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    典型煤系疊合型氣藏生產(chǎn)模擬研究
    ——以黔西地區(qū)龍?zhí)督M為例

    2024-01-04 02:58:28王文楷劉世奇桑樹勛杜瑞斌劉英海
    沉積學(xué)報(bào) 2023年6期
    關(guān)鍵詞:煤系氣量滲透率

    王文楷,劉世奇,桑樹勛,杜瑞斌,劉英海

    1.中國礦業(yè)大學(xué)資源與地球科學(xué)學(xué)院,江蘇徐州 221116

    2.中國礦業(yè)大學(xué)江蘇省煤基溫室氣體減排與資源化利用重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,江蘇徐州 221008

    3.中國礦業(yè)大學(xué)碳中和研究院,江蘇徐州 221008

    4.中國礦業(yè)大學(xué)煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,江蘇徐州 221008

    0 引言

    中國煤系氣資源豐富,占全國天然氣地質(zhì)資源量的60%以上[1]。煤系氣的高效勘探開發(fā)對(duì)我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和國家能源安全保障具有重要意義[2-3]。在煤系氣開發(fā)過程中,疊合型儲(chǔ)層層間流體能量差異、儲(chǔ)層力學(xué)性質(zhì)與物性差異共同影響共采兼容性。目前的勘探開發(fā)地質(zhì)理論與地質(zhì)適配性開發(fā)技術(shù)尚處于探索起步階段[4-7]。為支持煤系氣開發(fā)示范工程,國內(nèi)開展了許多相關(guān)研究。桑樹勛等[8]針對(duì)華南地區(qū)龍?zhí)督M,提出了“層段優(yōu)選、小層射孔、分段壓裂、投球分壓”的關(guān)鍵技術(shù),實(shí)現(xiàn)了煤系疊合型氣藏煤層氣與致密砂巖氣共采,并獲得了工業(yè)氣流。秦勇等[9]認(rèn)為煤系氣勘探開發(fā)效果取決于有機(jī)儲(chǔ)層氣與無機(jī)儲(chǔ)層氣之間合采兼容性及其地質(zhì)控因,主要受合采產(chǎn)層能量狀態(tài)、產(chǎn)層物性之間的差異影響。易同生等[10]基于煤系氣示范工程,發(fā)現(xiàn)了松河井田煤系氣主要賦存于龍?zhí)睹合刀鄠€(gè)煤層及臨近細(xì)砂巖、粉砂巖。中煤組煤層間細(xì)砂巖、粉砂巖厚度大且含氣性好,是煤系氣共探共采的主要目標(biāo)層段。

    關(guān)于煤系氣開采的數(shù)值模擬研究,申建等[11]建立了煤層與砂巖儲(chǔ)層疊合的雙層無竄流均質(zhì)模型,探討了兩氣共采效果的影響因素,但并未考慮儲(chǔ)層間的物質(zhì)傳遞;李勇等[12]建立了煤層氣和致密氣同井筒合采模型,實(shí)現(xiàn)了氣井產(chǎn)能劈分,明確不同層位的氣、水產(chǎn)出貢獻(xiàn),研究表明煤層與砂巖之間壓力系統(tǒng)越相近,合采效果越好;李立功[13]建立了煤—頁巖、煤—砂巖及煤—頁巖—砂巖復(fù)合儲(chǔ)層煤系氣合采滲流模型,研究了層內(nèi)動(dòng)態(tài)滑脫流、層間竄流及其耦合作用對(duì)煤系氣合采儲(chǔ)層壓力分布的影響,揭示了其隨抽采時(shí)間、初始滲透率、層間滲透率比的變化規(guī)律,但忽略了水對(duì)煤系氣排采的影響。Panet al.[14]采用三重孔隙模型和偽混合氣體方法,通過修改現(xiàn)有的煤層氣模擬方法,實(shí)現(xiàn)了定量區(qū)分吸附氣和游離氣體的產(chǎn)量貢獻(xiàn),并通過應(yīng)用于Barnett 頁巖的一個(gè)氣體生產(chǎn)實(shí)例進(jìn)行了測(cè)試。Liuet al.[15]通過對(duì)頁巖氣儲(chǔ)層中氣水運(yùn)移以及持水行為的系統(tǒng)研究,將臨界含水飽和度作為劃分兩個(gè)產(chǎn)氣階段的轉(zhuǎn)折點(diǎn)。在第一階段,氣—水兩相流主導(dǎo)著頁巖氣的生產(chǎn)。在第二階段,產(chǎn)氣速率則主要受到吸附相水流動(dòng)的影響。綜上所述,對(duì)于不同儲(chǔ)層組合排采下煤系氣滲流規(guī)律的對(duì)比研究相對(duì)較少,尚處于起步階段,仍需進(jìn)一步探索。

