肖 翠，王 偉，李 鑫，楊小龍

（1.中國(guó)石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210019；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

我國(guó)埋深1 000～2 000 m的煤層氣地質(zhì)資源量為18.71×1012m3[1]，資源潛力大。延川南煤層氣田主力煤層山西組2號(hào)煤平均埋深1 280 m，是目前國(guó)內(nèi)投入商業(yè)開發(fā)中最深的煤層氣田。煤儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，地質(zhì)特征差異大，導(dǎo)致單井產(chǎn)量差異明顯，地質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用程度不均衡。通過(guò)開展煤層氣田剩余氣分布規(guī)律研究，可進(jìn)一步提高煤層氣資源動(dòng)用，為氣田后續(xù)開發(fā)調(diào)整部署及措施挖潛提供依據(jù)。

從現(xiàn)有的文獻(xiàn)報(bào)道來(lái)看，目前國(guó)內(nèi)深層煤層氣的研究主要側(cè)重于地質(zhì)評(píng)價(jià)[2-5]、排采及壓裂工程工藝技術(shù)等方面[6-8]，而針對(duì)煤層氣剩余氣分布的研究幾乎為空白。前期國(guó)內(nèi)針對(duì)剩余氣分布規(guī)律的研究主要為常規(guī)氣藏，姬江、郭奇[9-10]等研究表明定量描述剩余氣較為準(zhǔn)確的方法主要為動(dòng)態(tài)分析法以及數(shù)值模擬法。由于煤層氣是以吸附氣為主的非常規(guī)氣藏，由裂縫和基質(zhì)組成雙重孔隙系統(tǒng)，與常規(guī)天然氣開發(fā)有較大差別。為確保結(jié)果的可靠性，本次研究綜合考慮了煤層氣的吸附解吸特征以及煤儲(chǔ)層的基質(zhì)收縮效應(yīng)，以延川南煤層氣田2013—2020年的排采成果為依據(jù)，采用修正后的現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法與煤層氣數(shù)值模擬法開展研究，定量描述煤儲(chǔ)層剩余氣儲(chǔ)量，系統(tǒng)完善地描述井網(wǎng)剩余氣的分布規(guī)律，指導(dǎo)氣田剩余氣的挖潛工作，有利于保障氣田的長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)煤層氣效益開發(fā)。

1 研究區(qū)概況

延川南煤層氣田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地東南緣、晉西撓褶帶、渭北隆起和陜北斜坡過(guò)渡地區(qū)，整體為一西傾單斜。中部西掌斷裂帶將氣田一分為二，東部為譚坪構(gòu)造帶，西部為萬(wàn)寶山構(gòu)造帶（圖1）。研究區(qū)位于延川南煤層氣田萬(wàn)寶山構(gòu)造帶，2號(hào)煤層厚度穩(wěn)定（4.5～5.5 m），含氣量高（＞12 m3/t），保存條件好，礦化度高（＞10 000 mg/L），屬于滯留區(qū)，煤層埋藏深（1 000～1 300 m），儲(chǔ)層滲透率為（0.01～1）×10-3μm2。其中，西北部由于煤層埋藏更深（1 200～1 300 m），應(yīng)力高（停泵壓力＞30 MPa，砂堵、加砂困難），儲(chǔ)層滲透率＜0.1×10-3μm2，開發(fā)難度大。研究區(qū)生產(chǎn)井355口，平面上單井產(chǎn)氣量差異大（0～6 000 m3/d），累產(chǎn)氣量為（4～867）×104m3（圖2），儲(chǔ)量動(dòng)用表現(xiàn)出明顯的不均衡，整體呈東南部高西北部低的特征。通過(guò)研究剩余氣分布規(guī)律，可以更好地指導(dǎo)挖潛工作。

圖1 延川南煤層氣田2號(hào)煤層頂面構(gòu)造圖Fig.1 Top structure of No.2 coal seam in south Yanchuan coalbed gas field

圖2 研究區(qū)累產(chǎn)氣量等值線圖Fig.2 Contour map of accumulated gas production in study area

2 研究方法

2.1 動(dòng)態(tài)分析法

現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法是近期發(fā)展起來(lái)的單井動(dòng)態(tài)分析新方法。該方法利用日產(chǎn)氣量和井底流壓等常規(guī)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，通過(guò)特征曲線圖版擬合，可定量描述有效半縫長(zhǎng)、滲透率、泄流面積、泄流半徑等關(guān)鍵參數(shù)。目前現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析方法主要有Fetkovich，

Agarwal-Gardner（A-G），Blasingame，Transient，Nor?malized Pressure Integral（NPI）等[11-15]。其中A-G，Blasingame，Transient 以及NPI 等方法考慮了變壓變產(chǎn)生產(chǎn)方式以及氣體PVT隨壓力變化的影響[16-18]，適用于煤層氣井變產(chǎn)變壓的生產(chǎn)方式。為了擬合結(jié)果的可靠性，本次研究對(duì)常規(guī)圖版進(jìn)行了修正。

引用CLARKSON等人對(duì)常規(guī)圖版中物質(zhì)平衡擬時(shí)間進(jìn)行修正的研究成果[19]并考慮煤層氣的吸附解吸特征。物質(zhì)平衡擬時(shí)間為：

其中，煤層綜合壓縮系數(shù)的計(jì)算考慮了煤層氣的吸附解吸特征：

式中：tca為物質(zhì)平衡擬時(shí)間；ug為平均地層壓力下的氣體黏度，mPa·s；ct為平均地層壓力下的煤層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；q為氣井產(chǎn)量，m3/d；cg為煤層氣氣體壓縮系數(shù)，MPa-1；Sg為含氣飽和度，%；cf為裂縫系統(tǒng)孔隙壓縮系數(shù)，MPa-1；cd為考慮瞬時(shí)解吸壓縮系數(shù)，MPa-1；Bg為氣體體積系數(shù)；VL為蘭氏體積，m3/t；pL為蘭氏壓力，MPa；φ為孔隙度，%；p為煤層氣藏地層壓力，MPa。

