准噶尔盆地南缘急倾斜储层煤层气多层合采产出模拟研究

黄红星1,2，傅雪海3，赵增平1,2，陈 东1,2，彭宏钊1,2

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；3.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点试验室，江苏 徐州 221116)

摘 要：为促进准噶尔盆地南缘具有巨厚、多层、急倾斜地质特征煤储层煤层气的高效开发，基于阜康西区CS18井地质数据，利用Eclipse软件模拟研究了不同层间距、不同排采强度和不同物性参数差异引起的层间干扰条件下急倾斜储层煤层气3层合排的产出特征。模拟结果表明不同层间距的急倾斜储层煤层气3层合采总产出曲线形态基本一致，都呈现出日产气量先增大后降低的趋势。但是随着层间距的增大，第1层由于较高的渗透率使得产气量逐渐增大，而第3层则相反。但是第1层储层的增产量与第3层储层的减产量大部分抵消，储层上倾方向含气量随层间距的增大较下倾方向略快。所以整体上在3层合采过程中，第1层和第3层距离主采层(第1层)越近，其产气量越高，即层间距越大产气量越低。多层合采对于急倾斜储层来说上倾方向和下倾方向也存在差异。随着排采强度增大，上倾方向的储层压力快速降低，这加速了3层合采的进程。而排采强度较低，上倾方向储层因较高的储层压力使煤层气的解吸、产出受到抑制，但随着排采的进行，抑制逐渐消失。含气量和渗透率物性参数差异对多层合采的影响也存在不同，模拟显示中部储层含气量高有利于上部和下部储层煤层气的产出，而渗透率高则抑制上部和下部储层煤层气的产出。

关键词：急倾斜；储层煤层气；多层排采；数值模拟；层间干扰

中图分类号：TD713

文献标志码：A

文章编号：0253-2336(2022)07-0199-07

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黄红星，傅雪海，赵增平，等.准噶尔盆地南缘急倾斜储层煤层气多层合采产出模拟研究[J].煤炭科学技术,2022,50(7)：199-205.

HUANG Hongxing,FU Xuehai,ZHAO Zengping,et al.Simulation study of multilayer coalbed methane production in steeply inclined reservoirs in the southern edge of Junggar Basin[J].Coal Science and Technology，2022，50(7)：199-205.

收稿日期：2021-12-01

责任编辑：黄小雨

DOI:10.13199/j.cnki.cst.MCQ20-034

基金项目：国家科技重大专项资助项目(2016ZX05043002)

作者简介：黄红星(1980—)，男，湖北仙桃人，高级工程师，硕士。Tel：010-63593784，E-mail：huanghx3210@petrochina.com.cn

Simulation study of multilayer coalbed methane production in steeply inclined reservoirs in the southern edge of Junggar Basin

HUANG Hongxing1,2,FU Xuehai3,ZHAO Zengping1,2,CHEN Dong1,2,PENG Hongzhao1,2

(1.China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co.，Ltd.,Beijing 100095,China;2. PetroChina Coalbed Methane Company Limited,Beijing 100028,China;3. MOE Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Accumulation Process,China University of Mining and Technology,Xuzhou 221116,China)

Abstract:In order to promote the efficient development of coalbed methane (CBM) with extremely thick, multi-layered and steeply inclined coal reservoirs in the southern margin of the Junggar Basin, based on the geological data of CS18 well in Fukang west area, the production characteristics of three-layer steeply inclined CBM reservoir under different interlayer spacing, different drainage intensity and different physical parameters were simulated and studied by using Eclipse software. The simulation results show that the shape of the total gas production curves of steeply inclined reservoirs with different layer spacings are basically the same, and they all show a trend of increasing first and then decreasing daily gas production. With the increase of interlayer spacing, the gas production of the first layer increases gradually due to the higher permeability, while the third layer is opposite. However, the increase in the production of the first layer of reservoir and the decrease of the production of the third layer of the reservoir mostly offset, and the gas content in the updip direction of the reservoir increases slightly faster than that in the downdip direction with the increase of interval. Therefore, in the process of three-layer commingled production, the closer the first layer and the third layer are to the main production layer (the first layer), the higher the gas production, the larger the layer spacing, the lower the gas production. There is also a difference between the updip direction and the downdip direction of multi-layer commingled reservoirs for steeply inclined reservoirs. With the increase of drainage intensity, the reservoir pressure in the updip direction decreases rapidly, which accelerates the process of three-layer commingled production. However, the drainage intensity is low, and the desorption and production of CBM are restrained due to the high reservoir pressure in the updip direction, but with the progress of drainage, the inhibition gradually disappears. The effect of gas content and permeability physical parameters on multi-layer commingled production is also different. The simulation results show that the high gas content in the middle reservoir can make use of the upper and lower CBM production, while the high permeability will inhibit the production of CBM in the upper and lower reservoirs.

