无越流补给含水层对煤层气排采影响的数值模拟

时间：2024-07-28

刘冰，张松航，唐书恒，王鹏飞，翟佳宇，纪朝琪

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；2.海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；3.非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室，北京 100083；4.中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西太原 030000)

中国煤层气资源储量丰富，初步估算可达36.8万亿m3，位居世界第三。截至2019年初，国内煤层气井已累计达到1.8万多口，但地面产气量仅达54亿m3，大量低效井(单口井煤层气产量小于500 m3/d) 的存在降低了煤层气井整体产能[1-2]。分析原因主要是由于我国煤层气开采地质条件普遍复杂，煤层具有低孔渗、低饱和度的特点，在技术上仍存在很多难题，制约了煤层气合理有效的开采[3]。

目前，煤层气的主要开采方式就是排水降压，经过连续排水使煤储层中的压力降低，直到压力低于煤层气的临界解吸压力时，在压差的作用下，气体从煤表面上解吸，发生运移、扩散，最终通过井筒采出地面[4-5]。因而大多数学者认为水文地质条件对煤层气开发效果的影响至关重要。钱凯等[6]研究发现，在煤层气开采过程中，气体的解吸、扩散、渗流以及产出都将受到开采区块地下水的水头变化以及含水层的富水性和导水性能的影响。田永东[7]指出，一些水文地质参数(如煤层的含水性、原始水头和顶底板岩性等)将会通过影响煤层气井的生产条件来控制煤层气井的产能。汪吉林等[8]研究认为，如果在煤层中只是存在一些束缚水和少量的重力水时对煤层气井进行压裂作业，那么压裂增产所产生的压裂缝会沟通储层上方的含水层，这时排水降压过程中所排出的水实际上是含水层中的水。

沁水盆地柿庄南区块煤层层数多、厚度大，煤层气资源丰富，含气面积可达187.80 km2，是我国最具规模化开采和发展煤层气产业潜力的地区之一[9]。该区块多数煤层气井具有“高产水、低产气”的特征，但也有少部分井存在“高产水、高产气”的现象[10]。通常认为，煤层气井高产水主要与沟通含水层有关。然而目前关于沟通含水层对煤层气排采的影响研究较少，因此，本文旨在探讨沁水盆地柿庄南区块煤层气开采时，是否沟通煤储层邻近的无越流补给含水层对煤层气产能的影响。

1 地质背景

柿庄南区块位于沁水盆地东南部，隶属于山西省晋城市沁水县柿庄乡，区块整体呈东南向西北倾的单斜构造，构造简单[11]。地层沉积序列自下而上分别为下古生界奥陶系，上古生界石炭系、二叠系，中生界三叠系和新生界第四系[12-14]。目前，上古生界石炭系上统-二叠系下统太原组15号煤层和下二叠统山西组3号煤层是勘探开发的主要目的煤层。区内按照储集空间划分了5套含水层[15](图1)，其中二叠系下石盒子组和山西组砂岩裂隙承压含水层是3号煤层的主要补给水源[16]；上石炭统-下二叠统太原组石灰岩夹碎屑岩岩溶裂隙承压水是15号煤层的主要补给水源[17-18]。整体水文地质条件简单，各含水层在层间和层内发育厚度不等的泥岩和砂岩隔水层，因而在垂向上形成了各自独立的含水系统，一般不存在水力联系；内部由于泥质类隔水层的阻碍，以层间径流为主[19]。

图1 柿庄南区块地层与含水层Fig.1 Strata and aquifers in Southern Shizhuang Block

2 模拟方法及参数设置

2.1 模拟软件

SIMEDWin软件是由澳大利亚联邦科工组和澳大利亚新南威尔士大学合作开发的一个具有高精度，能够对非稳态的储层状态、多组分气体以及三维立体储层结构进行模拟的软件[20]。该软件采用全耦合隐式求解法，应用一系列公式与煤层气工程相结合，来描述流体流动和煤层气的生产状况[21]。软件内部的数值模型包含数值网格、气体吸附模型、储层孔渗性模型及井设计模型，考虑了多种煤岩储层类型以及煤层气吸附与解吸过程中煤基质的收缩和膨胀[22]。已有很多研究者应用该软件模拟了排采控制、井设计、CO2驱替以及混合驱替等与煤层气产量之间的关系[23]。

