiàn)氣時(shí)間與煤層氣井平均產(chǎn)氣量的相關(guān)性表現(xiàn)不如其與煤層氣井最大產(chǎn)氣量的相關(guān)性明顯,這與初見(jiàn)氣時(shí)間反映煤層氣藏的吸附氣飽和度以及氣井最大產(chǎn)氣量反映煤層氣藏的潛在產(chǎn)氣能力有密切關(guān)系。同時(shí),在本區(qū)內(nèi)相似的生產(chǎn)制度和水文地質(zhì)條件下,初見(jiàn)氣時(shí)間與煤層氣井產(chǎn)能的相關(guān)性尤為明顯。

圖1 影響因素與氣井產(chǎn)能的關(guān)系Fig．1 Relationship of factors and gas well production performance

2.2 初見(jiàn)氣井底流壓

初見(jiàn)氣井底流壓是指投產(chǎn)后的煤層氣井初見(jiàn)氣時(shí)井底的流動(dòng)壓力,其值主要由套管環(huán)空內(nèi)的液柱高度以及套壓決定[8]。對(duì)于開(kāi)發(fā)井而言,現(xiàn)場(chǎng)可將初見(jiàn)氣井底流壓近似為煤層氣藏的臨界解吸壓力。

分析統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：本區(qū)內(nèi)氣井的初見(jiàn)氣井底流壓都較均布在0．5～4．0 MPa,且與煤層氣井產(chǎn)能的相關(guān)性較為松散,但整體而言產(chǎn)能效果較好的煤層氣井的初見(jiàn)氣井底流壓較大。圖1(b)顯示,研究區(qū)內(nèi)最大產(chǎn)氣量超過(guò)4 000 m3/d的煤層氣井初見(jiàn)氣井底流壓集中分布在2～3 MPa。結(jié)合本地區(qū)煤層氣等溫吸附特性曲線(xiàn)(蘭氏體積約22．5 m3/t、蘭氏壓力約2．20 MPa)發(fā)現(xiàn)：4 MPa以上氣體的解吸速率明顯小于2～4 MPa壓力區(qū)間氣體的解吸速率。壓降漏斗擴(kuò)散模型表明：儲(chǔ)層壓力在1～2 MPa內(nèi)的煤儲(chǔ)層降壓速率明顯慢于2～4 MPa內(nèi)的降壓速率。故此,壓力在2～4 MPa區(qū)間內(nèi)的煤儲(chǔ)層具有較為平衡的降壓速率以及解吸速率,這對(duì)泄壓漏斗的擴(kuò)展及氣體的擴(kuò)散滲流有利,進(jìn)而有助于煤層氣井形成較高的產(chǎn)氣能力[11]。圖1(b)也顯示本區(qū)內(nèi)初見(jiàn)氣井底流壓和氣井平均產(chǎn)氣量之間的相關(guān)性很差。

2.3 初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量

初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量是指煤層氣井投產(chǎn)后初次連續(xù)見(jiàn)氣時(shí)所對(duì)應(yīng)的累計(jì)產(chǎn)水量,是一個(gè)能準(zhǔn)確反映目的煤層水活躍性、間接反映煤儲(chǔ)層降壓幅度的參數(shù)。無(wú)外來(lái)水補(bǔ)給時(shí),初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量和煤層總體降壓幅度正相關(guān);在相近的初見(jiàn)氣時(shí)間內(nèi),初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量和煤層含水性也正相關(guān)。

統(tǒng)計(jì)并分析研究區(qū)煤層氣井產(chǎn)能數(shù)據(jù)和初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量的外包絡(luò)線(xiàn)趨勢(shì)發(fā)現(xiàn)：煤層氣井最大及平均產(chǎn)氣量隨初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量的增加而呈負(fù)冪函數(shù)下降趨勢(shì)(圖1(c))。產(chǎn)氣量較好的煤層氣井的初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量分布在1 000 m3以?xún)?nèi),而初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量超過(guò)2 000 m3的煤層氣井很難有理想的產(chǎn)氣能力。初見(jiàn)氣累計(jì)產(chǎn)水量偏高的煤層很難形成理想產(chǎn)能的原因有：一是煤層的含氣飽和度小,則需要經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間排水降壓以形成產(chǎn)能,長(zhǎng)時(shí)間排水將嚴(yán)重傷害煤儲(chǔ)層的有效應(yīng)力及孔滲連通性,毛管力卻因之增大,因此而降低的氣體流體性使煤層氣井產(chǎn)能變差;二是煤儲(chǔ)層因長(zhǎng)時(shí)間溝通活躍水體排水而難以對(duì)煤儲(chǔ)層本身進(jìn)行降壓,煤層氣不能被充分解吸以激發(fā)煤層氣井產(chǎn)能。