Key words:steeply inclined；reservoirs coalbed methane；multilayer drainage;numerical simulation;interlayer interference

0 前 言

煤层气是一种重要的非常规天然气能源，加大煤层气开采有利于缓解我国能源供给压力[1-2]。新疆是我国重要的煤层气富集区，准噶尔盆地南缘是当前煤层气开发的热点区域[3-4]。与沁水盆地和中国西南地区煤层气富集区不同，准噶尔盆地以多层、大倾角和巨厚为主要特征[5-6]，其地质赋存的差异性导致了其煤层气产出特征与近水平或缓倾煤储层有显著差异。对于多煤层发育地区，多层合采是当前广泛采用的开发策略[7-10]。但是受到层间干扰的潜在影响，制定更合适的开发优化策略是煤层气开发非常重要的一部分。当前人们对近水平储层的多层合采做过大量的研究[7-8]，而对于急倾斜储层多层合采的研究还非常少。孙鹏杰等[11]利用Comet3软件模拟了多层排采煤层气的产出特征，模拟结果发现采取递进排采有利于煤层气的产出；李鑫等[12]利用数值模拟试验对比了多层排采中递进排采与分隔排采的产出特征；许江等[13]利用实验室物理模拟手段研究了多层排采的产出特征，从物理试验的角度表明了不同储层压力差异导致低压储层排采受到抑制，而采用递进排采是有效的手段。急倾斜储层由于巨大的储层倾角，导致不同部位储层存在显著的物性差异，其排采过程中煤层气的产出不同于近水平储层。

因此，对于急倾斜储层多层合采，需要进行专门有针对性的研究，但是前人对急倾斜储层的多层合采的研究鲜见报道。因此，笔者以准噶尔盆地南缘阜康西区为例，利用Eclipse数值模拟软件模拟研究了急倾斜储层在不同层间距、不同排采强度下多层排采过程中煤层气产出特征，对比了多层排采过程中储层上倾和下倾方向的差异性变化。通过设置上、中、下3层储层不同的含气量和渗透率来分析物性差异引起的层间干扰，为急倾斜储层煤层气多层合采提供优化方案。

1 模型及数据参数

1.1 模拟参数来源

阜康西区块位于准噶尔盆地南缘阜康矿区西部，开发的主力储层有3层，储层倾角约为50°，现有煤层气开发井41口[5],CS18井位于阜康向斜的仰起端靠近轴部位置(图1)，地层倾角为45°，与相邻煤层气井间距约为300 m。模拟参数选择准噶尔盆地南缘阜康西区CS18井勘探和试验测试成果(表1)。由于孔隙度、渗透率、表皮系数和气水相渗曲线强烈的非均质性，所以这些参数主要依据对该井的产量曲线进行历史拟合获得[5]。历史拟合结果可以参考文献[5]。对于急倾斜储层，由于埋深、地应力等的差异，导致储层压力、含气量和渗透率3个参数在垂向上具有明显的差异性。因此，不同埋深下储层压力梯度、含气量梯度和渗透率梯度设置尤为重要。基于该研究区实际地质勘探资料，获得储层压力、含气量、渗透率梯度[5]如下：

图1 阜康西区构造纲要
Fig.1 Structure outline and well location map of Fukang Western Block

孔隙度Φ/%0.005井底初始X方向渗透率K0X/10-15 m22.05井底初始Y方向渗透率K0Y/10-15 m22.05井底初始Z方向渗透率K0Z/10-15 m22.05X方向渗透率随埋深变化KX/10-15 m2KX=9 750e-0.008HY方向渗透率随埋深变化KY/10-15 m2KY=9 750e-0.008HZ方向渗透率随埋深变化KZ/10-15 m2KZ=975e-0.008H井筒位置储层压力P0/MPa11.8储层压力梯度ΔP/ (10-2 MPa·m-1)1含气量随埋深变化V/(m3·t-1)0.004 1H+10.71表皮系数S0.5兰氏压力PL/MPa3.29兰氏体积VL/(m3·t-1)15.71