    在前人研究基礎(chǔ)上,以黔西地區(qū)大河邊區(qū)塊煤系氣開發(fā)示范工程的地質(zhì)、排采等資料為基礎(chǔ),通過建立煤系疊合型氣藏流固耦合數(shù)學(xué)模型并求解,探討不同儲(chǔ)層組合排采下儲(chǔ)層孔隙壓力,基質(zhì)含氣量、滲透率等疊合型儲(chǔ)層特征參數(shù)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律及層間流動(dòng)差異。研究成果為典型煤系疊合型氣藏開發(fā)提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

    1 大河邊區(qū)塊煤系氣開發(fā)背景

    1.1 研究區(qū)地質(zhì)背景

    大河邊區(qū)塊位于貴州省六盤水市城區(qū)北部,構(gòu)造上位于大河邊向斜西翼中段,總體構(gòu)造形態(tài)為一寬緩向斜,地層走向?yàn)槟媳毕?,?gòu)造復(fù)雜程度簡單—中等,褶皺相對(duì)不發(fā)育,但整體斷層較為發(fā)育(圖1)。區(qū)內(nèi)出露的地層由老至新有上二疊統(tǒng)峨眉山玄武巖組(P3β)、龍?zhí)督M(P3l)、三疊系下統(tǒng)飛仙關(guān)組(T1f)和永寧鎮(zhèn)組(T1yn)、三疊系中統(tǒng)關(guān)嶺組(T2g)及上覆于上述地層之上的第四系(Q)。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M為大河邊區(qū)塊主要煤系,為一套海陸交互相含煤沉積。研究區(qū)先后經(jīng)歷了海西—燕山—喜馬拉雅運(yùn)動(dòng),形成了當(dāng)今的構(gòu)造組合,控制了含煤地層的保存程度與賦存狀態(tài)[16-17]。

    圖1 研究區(qū)構(gòu)造綱要圖(a)六盤水煤田;(b)大河邊區(qū)塊Fig.1 Structural outline map of the research area(a) Liupanshui coalfield;(b) Dahebian block

    1.2 研究區(qū)煤系疊合型氣藏儲(chǔ)層組合類型

    受構(gòu)造活動(dòng)與沉積作用影響,黔西地區(qū)多發(fā)育薄—中厚煤層群和煤層、泥巖、砂巖交互儲(chǔ)層[8]。根據(jù)測(cè)井資料顯示,該區(qū)域主要為單煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏、多煤層—泥頁巖互層氣藏、泥頁巖砂巖互層氣藏(圖2)。煤層作為煤系氣藏的主要?dú)庠?,使得以煤層為核心的互層型氣藏含氣量遠(yuǎn)高于泥頁巖—砂巖互層的氣藏[18]。

    圖2 大河邊區(qū)塊生產(chǎn)井氣藏分布Fig.2 Gas reservoir distribution map of the production well in the Dahebian block

    以大河邊區(qū)塊生產(chǎn)井為例,龍?zhí)督M埋深839 m,厚度159 m,含煤12 層,煤層總厚約33 m,單層厚度0.5~13.5 m,平均2.75 m,煤層含氣量7.69~25.27 m3/t,平均17.46 m3/t。如圖2所示,龍?zhí)督M埋深839~890 m層段煤層間距較大,煤層含氣量13.08~19.99 m3/t,煤層間氣測(cè)顯示較為平緩,僅靠近煤層的砂巖、泥頁巖氣測(cè)顯示較高,因此該層段氣藏類型為單煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏;埋深915~960 m層段煤層間距較小,煤層含氣量7.69~25.27 m3/t,煤層間氣測(cè)峰值連續(xù)性較好,且煤層間泥頁巖、砂巖均顯示出較好的含氣性,因此該層段氣藏類型為多煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏。雖然煤層間泥頁巖、砂巖相較煤層含氣性較低,但作為補(bǔ)充性氣藏,整體資源量可觀,是具有較高的開發(fā)研究價(jià)值的氣藏。

    1.3 工程背景

    貴州省擁有豐富的煤田地質(zhì)資料,以及大量煤層氣參數(shù)井和試采井,勘探程度較高,其中龍?zhí)督M已經(jīng)獲得較好含氣發(fā)現(xiàn)、具有較大煤系氣成藏潛力[19]。主采層段為C601、C409、C407、C406層段。

    大河邊區(qū)塊煤系井投產(chǎn)前首先進(jìn)行加砂水力壓裂改造,以Z1井為例,通過Fracpro PT 壓裂軟件進(jìn)行裂縫模擬,裂縫模擬結(jié)果表明,裂縫總高與支撐裂縫總高遠(yuǎn)超C601、C409、C406煤層厚度,裂縫已延伸至煤層頂?shù)装澹ū?)。