2.4 擬臨儲(chǔ)比

本次研究結(jié)合生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng),在欠飽和煤層氣藏的產(chǎn)能影響因素分析中引入擬臨儲(chǔ)比。擬臨儲(chǔ)比指初見(jiàn)氣井底流壓與擬原始煤儲(chǔ)層壓力之比,其中擬原始煤儲(chǔ)層壓力是根據(jù)區(qū)內(nèi)壓力系數(shù)和煤層埋深加以計(jì)算而得。

對(duì)比分析擬臨儲(chǔ)比及氣井產(chǎn)能數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：區(qū)內(nèi)煤儲(chǔ)層的擬臨儲(chǔ)比在10%～85%,平均為53．48%,與探井?dāng)?shù)據(jù)基本吻合;區(qū)內(nèi)氣井的最大產(chǎn)氣量與擬臨儲(chǔ)比具有一定的線(xiàn)性正相關(guān),煤層擬臨儲(chǔ)比越高,氣井產(chǎn)能越好(圖1(d))。綜合欠飽和煤層氣藏開(kāi)發(fā)儲(chǔ)滲動(dòng)態(tài)效應(yīng)可知,煤儲(chǔ)層擬臨儲(chǔ)比越低,應(yīng)力效應(yīng)作用于煤儲(chǔ)層的早期排采階段越長(zhǎng),煤層應(yīng)力傷害越嚴(yán)重,同時(shí)也越不利于煤層基質(zhì)收縮效應(yīng)和氣體滑脫效應(yīng)對(duì)滲透率的改善效果,相等條件下的氣井產(chǎn)能自然越差。而擬臨儲(chǔ)比高的煤層,有效應(yīng)力傷害階段短,氣井見(jiàn)氣快,煤基質(zhì)收縮效應(yīng)及氣體滑脫效應(yīng)作用階段較長(zhǎng),產(chǎn)層壓降控制范圍大,氣井易形成高產(chǎn)。

2.5 地解壓差

地解壓差是指煤層原始儲(chǔ)層壓力與初見(jiàn)氣井底流壓之差。地解壓差越大,氣井的初見(jiàn)氣時(shí)間越長(zhǎng),初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量越大,初見(jiàn)氣井底流壓越小,擬臨儲(chǔ)比自然越低。

統(tǒng)計(jì)計(jì)算韓城地區(qū)地解壓差與氣井產(chǎn)能數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：區(qū)內(nèi)80%的煤儲(chǔ)層地解壓差在3 MPa以?xún)?nèi);且地解壓差與氣井產(chǎn)能之間的關(guān)系類(lèi)似于擬臨儲(chǔ)比與氣井產(chǎn)能之間的關(guān)系,但其相關(guān)性方向正好相反,即高產(chǎn)氣井的地解壓差小(圖1(e))。這表明地解壓差越小,有效應(yīng)力效應(yīng)作用的壓力段越短,煤層應(yīng)力傷害越小,也越有利于煤層的基質(zhì)收縮效應(yīng)和滑脫效應(yīng)對(duì)滲透率的改善效果。

2.6 埋深與原始儲(chǔ)層壓力

鑒于研究區(qū)內(nèi)大多數(shù)氣井采取多煤層合采生產(chǎn)方式,故此,本研究擬采用合采煤層平均埋深和原始煤儲(chǔ)層壓力(煤儲(chǔ)層平均埋深下的靜水壓力與壓力系數(shù)之乘積)來(lái)進(jìn)行煤層氣井產(chǎn)能因素分析。從圖1(f),(g)的相關(guān)分析看,煤層氣井產(chǎn)氣量與煤儲(chǔ)層埋深和原始儲(chǔ)層壓力之間的相關(guān)性不好,相同埋深下的煤儲(chǔ)層既有低產(chǎn)井也有高產(chǎn)井。因此,研究區(qū)內(nèi)煤層埋深及原始儲(chǔ)層壓力對(duì)煤層氣井的產(chǎn)能影響很小[11]。

