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

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。