    表1 裂縫模擬結(jié)果Table 1 Fracture simulation results

    2 煤系疊合型氣藏流固耦合數(shù)學(xué)模型

    2.1 模型假設(shè)

    由于煤系氣地質(zhì)條件和各儲(chǔ)層屬性差異大,不同類型煤系氣開采地質(zhì)條件和產(chǎn)出特點(diǎn)各不相同。為了方便研究,根據(jù)煤系氣在不同儲(chǔ)層中賦存狀態(tài)與運(yùn)移機(jī)理的差異作如下假設(shè)[20]:(1)儲(chǔ)層為“雙孔”介質(zhì),且各向均質(zhì);(2)疊合型儲(chǔ)層中CH4與水的滲流均遵循Darcy定律,且儲(chǔ)層裂隙中水和CH4飽和;(3)CH4的吸附、解吸主要發(fā)生在煤與泥頁巖基質(zhì)孔隙中,基質(zhì)中CH4擴(kuò)散過程遵循Fick擴(kuò)散定律,砂巖內(nèi)CH4以游離態(tài)為主,不考慮吸附解吸;(5)CH4解吸收縮、有效應(yīng)力會(huì)使煤與泥頁巖基質(zhì)體積發(fā)生變化,砂巖則不考慮基質(zhì)解吸收縮效應(yīng);(6)忽略溫度對(duì)開采的影響。

    2.2 應(yīng)力場(chǎng)控制方程

    考慮煤與泥頁巖的基質(zhì)收縮效應(yīng)以及有效應(yīng)力作用引起的應(yīng)變,而砂巖中以有效應(yīng)力為主,不考慮基質(zhì)解吸收縮效應(yīng),因此煤、泥頁巖與砂巖的應(yīng)力場(chǎng)方程表示為[21-22]:

    式中:下標(biāo)1、2、3分別表示煤、泥頁巖、砂巖;其中i,j=x,y,z,表示三維坐標(biāo)系中方向;G為剪切模量;αm與αf分別為基質(zhì)與裂隙的Biot有效壓力系數(shù);Pm與Pf分別為煤基質(zhì)與裂隙內(nèi)CH4壓力,Pa;Pf=SwPfw+SgPfg;Pfw與Pfg分別為裂隙內(nèi)水相與CH4壓力,MPa;Sw與Sg分別為水相飽和度與CH4飽和度,且Sw+Sg=1;εa為CH4吸附/解吸所引起的煤基質(zhì)收縮應(yīng)變。

    2.3 流體運(yùn)移控制方程

    1)基質(zhì)內(nèi)CH4流動(dòng)方程

    在未開采前,疊合型儲(chǔ)層中CH4處于動(dòng)態(tài)平衡狀態(tài),基質(zhì)中CH4壓力等于裂隙中CH4壓力。排采開始后,基質(zhì)內(nèi)CH4開始解吸。根據(jù)Fick擴(kuò)散定律及煤與泥頁巖基質(zhì)內(nèi)的CH4質(zhì)量守恒方程,煤與泥頁巖儲(chǔ)層基質(zhì)內(nèi)的CH4運(yùn)移方程可表示為[23-24]:

    式中:下標(biāo)1、2分別表示煤、泥頁巖;VL為Langmuir體積,m3/kg;PL為Langmuir 壓力,ρs為巖石骨架密度,kg/m3;Mg為CH4的摩爾質(zhì)量,kg/mol;R為氣體摩爾常數(shù),R=8.314 J/(mol·K);Ts為標(biāo)準(zhǔn)狀況(標(biāo)況)下溫度,Ts=273.5 K;Ps為標(biāo)準(zhǔn)大氣壓,Ps=0.1 MPa;Φm為基質(zhì)孔隙率,%;τ為CH4脫附時(shí)間,s。

    2)裂隙內(nèi)流體運(yùn)移方程

    排采過程中,煤與泥頁巖基質(zhì)不斷向裂隙提供CH4,煤與頁巖基質(zhì)可認(rèn)為是裂隙內(nèi)CH4的質(zhì)量源,而砂巖中不考慮基質(zhì)解吸擴(kuò)散,則煤、泥頁巖與砂巖裂隙內(nèi)的CH4質(zhì)量守恒方程可表示為[23-26]:

    式中:下標(biāo)1、2、3 分別表示煤、泥頁巖、砂巖;Φf為裂隙孔隙率,%;ρfg為裂隙內(nèi)氣體密度,kg/m3;ρw為水相密度,kg/m3;k為裂隙滲透率,10-3μm2;krg與krw分別為氣體與水相的相對(duì)滲透率;μw與μg分別為水相與氣體的動(dòng)力黏度,MPa·s;b1為克林肯伯格(Klinkenberg)因子,MPa。

    其中,氣水相對(duì)滲透率表示為[27-28]:

    式中:Swr為束縛水飽和度;Sgr為殘余氣飽和度。

    2.4 層間流體流動(dòng)方程

    排采過程中受儲(chǔ)層間力學(xué)性質(zhì)與物性差異影響,不同儲(chǔ)層間形成垂向壓差,在垂向壓差的作用下,流體通過層間流動(dòng)向滲透性好的儲(chǔ)層運(yùn)移。根據(jù)Darcy定律,煤系氣發(fā)生層間流動(dòng)時(shí)流速uz可表示為[13]:

    式中:kc為層間滲透率;div(Pz)為壓力梯度。

    因此層間流體流動(dòng)方程可表示為:

    式中:Φc為層間孔隙度。

    2.5 孔隙度與滲透率方程

    考慮煤與泥頁巖儲(chǔ)層有效應(yīng)力與吸附應(yīng)變對(duì)孔隙度的影響,砂巖儲(chǔ)層僅考慮有效應(yīng)力,則煤、泥頁巖與砂巖儲(chǔ)層的孔隙度分別表示為[29]:

    式中:下標(biāo)1、2、3 分別表示煤、泥頁巖、砂巖;s0為變量初始值,εa為氣體吸附引起的煤與泥頁巖基質(zhì)變形;εv為體積應(yīng)變;Ks為體積模量。

    利用滲透率與孔隙度之間的立方定理,可推導(dǎo)出儲(chǔ)層滲透率方程[30]:

    綜上,式(1)—式(10)共同構(gòu)成典型煤系疊合型氣藏流固耦合數(shù)學(xué)模型。

    3 煤系氣生產(chǎn)數(shù)值模擬

    使用多物理場(chǎng)仿真模擬軟件COMSOL Multiphy-sics 求解數(shù)學(xué)模型。通過COMSOL Multiphysics 中的固體力學(xué)模塊與PDE 模塊進(jìn)行流固耦合模擬,其高效的計(jì)算性能和杰出的多場(chǎng)耦合分析能力為求解復(fù)雜的偏微分方程提供保障。

    3.1 物理模型

    以大河邊區(qū)塊Z1井的煤系儲(chǔ)層為對(duì)象開展數(shù)值模擬。根據(jù)實(shí)際開發(fā)儲(chǔ)層(C601、C409、C406)構(gòu)建幾何模型a(圖3a),進(jìn)行產(chǎn)氣量歷史擬合。為優(yōu)化模擬方案,同時(shí)考慮到計(jì)算機(jī)運(yùn)算效率,選取實(shí)際開發(fā)儲(chǔ)層中代表性層段(煤—泥頁巖—砂巖交互儲(chǔ)層)作為方案二研究對(duì)象,構(gòu)建幾何模型b(圖3b),依據(jù)對(duì)稱性僅模擬四分之一區(qū)域。在COMSOL Multiphysics軟件內(nèi)通過自由四邊形和掃掠定義功能對(duì)其進(jìn)行網(wǎng)格劃分。定義幾何模型a 自由四邊形最小單元為尺寸0.02 m、最大單元尺寸為30 m,最大單元增長率為1.50,曲率因子0.60;幾何模型b 自由四邊形最小單元為尺寸0.01 m、最大單元尺寸為20 m,最大單元增長率為1.50,曲率因子0.60。其中幾何模型b,儲(chǔ)層埋深為932 m,C601號(hào)煤層厚度2.2 m,頂板泥頁巖厚度2.36 m;底板砂巖厚2.11 m。長寬為200 m×200 m,高為實(shí)際儲(chǔ)層厚度6.67 m,氣井半徑0.12 m(圖3c)。為便于觀察煤系氣排采模擬效果,選取XZ平面以及距離井口2 m處縱向截面分別為觀測(cè)面a、觀測(cè)面b,A(1,1,1)、B(1,1,3)、C(1,1,5)為觀測(cè)點(diǎn)。

    圖3 數(shù)值模擬幾何模型示意圖(a)幾何模型a;(b)幾何模型b;(c)幾何模型b井筒Fig.3 Numerical simulation geometric model schematic(a) geometric model a;(b) geometric model b;(c) geometric model b wellbore

    3.2 數(shù)值模擬關(guān)鍵參數(shù)