2.7 煤厚與間距

煤層間距及合采煤層總厚度是分析煤層氣井產(chǎn)能兩個(gè)重要的參數(shù)。通過(guò)分析本研究區(qū)內(nèi)3個(gè)開(kāi)發(fā)井組的合采總厚度與煤層氣井產(chǎn)能的相關(guān)性得出：生產(chǎn)層總厚度與煤層氣井產(chǎn)能之間未表現(xiàn)出明顯的相關(guān)性(圖1(h)),這是因?yàn)楹喜上赂髅簩又g存在著壓力干擾。

本研究分析了雙煤層合采、3煤層合采的煤層間距和氣井產(chǎn)能之間的相關(guān)性。圖2顯示,雙煤層合采及3煤層合采煤層間距與煤層氣井產(chǎn)能未能表現(xiàn)出良好或明顯的相關(guān)性。但結(jié)合研究區(qū)內(nèi)3套目標(biāo)開(kāi)采煤層之間的平均間距發(fā)現(xiàn)[11]：3層合采高產(chǎn)井的上下煤層間距分布在區(qū)內(nèi)煤層平均間距附近,即高產(chǎn)井的3號(hào)與5號(hào)煤層間距約為27 m,但5號(hào)與11號(hào)煤層間距約為43 m。

2.8 擬含氣量

正如飽和度、臨界解吸壓力及原始儲(chǔ)層壓力一樣,開(kāi)發(fā)井的目的煤層含氣量沒(méi)有獲得過(guò)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)。因此,本次研究引入擬含氣量來(lái)分析其對(duì)氣井產(chǎn)能影響關(guān)系。通過(guò)上述已獲得的原始儲(chǔ)層壓力、擬臨儲(chǔ)比和區(qū)域性的吸附等溫特性參數(shù),按照式(1)計(jì)算而得到的含氣量,稱(chēng)之為擬含氣量(Q)。

圖2 合采間距與氣井產(chǎn)能的相關(guān)性Fig．2 Correlation of commingled spacing and gas well production performance

式中,VL為蘭氏體積;pL為蘭氏壓力;s為擬臨儲(chǔ)比;p為原始儲(chǔ)層壓力。

通過(guò)擬含氣量與氣井產(chǎn)能對(duì)比(圖1(i))看：氣井最大產(chǎn)氣量與煤層的擬含氣量之間存在著較為明顯的正相關(guān)性,隨著擬含氣量的增加,氣井的潛在產(chǎn)氣能力也隨之增大;然而,氣井平均產(chǎn)氣量與煤層的擬含氣量之間沒(méi)有明顯的相關(guān)關(guān)系(圖1(i))。煤層含氣量越高,則單位控制面積內(nèi)的煤層氣資源量也越大,氣井開(kāi)發(fā)過(guò)程中單位泄壓體積內(nèi)單位壓降下的氣體解吸量也越大,因此,煤層含氣量大容易形成高產(chǎn)。

3 產(chǎn)能影響因素綜合評(píng)價(jià)

上述詳細(xì)剖析了各潛在影響因素與氣井最大產(chǎn)氣量及平均產(chǎn)氣量之間的相關(guān)關(guān)系,但仍無(wú)法確定這些影響因素對(duì)氣井產(chǎn)能的影響程度以及各因素的重要性。本次研究首先利用灰色相關(guān)分析法,定量評(píng)價(jià)研究區(qū)氣井產(chǎn)能各影響因素的相對(duì)重要性;然后在此基礎(chǔ)上,利用模糊層次分析法對(duì)該地區(qū)煤層氣井的最大產(chǎn)氣量及平均產(chǎn)氣量進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