2.2 模型构建

为了更直观地研究柿庄南区块在煤层气开采过程中沟通含水层对煤层气产能的影响，结合柿庄南区块的地质条件和TS-280井资料，模拟中网格模型选取笛卡尔坐标系，在垂向上建立了3层平面为20×25的网格模型，分别对应含水层、隔水层和煤储层(图2)。模拟中的含水层大小有限，仅分布在井场范围内，为无越流补给含水层；此外，含水层单独存在，无上下其他含水层的补给，为无越流补给含水层；总体上模拟中的含水层为无越流补给含水层，类似于透镜体含水层。3个地层通过压裂裂缝导通。其中平面内的每一个网格都是可以被独立定义地质属性。井位设在Y轴中部，模拟开采过程中1/2井场的地质状态。为了使模拟结果更加准确，距离井位越近网格设置越密[20](图3)。本次模拟在X方向上共计20个网格，最小网格间距为5.19 m，最大网格间距为14.24 m，总长177.15 m，间距随井距增加而呈递增关系。在Y轴上，以井位为中心(井孔直径0.5 m)，网格间距随井距增加依次递增，最小网格间距为7.18 m，最大网格间距为21.15 m，总长313.46 m。

图2 模拟地层Fig.2 Schematic diagram of simulated formation

图3 模拟井网和井位Fig.3 Simulation of well pattern and well location

储层性质模型选取上，吸附模型采用煤层气储层最常用的扩展Langmuir吸附模型，孔渗性模型选取生产时考虑煤岩物理性质变化最全的Shi-Durucan解吸模型[24]，井型选用柿庄南区块最常见的直井生产井，排采制度采用井底流压和日产水量控制[22]。

2.3 模拟参数设置

根据对柿庄南区块煤层气井勘探开发资料研究，本次模拟选用勘探最充分的山西组3号煤层作为目的煤层，其补水源主要来自煤层上方的砂岩裂隙承压含水层。该含水层内发育张性断层、构造裂隙以及陷落柱，孔隙率高，属于强富含水层[15,25]。3号煤层平均厚度约为6 m，含气量在3.11～21.51 m3/t，煤变质程度高，渗透率低，相对于上方的强含水层来说，该煤层将被视为弱承压含水层[26]。此外，3号煤层顶底板主要由较薄的泥岩和砂质泥岩组成，在开采过程中极易沟通邻近含水层。

本次模拟研究的参数(表1)主要参考数据完整的TS-280井工程参数，以及砂岩含水层邻近煤储层地质特征。其中，煤储层是双孔隙模型，需要单独对克林伯格系数与吸附性相关参数进行设置，而泥岩隔水层和砂岩含水层是单孔孔隙模型，无需设置。另外，在模拟过程中存在以下假设：含水层是个独立封闭的地质空间(如透镜体含水层)，没有外来补给水源。

2.4 模拟方案

本次模拟设计了2个对比系列：①含水层渗透率为15×10-3μm2时，最小井底流压在100 kPa情况下，控制最大排水量分别为9、7、5、3 m3/d的模拟方案，空白对照组是最大产水量为5 m3/d没有含水层影响的情况；②控制每天最大产水量为5 m3，最小井底流压在100 kPa情况下，含水层渗透率分别为15×10-3、10×10-3、5×10-3、3×10-3μm2的煤储层开采模拟方案，空白对照组为没有含水层的煤储层开采。2个模拟排采时间均为3 000 d。