    數(shù)值模擬所使用的關(guān)鍵參數(shù)主要來源于該井工程數(shù)據(jù)及相關(guān)參考文獻(xiàn)(表2)[31-32]。

    表2 數(shù)值模擬關(guān)鍵參數(shù)Table 2 Key parameters for numerical simulation

    3.3 數(shù)值模擬方案與初始條件、邊界條件

    為研究不同儲(chǔ)層組合排采對(duì)煤系氣井產(chǎn)氣效果的影響,結(jié)合實(shí)際氣井生產(chǎn)特征,以原始煤系儲(chǔ)層壓力為初始條件(煤層及其頂?shù)装逶诔跏紬l件下,處于同一壓力系統(tǒng)),P0=9.31 MPa;以實(shí)際氣井井底流壓為內(nèi)邊界條件;上邊界為垂直向下的邊界載荷,大小為10 MPa;左右邊界為水平方向的邊界載荷,大小為11 MPa;下邊界為固定約束;儲(chǔ)層初始水飽和度煤層為0.6。通過方案一對(duì)實(shí)際煤層氣井開展生產(chǎn)歷史擬合,驗(yàn)證數(shù)學(xué)模型的準(zhǔn)確性?;谇笆鲈O(shè)定,方案二將模擬分為單煤層排采、(煤+砂巖)排采、(煤+泥頁巖)排采以及全層段(煤+砂巖+泥頁巖)排采(表3)。

    表3 數(shù)值模擬方案Table 3 Scheme for numerical simulation

    3.4 歷史擬合與數(shù)學(xué)模型驗(yàn)證

    由生產(chǎn)井CH4實(shí)測(cè)日產(chǎn)氣量歷史擬合結(jié)果可以看出,模擬日產(chǎn)氣量與實(shí)測(cè)日產(chǎn)氣量擬合度較高,誤差8.68%,驗(yàn)證了數(shù)學(xué)模型的準(zhǔn)確性(圖4),為后續(xù)方案二的研究提供依據(jù)。

    圖4 模擬井CH4 生產(chǎn)歷史擬合Fig.4 CH4 production history matching of the simulation well

    4 煤系氣生產(chǎn)模擬結(jié)果與分析

    4.1 不同儲(chǔ)層組合煤系氣產(chǎn)氣效果

    隨時(shí)間推移,不同儲(chǔ)層組合排采下煤系氣的日產(chǎn)氣量均是先升高再降低(圖5)。在單層排采、(煤+泥頁巖)排采、(煤+砂巖)排采、全層段排采的過程中,煤系氣的最大日產(chǎn)氣量分別為424.5 m3/d、540.6 m3/d、575.2 m3/d和666.1 m3/d(圖5a),累積產(chǎn)氣量分別為340 793.98 m3、429 668.72 m3、484 029.90 m3、551 116.42 m3。與單層排采相比,(煤+泥頁巖)排采、(煤+砂巖)排采、全層段排采下,煤系氣最大日產(chǎn)氣量分別提高了1.27 倍、1.36倍和1.57倍,累計(jì)產(chǎn)氣量分別提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍。

    圖5 不同儲(chǔ)層組合排采下產(chǎn)氣效果(a)日產(chǎn)氣量;(b)煤儲(chǔ)層日產(chǎn)氣量;(c)泥頁巖、砂巖儲(chǔ)層日產(chǎn)氣量Fig.5 Gas production effect of different reservoir combinations

    在單層排采、(煤+泥頁巖)排采、(煤+砂巖)排采、全層段排采的過程中,煤層的最大日產(chǎn)氣量分別為424.5 m3/d、443.5 m3/d、403.7 m3/d 和404.0 m3/d(圖5b,c)。與(煤+砂巖)排采、全層段排采相比,單層排采下,煤層日產(chǎn)氣量高于兩者。這是由于在單層排采下砂巖層中氣體在垂向孔隙壓差下向煤層運(yùn)移,并在徑向孔隙壓差下從煤層段產(chǎn)出。當(dāng)砂巖層參與排采后,砂巖層中垂向孔隙壓差減小,徑向孔隙壓差增大,因此氣體更多地從砂巖層段產(chǎn)出。但煤層的日產(chǎn)氣量仍遠(yuǎn)高于砂巖層與泥頁巖層,為產(chǎn)氣主要儲(chǔ)層。砂巖的日產(chǎn)氣量則高于泥頁巖層,且在排采前期砂巖層中游離氣迅速產(chǎn)出,使得(煤+砂巖)排采、全層段排采在排采前期的總?cè)债a(chǎn)氣量高于另外兩種排采方式。

    4.2 不同儲(chǔ)層組合下煤系氣井產(chǎn)氣效果的影響因素

    4.2.1 儲(chǔ)層孔隙壓力分布對(duì)煤系氣井產(chǎn)氣效果的影響

    隨著煤系氣排采的進(jìn)行,各儲(chǔ)層孔隙壓力不斷變化。受儲(chǔ)層組合及不同儲(chǔ)層物性差異影響,煤、泥頁巖和砂巖的儲(chǔ)層孔隙壓力變化與傳導(dǎo)方向均存在明顯差異。