3.1 灰色模型原理及計(jì)算模型

灰色關(guān)聯(lián)分析是基于系統(tǒng)內(nèi)各因素之間發(fā)展態(tài)勢(shì)的相似程度,以定量分析和確定系統(tǒng)中各因素與主變量之間關(guān)聯(lián)性的一種分析方法。如果兩個(gè)因素的變化態(tài)勢(shì)基本一致或相似,則兩者之間的關(guān)聯(lián)程度較大;反之則較小[9,12-13]。

灰色關(guān)聯(lián)分析主要分為兩個(gè)計(jì)算過(guò)程：

(1)關(guān)聯(lián)系數(shù)計(jì)算。若數(shù)據(jù)變化的母數(shù)列為{x0(n)},子數(shù)列為{xi(n)},則母數(shù)列即為各個(gè)氣井的平均產(chǎn)氣量,子數(shù)列為在相對(duì)應(yīng)井點(diǎn)處所提取的各種影響參數(shù),如煤層埋深、煤層厚度、原始儲(chǔ)層壓力、擬含氣量、擬臨儲(chǔ)比、初見(jiàn)氣井底流壓、初見(jiàn)氣時(shí)間、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量以及地解壓差。則在時(shí)刻n=k時(shí), {x0(k)}與{xi(k)}的關(guān)聯(lián)系數(shù)ε0i(k)用下式計(jì)算,即

式中,Δmax,Δmin分別為序列絕對(duì)差中的最大值與最小值,因?yàn)檫M(jìn)行比較的序列在經(jīng)數(shù)據(jù)變換后互相相交,所以一般取Δmin=0;ρ為分辨系數(shù);Δ0i(k)為k時(shí)刻兩個(gè)序列的絕對(duì)值差,即

(2)關(guān)聯(lián)度計(jì)算。兩序列的關(guān)聯(lián)度可用兩比較序列各個(gè)時(shí)刻的關(guān)聯(lián)系數(shù)的平均值(反映過(guò)程的關(guān)聯(lián)程度)表示,即

式中,r0i為子序列i與母序列0的關(guān)聯(lián)度;N為序列的長(zhǎng)度,即數(shù)據(jù)個(gè)數(shù)。

3.2 灰色相關(guān)分析評(píng)價(jià)結(jié)果

通過(guò)上述模型計(jì)算,得出韓城地區(qū)氣井產(chǎn)能影響因素對(duì)氣井最大產(chǎn)氣量和平均產(chǎn)氣量的影響關(guān)系及排序見(jiàn)表2。

表2 氣井產(chǎn)能主控因素灰色關(guān)聯(lián)定量評(píng)價(jià)Table 2 Quantitative evaluation of grey relational on controlling factors of gas well production performance

結(jié)果顯示影響區(qū)內(nèi)氣井最大產(chǎn)氣的主控因素依次為擬臨儲(chǔ)比、煤層總厚和擬含氣量。結(jié)合上述的相關(guān)分析,得出擬臨儲(chǔ)比越大、煤層總厚適中和擬含氣量越高,氣井的最大產(chǎn)氣量就越大,即氣井的潛在產(chǎn)氣能力越大。而影響區(qū)內(nèi)氣井平均產(chǎn)氣的主控因素依次為煤層總厚、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量和地解壓差。與含氣量相比,生產(chǎn)煤層總厚更能體現(xiàn)單井的控制資源量,同時(shí)見(jiàn)氣累產(chǎn)水和地解壓差間接地反映出排水過(guò)程中煤儲(chǔ)層降壓幅度和速率。由此可知,氣井的長(zhǎng)期產(chǎn)氣水平受控于煤層總厚、見(jiàn)氣累產(chǎn)水量和地解壓差,即單井控制儲(chǔ)層降壓幅度與速率。這些影響因素當(dāng)中,煤層埋深和原始儲(chǔ)層壓力的影響最小。

3.3 模糊層次分析法評(píng)價(jià)原理

模糊層次分析法是將層次分析法和模糊綜合評(píng)斷結(jié)合的一種評(píng)價(jià)方法。其優(yōu)點(diǎn)在于將兩種方法耦合,從定性與定量雙重方面進(jìn)行評(píng)價(jià),從而使主觀估計(jì)客觀化[14],其主要計(jì)算過(guò)程如下：