1.2 模型确定和参数选择

利用Schlumberger公司开发的Eclipse软件进行多层急倾斜储层煤层气排采的模拟研究。利用产出曲线、储层压力和含气量的动态变化来研究多层急倾斜储层的产出特征和层间干扰。基于CS18井实际地质条件和储层条件，建立了一个倾角为45°的角点网格(图2a)。煤层设置为3层。中间1层设置为主产层，厚度基于CS18井的A2煤层厚度17.6 m。主产层上部和下部设置1层厚度为5 m的辅助产层(图2b,图2b中l1、l2为网格模型中上倾方向和下倾方向的边界，即图中A、B点)。此设置的参数不与阜康西区完全一致，目的是增加研究结果的广泛性。

图2 急倾斜煤层剖面与网格模型
Fig.2 Profile and grid model of large-slope coal reservoir

1.3 模拟案例

分别模拟不同层间距、不同排采强度和不同物性参数差异引起的层间干扰3种情况下急倾斜储层煤层气多层合排的产出特征。

1.3.1 层间距

阜康西区煤层气开采的是陆相侏罗系煤储层，煤层间距随沉积环境发生变化。因此，多层排采时煤储层层间距也有差异。以主产层第2层的埋深保持不变，将第1层、第3层与第2层的间距分别设置为20、40、60、80、100 m，可分别获得第1层和第3层的埋深。不同埋深下的储层压力、渗透率和含气量基于表1中的公式计算得出。

1.3.2 排采强度

多层排采过程中层间干扰主要体现的是压力传递[13-14]。通过设置井底压力变化快慢来调控产出过程。设置了5种井底压力变化曲线来探讨不同排采强度下的产出特征(图3，图注井底压力1～5为井底压力降低由快到慢)，并分析层间干扰的影响程度。

图3 不同排采强度下的井底压力变化
Fig.3 The bottom hole pressure changes under different drainage intensity

1.3.3 物性参数差异引起的层间干扰

煤储层含气量和渗透率差异是引起层间干扰最重要的2个参数。模拟的方式是通过改变主产层第2层的含气量和渗透率的大小来研究其对第1层和第3层产出的影响，而第1层和第3层的模拟参数保持不变。

选择的层间距为40 m和100 m。含气量变化设置为第2层储层含气量的0.4、0.6、0.8、1.0和1.2倍；渗透率变化设置为第2层储层的0.01、0.1、1、10、100倍。

2 结果与讨论

2.1 不同层间距煤层气的产出特征

模拟结果表明不同层间距的急倾斜储层多层合采总产出曲线形态基本一致，没有显著的区别(图4)，日均产气量也没有显著区别。层间距20 m时日均产气量为2 084 m3/d，而层间距100 m时为2 032 m3/d，两者仅差50 m3/d。这说明不同的层间距对总产出的影响不明显。但是也可以看出随着层间距增大，日均产气量逐渐降低(图4)。层间距增大导致了渗透率和储层压力差异大，出现一定的层间干扰，使煤层气日均产气量降低(图4)，第1层虽然相比第3层储层压力和含气量低，但是其渗透率大，排采更容易[14]。排采10 a时的储层压力和含气量压降漏斗剖面显示第1层储层随层间距的增大，埋深变浅，其储层压力压低，压降也缓慢，产出的煤层气也较多(图5a)。而第3层储层则相反，第2层储层没有显著变化(图5b、图5c)，说明储层层间距越大越有利于上部储层的排采，而不利于下部储层，对中间储层没有影响。含气量分布显示出与储层压力相同的分布特征(图6)。3层的总产气量没有显著变化是因为第1层储层的增产量可以与第3层储层的减产量大部分抵消。但是总产出的降低，说明上部储层的增产略小于下部储层的减产。文中3层储层的物性参数差异主要是储层压力、渗透率和含气量，即第1层储层储层压力和含气量低，渗透率高，第3层储层储层压力和含气量高，渗透率低。从层间干扰的角度上看，在排采初期，由于上部储层压力较低，井底压力大于储层压力，导致储层压力无法降低，甲烷无法解析，致使增产较低。

图4 不同层间距产出曲线及日均产气量
Fig.4 CBM production curves and average daily gas production at different interlayer spacing

图5 不同层间距储层压力切面分布
Fig.5 Cross section distribution of reservoir pressure at different interlayer spacing