    在排采第200 d,四種儲(chǔ)層組合排采下均出現(xiàn)煤儲(chǔ)層孔隙壓力下降值大于泥頁巖儲(chǔ)層孔隙壓力下降值的現(xiàn)象(圖6),進(jìn)而導(dǎo)致煤儲(chǔ)層與泥頁巖、砂巖儲(chǔ)層之間形成垂向孔隙壓力差,孔隙壓力由泥頁巖、砂巖儲(chǔ)層高孔隙壓力區(qū)向煤儲(chǔ)層低孔隙壓力區(qū)傳導(dǎo)。壓力梯度作為煤系氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?,在?chǔ)層間孔隙壓差的影響下,煤系氣的運(yùn)移方向也由泥頁巖、砂巖儲(chǔ)層高孔隙壓力區(qū)向煤儲(chǔ)層低孔隙壓力區(qū)運(yùn)移。

    圖6 不同儲(chǔ)層組合排采下第200 d 儲(chǔ)層孔隙壓力傳導(dǎo)方向(a)單煤層;(b)煤+泥頁巖;(c)煤+砂巖;(d)全層段Fig.6 Pore pressure conduction direction of the 200 d reservoir discharged by different reservoir combinations(a) single coal seam;(b) coal+shale;(c) coal+sandstone;(d) entire interval

    由距離井筒2 m 處縱向儲(chǔ)層孔隙壓力動(dòng)態(tài)分布可以看出,不同儲(chǔ)層組合排采下,煤、泥頁巖和砂巖儲(chǔ)層孔隙壓力均隨排采時(shí)間而出現(xiàn)不同程度的下降(圖7)。單層排采下,煤層孔隙壓力始終低于泥頁巖與砂巖。在排采結(jié)束時(shí),儲(chǔ)層間最大孔隙壓力差為0.41 MPa、最小孔隙壓力為3.70 MPa。(煤+泥頁巖)排采下,煤層孔隙壓力始終低于泥頁巖與砂巖。由于泥頁巖層參與排采,其儲(chǔ)層孔隙壓力相較砂巖層更易形成徑向傳導(dǎo),因此泥頁巖層孔隙壓力始終低于砂巖層。在排采結(jié)束時(shí),儲(chǔ)層間最大孔隙壓力差為0.36 MPa、最小孔隙壓力為3.81MPa。(煤+砂巖)排采下,泥頁巖儲(chǔ)層孔隙壓力始終高于煤與砂巖,而砂巖儲(chǔ)層孔隙壓力則呈現(xiàn)出先低于煤層后高于煤層的現(xiàn)象。產(chǎn)生該現(xiàn)象的主要原因是砂巖層參與排采后游離氣迅速產(chǎn)出,孔隙壓力傳導(dǎo)相較以吸附氣為主的煤層更快。在排采結(jié)束時(shí),儲(chǔ)層間最大孔隙壓力差為0.42 MPa、最小孔隙壓力為3.55 MPa。全層段排采下,在排采結(jié)束時(shí),儲(chǔ)層間最大孔隙壓力差為0.06 MPa,最小孔隙壓力為3.55 MPa。

    圖7 不同儲(chǔ)層組合排采下儲(chǔ)層孔隙壓力縱向動(dòng)態(tài)分布Fig.7 Vertical dynamic distribution of reservoir pore pressure under different reservoir combination drainages

    在垂向孔隙壓差的影響下,其孔隙壓力傳導(dǎo)方向與氣體運(yùn)移方向呈現(xiàn)出由泥頁巖層、砂巖層向煤層傳遞的趨勢(shì)(圖6,7)。相較于單層排采,多儲(chǔ)層組合的排采方式能夠有效降低層間垂向孔隙壓差,減緩儲(chǔ)層間的垂向孔隙壓力傳導(dǎo),促進(jìn)整體儲(chǔ)層徑向孔隙壓力下降,進(jìn)而提升產(chǎn)氣量。

    4.2.2 含氣量變化對(duì)煤系氣井產(chǎn)氣效果的影響

    在不同儲(chǔ)層組合排采下,煤與泥頁巖基質(zhì)含氣量均表現(xiàn)出隨生產(chǎn)時(shí)間延長而逐漸降低的變化趨勢(shì)(圖8)。由于煤儲(chǔ)層與泥頁巖儲(chǔ)層自身含氣量以及孔隙度、滲透率等存在差異,導(dǎo)致兩種儲(chǔ)層含氣量的減少量呈現(xiàn)顯著差異。

    圖8 不同儲(chǔ)層組合排采下基質(zhì)含氣量(a)煤;(b)泥頁巖Fig.8 Matrix gas content extracted from different reservoir combinations