表1 含水层数值模拟参数汇总Table 1 Summary of numerical simulation parameters of aquifer

3 结果与讨论

3.1 排水量对产水产气的影响

排采制度是影响煤层气产量的关键因素之一，产水量反映了地层供水能力的大小与排采强度[27]。在模拟开采的3 000 d内，沟通含水层的煤层气井累积产水量和产气量都要高于无含水层的情况。如图4a所示，沟通含水层时，排采初期供水充足，产水量持续平稳，后期缓慢下降，且随排水量增大，高产水时间缩短。分析认为是由含水层中地下水有限，没有外来补给源所造成。产气方面如图4b所示，排采过程中，无含水层时，初期见气快，日产气量高，但之后缓慢下降并维持在低产状态，而沟通含水层的产气状况与之相反，初期一段时间内几乎不产气，之后随着地层水的排出，储层压力下降，产气量逐渐上升达到峰值，保持在高产状态。此外，随着日排水量的增大，见气时间也会缩短，证明地层水的大量排出促使煤储层的压力降低，从而加速煤层气在储层中的解吸速度。

图4 不同最大排水量下煤层气井产水产气对比Fig.4 Comparison of water and gas production from coalbed methane wells with different maximum water discharge

随着地层水的排出和煤层气产出，煤储层与含水层的压力发生了系列变化。如图5—图7所示，其中红色部分代表地层压力为2.5 MPa左右，绿色部分代表压力为1.5 MPa左右。对比图5和图6b可以看出，排水量一定时，相较无含水层，沟通含水层的煤储层远井地带压降幅度增大，近井地带压降幅度相对较低，说明沟通无越流补给含水层有利于储层的降压漏斗扩展。分析模拟结果(图6、图7)得出，日排水量的增大可以提高储层与含水层的压降幅度。

但从不同排水量下的储层与含水层两个压力剖面(图8)中可以看出，在排采后期当排水量从3 m3/d增大到5 m3/d时，储层与含水层的压降幅度不断变大，而在排水量增大到5 m3/d后，储层与含水层的压降幅度基本不变。因此，对于柿庄南区块煤层气的开采，排水量的增大可以促使储层压力下降，产气速度变快，但压降幅度和产气速度不会随着日排水量的增大而无限增大，到达临界值5 m3/d时就会趋于稳定，分析原因，可能是煤储层的解吸扩散速率有限，虽然增大了排水速率，储层(割理系统)也实现了降压，但气体在煤基质至割理系统的运移过程受阻，气井继续提产困难[28]。

图5 无含水层条件下排采3 000 d排水量为5 m3/d的储层压力分布Fig.5 The reservoir pressure distribution with water discharge of 5 m3/d without aquifer recharge after 3 000 days’extraction

图6 沟通含水层条件下排采3 000 d不同排水量的煤储层压力分布Fig.6 The pressure distribution of coal reservoir with different water discharge after 3 000 days’ extraction

图7 排采3 000 d不同排水量下含水层压力分布情况Fig.7 The pressure distribution of aquifer with different water discharge after 3 000 days’ extraction

图8 排采3 000 d不同排水量的水平过井筒压力剖面对比Fig.8 Comparison of pressure between aquifer and reservoir with different water discharge after 3000 days’ extraction

煤层气排采早期(动液面降低至煤层顶面时的排采阶段)，压降速率对气藏的整体压降漏斗扩展产生很大的影响，与产气峰值具有明显指数相关性，即压降速率增大，气水产量峰值下降[29]。因而，在柿庄南区块煤层气开采时沟通无越流补给含水层时，排采初期会因为含水层中的地层水流入井筒，从而抑制煤储层近井地带水的流出，造成见气时间晚，但避免了排采过程中由于近井地带煤储层压力下降速率过大，引起上覆的岩石压力和岩石内孔隙压力差增大而导致压敏效应；同时避免由压降速率下降过快而引起渗透率在排采初期出现大幅度下降，也让煤储层压降漏斗和煤层气解吸范围扩展效果更好，提高了资源动用量，有利于区块煤层气的长远开发。