对比急倾斜储层上倾和下倾方向煤层气产出的差异，发现整体上随着层间距的变化两者变化的趋势相同(图5、图6)。随层间距的增大，第1层储层上倾方向和下倾方向的含气量逐渐降低(图7)，上倾和下倾方向的下降趋势相同，略微不同的是上倾方向的含气量变化速率大于下倾方向(图7a)。这可能是上倾和下倾方向物性差异以及水重力综合作用所导致[5]。第3层显示出相同的变化规律，只是趋势相反(图7b)。说明对于急倾斜储层，不同的层间距对不同的储层部分变化规律没有显著影响，只是数值趋势存在略微的差异。

图6 不同层间距含气量切面分布
Fig.6 Cross section distribution of gas content at different interlayer spacing

图7 不同层间距上倾和下倾方向储层含气量变化
Fig.7 Variation of gas content in the upper and lower reservoirs at different interlayer spacing

2.2 不同排采强度煤层气的产出特征

排采强度是调控煤层气产出的重要手段[13-18]。对于煤层气多层合采，由于压力传递导致的层间干扰是不得不考虑的问题。模拟结果显示随着排采强度的降低，层间距40 m和100 m的见气时间都逐渐延后，产气量增幅变慢，但是整体产出曲线形态几乎没有变化，如图8所示。说明较低的排采强度会导致更长的见气时间和相对较低的产气速率，但不会对产出曲线的形态产生影响。日均产气量随排采强度的降低而降低，随层间距的增大而降低，如图9所示。因为随着排采强度的降低，即井底压力下降速率降低，储层内外压差变化较慢，使煤层气解吸速率相对较慢，导致在相同的时间内煤层气的产出较低。

图8 不同排采强度下的产出曲线
Fig.8 CBM production curves at different drainage intensity

图9 不同层间距、不同排采强度下的日均产气量
Fig.9 Average daily gas production at different interlayer spacing and drainage intensity

产气时间的快慢取决于储层压力和含气量的变化[19]。观察层间距为40 m的第1层储层的井底位置的储层压力和含气量的实时变化发现，随着排采强度的降低，储层压力和含气量开始变化需要的时间逐渐延长(图10)。排采强度最大时含气量下降需要100 d，而排采强度最低时则需要500 d(图10b)。这说明随着排采强度的降低，上部储层由于井底压力高于储层压力，导致上部储层的煤层气难以解吸，含气量保持不变，从而难以产气。也就是对于多层合采来说较低的排采强度会抑制上部储层储层压力的下降和煤层气的产出，导致上部储层在短时间内没有煤层气产出。随着井底压力下降至上部储层储层压力以下时，上部储层才逐渐出现压降，即井底压力差异导致的层间干扰只是短时间内对其他低压储层产生抑制作用，而随着井底压力的持续降低，这种抑制作用会逐渐消失(本次研究没有考虑压力导致储层的其他变化)。

图10 井底位置储层压力和含气量随时间的变化
Fig.10 Changes of bottom hole pressure and gas content with time

为对比不同排采强度条件下储层上倾和下倾方向的排采差异，分析了上倾L1和下倾L2含气量之差的实时变化规律(图11)。结果表明不同排采强度下储层上倾和下倾方向含气量之差的曲线形态几乎一致，只是随排采强度降低，曲线变化形态在时间逐渐推迟(图11)。

图11 急倾斜储层下倾和上倾方向含气量之差变化曲线
Fig.11 Differences of gas content between up inclined and down inclined of steeply inclined reservoir

2.3 不同储层参数对煤层气产出的层间干扰

不同的物性参数对煤层气多层合排产生显著影响[8]。模拟结果表明随着第2层含气量的增大，第1层和第3层的总产气量呈先下降后上升的趋势(图12a)。当含气量为储层含气量0.6倍时，第1层总产气量达到最低，而第3层总产气量在含气量为储层含气量0.8倍时达到最低(图12a)。而随着第2层储层渗透率的增大，第1层和第3层的累积产气量逐渐降低(图12b)。

图12 不同含气量和渗透率的第2层储层条件下对第1层和第3层产气的影响
Fig.12 Effects of different gas content and permeability of the >second reservoir on the gas production of the first and third reservoirs

3 结 论

1)层间距的增大会使得急倾斜储层煤层气多层合排的总产气量逐渐减低，但降幅不大，因为上部储层的增产量与下部储层的减产量相当。

2)较低的排采强度会抑制上部储层的排采，但随着井底压力的降低，抑制会逐渐消失。

3)不同储层的含气量和渗透率差异影响相邻储层煤层气的产出。表现为含气量差异越大越有利于临近层的产出，而渗透率差异越大则抑制相邻储层产出。

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