    在排采結(jié)束時(shí),單層排采下,煤儲(chǔ)層含氣量減少5.77 m3/t、泥頁巖儲(chǔ)層含氣量減少0.20 m3/t;(煤+泥頁巖)排采下,煤儲(chǔ)層含氣量減少5.60 m3/t、泥頁巖儲(chǔ)層含氣量減少0.23 m3/t;(煤+砂巖)排采下,煤儲(chǔ)層含氣量減少6.10 m3/t、泥頁巖儲(chǔ)層含氣量減少0.22 m3/t;全層段排采下,煤儲(chǔ)層含氣量減少6.12 m3/t、泥頁巖儲(chǔ)層含氣量減少0.25 m3/t。

    在(煤+砂巖)排采與全層段排采下,煤儲(chǔ)層含氣量減少量大于單層排采與(煤+泥頁巖)排采。其主要原因是在砂巖層參與排采的情況下,在排采初期砂巖層中游離氣在徑向孔隙壓差下迅速產(chǎn)出,形成垂向孔隙壓差,進(jìn)而影響煤層孔隙壓力傳導(dǎo),加快煤層中的甲烷解吸擴(kuò)散。此外,由于泥頁巖層沒有較好的滲透通道,在泥頁巖層參與排采的情況下,儲(chǔ)層孔隙壓力下降較為緩慢,對(duì)煤儲(chǔ)層的影響相對(duì)較小。

    綜上所述,在全層段的儲(chǔ)層組合排采下,煤與泥頁巖儲(chǔ)層孔隙壓力傳導(dǎo)效率提高,更有利于煤與泥頁巖基質(zhì)內(nèi)甲烷解吸擴(kuò)散。與另外三種儲(chǔ)層組合排采相比,煤與泥頁巖儲(chǔ)層含氣量減少量均有所增加,更利于產(chǎn)量的提高。

    4.2.3 滲透率對(duì)煤系氣井產(chǎn)氣效果的影響

    隨著排采的進(jìn)行,煤層滲透率比例呈現(xiàn)先降后升的趨勢(shì)(圖9a)。由于排采初期煤儲(chǔ)層孔隙壓力快速下降,但基質(zhì)解吸量較少,有效應(yīng)力作用大于基質(zhì)收縮作用,導(dǎo)致初期煤儲(chǔ)層滲透下降。隨著煤基質(zhì)解吸量不斷增加,基質(zhì)收縮作用增強(qiáng),滲透開始回升,排采后期回升幅度逐漸下降。在不同儲(chǔ)層組合排采下,煤層滲透率比例出現(xiàn)回升的時(shí)間點(diǎn)與回升值存在明顯差異。單層排采下,煤層滲透率比例在50 d時(shí)達(dá)到最小值0.983后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至1.070;(煤+泥頁巖)排采下,煤層滲透率比例在60 d時(shí)達(dá)到最小值0.984后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至1.065;(煤+砂巖)排采下,煤層滲透率比例在30 d時(shí)達(dá)到最小值0.984后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至1.083;全層段排采下,煤層滲透率變化規(guī)律與(煤+砂巖)排采下幾乎一致。根據(jù)上述變化可以看出,在全層段排采與(煤+砂巖)排采下,有助于煤層滲透率比例更早出現(xiàn)回升且提高回升值。結(jié)合不同儲(chǔ)層組合排采下煤基質(zhì)含氣量變化可以看出,在(煤+泥頁巖)排采下,煤基質(zhì)解吸量小于單層排采下煤基質(zhì)解吸量,進(jìn)而導(dǎo)致(煤+泥頁巖)排采下煤層基質(zhì)收縮作用弱于單層排采下煤層基質(zhì)收縮效應(yīng)。

    圖9 不同儲(chǔ)層組合排采下監(jiān)測(cè)點(diǎn)滲透率比例變化(a)煤;(b)泥頁巖;(c)砂巖Fig.9 Variation of the permeability ratio for different reservoir assemblage drainage monitoring points

    泥頁巖儲(chǔ)層滲透率比例隨排采時(shí)間變化趨勢(shì)與煤層滲透率比例變化趨勢(shì)相似(圖9b)。但受力學(xué)性質(zhì)與物性差異影響,滲透率比例回升時(shí)間點(diǎn)晚于煤層,且回升值低于煤層。單層排采下,泥頁巖滲透率比例在130 d 時(shí)達(dá)到最小值0.966 后開始回升,在1 000 d 時(shí)回升至0.979;(煤+泥頁巖)排采下,泥頁巖層滲透率比例在110 d時(shí)達(dá)到最小值0.966后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至0.985;(煤+砂巖)排采下,泥頁巖層滲透率比例在110 d時(shí)達(dá)到最小值0.967后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至0.983;全層段排采下,泥頁巖層滲透率比例在60 d 時(shí)達(dá)到最小值0.966 后開始回升,在1 000 d時(shí)回升至0.992。在有泥頁巖參與排采的情況下,泥頁巖層孔隙壓力更易傳導(dǎo),從而促進(jìn)泥頁巖層中甲烷解吸,增強(qiáng)基質(zhì)收縮作用。但由于泥頁巖層解吸能力較弱,導(dǎo)致基質(zhì)收縮作用弱于有效應(yīng)力作用,因此泥頁巖層整體滲透率比例仍低于初始值。