3.2 含水层渗透率对产水产气的影响

渗透率的大小决定了含水层允许流体通过的能力[30]。根据模拟得出的不同渗透率下日产气量和日产水量随时间的变化曲线(图9)可以看出，与对照组无含水层相比，在产水方面，沟通含水层时，前期日产水量维持在长时间的高产状态，含水层渗透率越大，高产水时间越长，一段时间之后产水速度下降但仍高于对照组；在产气方面，无含水层生产初期，生产井就处于大量产气阶段，但产气速度很快下降，最后趋于稳定在一个低产气值；而当生产井压裂沟通含水层时，生产前期的一段时间内产气量极低，几乎零产量，但之后产气速度迅速增长到最高值。此外，含水层渗透率越大，生产井的见气时间越长，进而达到产气最大值的时间也会越晚，但日产气峰值也会越大，后期日产气量也会下降缓慢甚至还会出现多峰，总的累计产气量远大于无含水层的情况。

图9 不同渗透率含水层煤层气井产水产气情况Fig.9 Water and gas production in coalbed methane wells with different aquifer permeability

针对有含水层沟通的情况下做进一步研究，根据第3 000天时不同渗透率的含水层和煤储层压力平面分布(图10、图11)可以直观看出，随着含水层渗透率从3×10-3μm2逐步增大到9×10-3μm2时，含水层以及煤储层的远井地带压力降低幅度明显增大，一方面表明了压裂沟通含水层的生产井在排采中，排采出大量的水是来源于含水层，从而导致压力降低；另一方面表明了含水层渗透率越大，越有利于含水层的远井地区排水降压。

但在近井地带，沟通含水层的煤储层和含水层本身压降幅度反而较小(图12)，且这一现象随含水层渗透率增大而越发显著。分析其原因，当煤储层开采压裂沟通含水层时，由于含水层的孔隙渗透性更好，一旦进入排采，含水层中的水较煤层水先行进入井筒被排出，导致煤储层近井处排水降压无法按正常速度进行。但煤储层也避免了因过快排水降压而引起的储层伤害，同时也能够使得近井地带水快速得到远井地带水的补充。对比得出，沟通含水层的煤储层整体降压效果更好，实现了大范围的排水降压，使得煤层气产量得到了提升。

4 TS-280井排采特征

TS-280煤层气井位于柿庄区块，开采3号煤层。根据完井和测井报告，该井已钻遇地层自上而下为：第四系、上二叠统上石盒子组、下二叠统下石盒子组与山西组。其中，第四系为黄土层，上二叠统石千峰组和石盒子组由细砂岩和泥岩组成，下石盒子组由粉砂、细砂与泥岩组成，山西组主要由砂岩、泥岩和煤组成。山西组砂岩层含水量丰富，被视为含水层，水动力条件简单，是一个独立的含水系统。煤层自身含水量很弱，含水饱和度低于2%，整体受到断裂构造影响较小。

图10 排采3 000 d不同含水层渗透率下煤储层压力分布Fig.10 Pressure distribution of coal reservoir with different aquifer permeability after extraction of 3 000 days

图11 排采3 000 d不同含水层渗透率下含水层压力分布Fig.11 Pressure distribution of aquifer with different permeability after 3 000 days’ extraction

图12 排采3 000 d不同含水层渗透率的水平过井筒压力剖面对比Fig.12 Comparison of pressure between aquifer and reservoir with different permeability after 3 000 days’extraction

由TS-280井生产曲线(图13)可以看出，该井初期产水量维持在3～4 m3/d，井底流压下降缓慢，后期加大排水量至约9 m3/d，井底流压开始快速下降。当以超过5 m3/d的排水量排采约100 d后井底流压达到临界解吸压力，气井开始逐渐产气。但是见气初期产水量仍超过2 m3/d，300 d左右后井底流压稳定在约0.5 MPa，煤层气日产量超过2 000 m3，持续高产。从TS-280井的地质条件可知，该井的高产水量部分来源于3号煤层上方砂岩含水层，证明煤储层压裂时沟通了邻近的含水层，但却实现了后期的煤层气高产，该产气特征与本文模拟结果相一致：即前期低产或不产，但继续排水降压产气量增加，达到高产稳产。

图13 TS-280井生产曲线Fig.13 Production curves of TS-280 well