(1)建立評(píng)價(jià)因素集,即評(píng)價(jià)指標(biāo)體系,設(shè)評(píng)價(jià)體系為U,U={x1,x2,…,xn}即為因素集,其中xi是指對(duì)體系有影響作用的第i個(gè)研究對(duì)象。然后將體系按其屬性分為幾個(gè)層次,一般為：目標(biāo)層、準(zhǔn)則層和措施層,即總指標(biāo)、一級(jí)指標(biāo)和二級(jí)指標(biāo)。

(2)確定權(quán)重集,構(gòu)建判斷矩陣,對(duì)評(píng)價(jià)體系中因素進(jìn)行兩兩比較,利用“Saaty的1-9標(biāo)度法”確定構(gòu)建因素的判斷矩陣為

對(duì)判斷矩陣進(jìn)行歸一化處理,求出每個(gè)因素的重要度Wi,同時(shí)得出矩陣中各因素的相對(duì)重要度W0i。

(3)為了判斷矩陣的一致性,利用計(jì)算一致性指標(biāo)C．I對(duì)矩陣進(jìn)行一致性檢驗(yàn)。一致性指標(biāo)為

其中,(AW)i為向量AW的第i個(gè)分量。計(jì)算一致性比例C．R為

式中,R．I為隨機(jī)一致性指標(biāo),見(jiàn)表3。

(4)建立評(píng)價(jià)集V=(v1,v2,…,vn),如V=(優(yōu)秀,良好,中等,較差),評(píng)價(jià)等級(jí)見(jiàn)表4。

(5)單指標(biāo)評(píng)價(jià),作用是對(duì)因素隸屬度的評(píng)判。

表3 平均隨機(jī)一致性指標(biāo)Table 3 The average random consistency index

表4 評(píng)價(jià)等級(jí)表Table 4 Evaluation scale

單個(gè)指標(biāo)隸屬度是根據(jù)上述等級(jí)評(píng)價(jià)表通過(guò)專(zhuān)家打分的方法確定的。假設(shè)有l(wèi)個(gè)人組成專(zhuān)家組,每位專(zhuān)家對(duì)單個(gè)因素只有一次評(píng)判權(quán)利。若l位專(zhuān)家中對(duì)因素Xi為等級(jí)Vj的評(píng)價(jià)有l(wèi)ij個(gè)人,則對(duì)于因素Ui可以得到一個(gè)模糊集Ri[15]。由Ri組成的矩陣就稱(chēng)為隸屬度R。

(6)綜合評(píng)價(jià),在確定單指標(biāo)的隸屬度之后首先進(jìn)行一級(jí)綜合評(píng)價(jià),即根據(jù)公式Bi=Ai·Ri可得。得到一級(jí)模糊模型的隸屬度后進(jìn)行二級(jí)評(píng)價(jià),即不斷地從底層向上層求出隸屬度向量,直到得出最高層的隸屬度向量,即通過(guò)B=A·R可得。最后通過(guò)公式S=B·C可得綜合評(píng)價(jià)等級(jí)。

3.4 模糊層次分析法評(píng)價(jià)結(jié)果

根據(jù)上文分析可得層次分析(表5)。

筆者對(duì)最大產(chǎn)氣和平均產(chǎn)氣分兩個(gè)總指標(biāo)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。假設(shè)最大產(chǎn)氣的綜合評(píng)價(jià)等級(jí)為S1,平均見(jiàn)氣的綜合評(píng)價(jià)等級(jí)為S2。首先對(duì)最大產(chǎn)氣進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。以下是計(jì)算過(guò)程。

表5 相關(guān)因素層次分析Table 5 Factors associated with hierarchical analysis

(1)構(gòu)建判斷矩陣并求出各因素的權(quán)重,然后做一致性檢驗(yàn)。結(jié)果見(jiàn)表6～9。

表6 Pi-Pij矩陣Table 6 Pi-Pijmatrix

表7 Pi-Pij矩陣(基本因素)Table 7 Pi-Pijmatrix(The basic factors)

表8 Pi-Pij矩陣(模擬因素)Table 8 Pi-Pijmatrix(The simulation factors)

表9 Pi-Pij矩陣(相關(guān)因素)Table 9 Pi-Pijmatrix(The correlative factors)