    砂巖層排采過程中滲透率比例呈現(xiàn)先快速下降后緩慢下降的現(xiàn)象(圖9c)。這主要是由于砂巖層滲透率主要受有效應(yīng)力作用影響。隨排采進(jìn)行,有效應(yīng)力作用逐漸增強(qiáng),導(dǎo)致砂巖層滲透率比例下降。在有砂巖層參與排采的情況下,砂巖層孔隙壓力下降更快,有效應(yīng)力作用更顯著,砂巖層滲透率比例下降更快。

    綜上所述,全層段的儲(chǔ)層組合排采更有利于煤層與泥頁巖滲透率回升,但易導(dǎo)致砂巖層滲透率快速降低,因此對(duì)于疊合型儲(chǔ)層是否采用全層段的儲(chǔ)層組合排采,應(yīng)充分結(jié)合儲(chǔ)層性質(zhì)與現(xiàn)場(chǎng)工況選擇適宜的儲(chǔ)層組合進(jìn)行排采,避免造成儲(chǔ)層傷害。

    4.3 煤系氣開發(fā)工程啟示

    模擬結(jié)果表明,全層段的儲(chǔ)層組合排采相較另外三種儲(chǔ)層組合排采更有助于產(chǎn)量提高。全層段的儲(chǔ)層組合排采下,不僅有利于砂巖層中游離態(tài)甲烷產(chǎn)出,而且使泥頁巖儲(chǔ)層獲得更好的滲流通道,從而提高了疊合型儲(chǔ)層整體的孔隙壓力傳遞效率,促進(jìn)基質(zhì)解吸以及滲透率回彈,達(dá)到增產(chǎn)的目的。但該儲(chǔ)層組合排采下易導(dǎo)致砂巖層的滲透率快速下降,因此在實(shí)際工程中是否采用全層段的儲(chǔ)層組合排采方式,應(yīng)結(jié)合實(shí)際儲(chǔ)層性質(zhì),避免造成儲(chǔ)層傷害。由于不同巖性儲(chǔ)層含氣性、滲透率、孔隙度以及力學(xué)性質(zhì)差異較大,在疊合型儲(chǔ)層排采過程中射孔層段、射孔方式以及壓裂工藝的選擇,仍有待進(jìn)一步深入研究。

    5 結(jié)論

    (1)以大河邊區(qū)塊龍?zhí)督M實(shí)際地層條件為約束,建立了典型煤系疊合型氣藏流固耦合數(shù)學(xué)模型。模擬結(jié)果顯示,數(shù)學(xué)模型具有較好的準(zhǔn)確性,日產(chǎn)氣量擬合誤差8.68%。

    (2)與單層排采相比,(煤+泥頁巖)排采、(煤+砂巖)排采、全層段排采下,煤系氣最大日產(chǎn)氣量分別提高了1.27 倍、1.36 倍和1.57 倍,累計(jì)產(chǎn)氣量分別提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍;四種儲(chǔ)層組合排采下均存在層間能量與物質(zhì)傳遞;煤、砂巖和泥頁巖儲(chǔ)層在不同儲(chǔ)層組合排采下,儲(chǔ)層孔隙壓力與傳導(dǎo)方向、基質(zhì)含氣量以及滲透率比例均存在明顯差異;與單層排采相比,另外三種儲(chǔ)層組合排采方式,更有利于煤與泥頁巖基質(zhì)中甲烷解吸與滲透率回升,但(煤+砂巖)、全層段的儲(chǔ)層組合排采易導(dǎo)致砂巖滲透率出現(xiàn)短期快速下降。

    (3)全層段的儲(chǔ)層組合排采下,更有利于疊合型儲(chǔ)層孔隙壓力傳導(dǎo),加快砂巖層中游離態(tài)甲烷產(chǎn)出,促進(jìn)煤、泥頁巖基質(zhì)中甲烷解吸,增強(qiáng)基質(zhì)收縮作用,促使煤、泥頁巖儲(chǔ)層滲透率回升,從而提高產(chǎn)氣量。但砂巖層在甲烷快速產(chǎn)出的同時(shí)易出現(xiàn)儲(chǔ)層滲透率快速下降,因此在選擇排采儲(chǔ)層組合時(shí),應(yīng)充分結(jié)合實(shí)際地質(zhì)條件與工況進(jìn)行選擇,避免造成儲(chǔ)層傷害。

    致謝 感謝審稿專家和編輯對(duì)本文初稿提出的寶貴修改意見和建議。

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