(2)根據(jù)專(zhuān)家打分后構(gòu)建各二級(jí)指標(biāo)的隸屬度。

(3)綜合評(píng)價(jià)。

一級(jí)綜合評(píng)價(jià)：

從評(píng)價(jià)等級(jí)可知70≤S＜90,因此該地區(qū)的煤層氣的最大產(chǎn)氣和平均產(chǎn)氣的綜合評(píng)價(jià)等級(jí)都為良好。

4 結(jié) 論

(1)分析認(rèn)為,該區(qū)煤層氣井產(chǎn)能與初見(jiàn)氣時(shí)間、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量、擬臨儲(chǔ)比、擬含氣量、地解壓差和煤層厚度具有比較好的相關(guān)性,但與初見(jiàn)氣井底流壓、埋深、原始儲(chǔ)層壓力和間距之間的相關(guān)性較差。

(2)區(qū)內(nèi)氣井最大產(chǎn)氣能力主要受控于擬臨儲(chǔ)比、合采煤厚和擬含氣量,而平均產(chǎn)氣水平則主要受控于合采煤厚、初見(jiàn)氣累產(chǎn)水量和地解壓差。因此,資源豐度和含氣飽和度是影響欠飽和煤層氣藏最大產(chǎn)氣能力的關(guān)鍵因素,而降壓幅度和難易程度則是決定這類(lèi)氣藏平均產(chǎn)氣水平的重要因素。

(3)模糊層次分析顯示區(qū)內(nèi)的煤層氣井最大產(chǎn)氣量和平均產(chǎn)氣量的綜合評(píng)價(jià)等級(jí)都為良好。

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Factors affecting the production performance of coalbed methane wells with multiple-zone

PENG Long-shi1,2,QIAO Lan1,2,GONG Min1,2,Lü Yu-min3

(1.State Key Laboratory of High-Efficient Mining and Safety of Metal Mines,Ministry of Education,University of Science and Technology Beijing,Beijing
100083,China;2.School of Civil and Environment Engineering,University of Science and Technology Beijing,Beijing 100083,China;3.CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China)

Based on the multiple-zone production at Hancheng coalbed methane(CBM)field,combined with the characteristics of unsaturated CBM reservoirs,this paper systematically analyzed the factors affecting CBM well production performance using correlation analysis and quantitatively evaluates the importance of those factors through grey correlation analysis．Also,the fuzzy analytic hierarchy process(AHP)was used to evaluate the productivity of CBM well．Results from the correlation analysis demonstrate that there are some correlations between CBM well production performance and initial gas-producing time,cumulative water production when gas initially produces,pseudo-gas saturation, pseudo-gas content,difference between reservoir pressure and desorption pressure and coal thickness．In addition,the grey correlation analysis shows that peak gas production is controlled by pseudo-gas saturation,total thickness of multiple-zone and pseudo-gas content．The average gas production is determined by the total thickness of multiple-zone,cumulative water production when gas initially produces and the difference between reservoir pressure and desorptionpressure．Based on the analyses above,it is considered that resource abundance and gas saturation are critical factors affecting the peak gas production capacity of unsaturated CBM reservoirs．The extent and the difficulty level of depressurization are the most important factors influencing the average gas production capacity of those reservoirs．The fuzzy analytic hierarchy process shows a rational comprehensive evaluation for the CBM Wells’maximum and average gas production．

CBM wells;multiple-zone production;production performance

P618．11

A

0253-9993(2014)10-2060-08

2014-04-24 責(zé)任編輯：韓晉平

彭龍仕(1978—),男,湖南婁底人,博士研究生。E-mail：palnsh@163．com。通訊作者：?jiǎn)?蘭(1963—),女,河北衡水人,教授,博士生導(dǎo)師。Tel：010-62338339,E-mail：qiaol@ces．ustb．edu．cn

彭龍仕,喬 蘭,龔 敏,等．煤層氣井多層合采產(chǎn)能影響因素[J]．煤炭學(xué)報(bào),2014,39(10)：2060-2067．

10．13225/j．cnki．jccs．2014．0541

Peng Longshi,Qiao Lan,Gong Min,et al．Factors affecting the production performance of coalbed methane wells with multiple-zone[J]．Journal of China Coal Society,2014,39(10)：2060-2067．doi：10．13225/j．cnki．jccs．2014．0541