采用Palmer-Mansoori模型，考慮基質(zhì)收縮效應(yīng)對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響[20]:

其中：

式中：k為煤層滲透率，10-3μm2；k0為煤層初始滲透率，10-3μm2；φ0為初始孔隙度，%；εL為蘭氏體積應(yīng)變常數(shù)；K為體積模量，MPa；M為軸向模量，MPa；b為吸附常數(shù)，MPa-1；p0為初始?xì)獠貕毫Γ琈Pa；f為小數(shù)，0～1；β為基質(zhì)壓縮系數(shù)，MPa-1；E為楊氏模量，MPa；ν為泊松比。

利用修正后的模型可以求取儲(chǔ)層滲透率、有效半縫長(zhǎng)、泄流半徑、泄流面積等關(guān)鍵參數(shù)，判別流態(tài)，定量描述儲(chǔ)滲特征，判斷煤層氣井是否實(shí)現(xiàn)面積降壓，有效指導(dǎo)剩余氣挖潛。

2.2 數(shù)值模擬法

數(shù)值模擬技術(shù)是研究剩余氣分布的有效手段[21]，能夠系統(tǒng)表征開發(fā)過(guò)程中氣藏動(dòng)態(tài)特征的變化。本次研究使用CMG數(shù)值模擬軟件GEM模塊，以地質(zhì)靜態(tài)參數(shù)為基礎(chǔ)，建立煤層氣“考慮雙重介質(zhì)+煤層氣吸附解吸+基質(zhì)-裂縫間擴(kuò)散作用+煤儲(chǔ)層基質(zhì)收縮效應(yīng)”的數(shù)值模型，進(jìn)行開發(fā)動(dòng)態(tài)歷史擬合，定量描述氣田不同時(shí)期的剩余氣地層壓力以及剩余地質(zhì)儲(chǔ)量。本次研究所用的儲(chǔ)層參數(shù)見表1。

表1 研究區(qū)儲(chǔ)層參數(shù)取值Table1 Reservoir parameters in study area

3 剩余氣分布規(guī)律

采 用Agarwal-Gardner，Blasingame，NPI，Tran?sient 等4種現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法特征曲線圖版對(duì)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行分析，判別流態(tài)，求取儲(chǔ)層滲透率、有效半縫長(zhǎng)以及泄流面積等關(guān)鍵參數(shù)。根據(jù)Agarwal-Gardner 特征曲線圖版判別研究區(qū)生產(chǎn)井已進(jìn)入邊界流動(dòng)階段（圖3）。區(qū)內(nèi)7口探井?dāng)M合滲透率與試井滲透率基本相當(dāng)，證明擬合結(jié)果可靠性強(qiáng)（圖4）。綜合4種方法擬合表明研究區(qū)儲(chǔ)層滲透率為（0.01～1）×10-3μm2，有效半縫長(zhǎng)為30～90 m，泄流面積為（1～42）×104m2，平均為3.5×104m2，泄流半徑為26～366 m，平均為98 m。其中，西北部?jī)?chǔ)層滲透率低，平均為0.06×10-3μm2，有效半縫長(zhǎng)為30～50 m，平均為41 m，泄流面積為（1～15）×104m2，平均為2.5×104m2，泄流半徑為58～219 m，平均為78 m；東南部?jī)?chǔ)層滲透率平均為0.35×10-3μm2，有效半縫長(zhǎng)為40～90 m，平均為68 m，泄流面積為（2～42）×104m2，平均為6.3×104m2，泄流半徑為76～365 m，平均為141 m。這表明在300 m×350 m的矩形井網(wǎng)下，西北部?jī)?chǔ)層滲透率低，壓裂改造困難，遠(yuǎn)端煤層未有效降壓，煤層氣井之間未形成井間干擾、面積降壓效果，井間未動(dòng)用儲(chǔ)量較大，東南部開始形成面積降壓，儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高（圖5），典型井?dāng)M合結(jié)果見表2。

圖3 典型井流態(tài)識(shí)別Fig.3 Flow state identification of typical wells

圖4 試井滲透率與特征曲線擬合對(duì)比Fig.4 Matching comparison of well test permeability and characteristic curve

圖5 研究區(qū)泄流面積Fig.5 Drainage area of study area

應(yīng)用煤層氣數(shù)值模擬技術(shù)，建立數(shù)值模擬模型，評(píng)價(jià)儲(chǔ)量動(dòng)用情況。本次模擬節(jié)選了研究區(qū)西北部的部分區(qū)域開展模擬研究，模擬區(qū)域面積為2.8 km2，井?dāng)?shù)30口。首先結(jié)合地質(zhì)研究建立研究區(qū)構(gòu)造模型，網(wǎng)格平面尺寸為75 m×75 m×2 m，網(wǎng)格步長(zhǎng)為25 m×25 m×2.5 m，網(wǎng)格總數(shù)為11 250個(gè)。研究區(qū)構(gòu)造簡(jiǎn)單，無(wú)斷層發(fā)育，目的層僅為單一的2號(hào)煤層，構(gòu)造模型即為層面模型（圖6）。滲透率模型的建立引入了Palmer-Mansoori模型，考慮煤巖基質(zhì)收縮對(duì)滲透率的影響（圖7）。目前滲透率較投產(chǎn)初期有所下降。

通過(guò)數(shù)值模擬地層壓力分布，高壓區(qū)反映儲(chǔ)量動(dòng)用不充分，低壓區(qū)則反映儲(chǔ)量已被動(dòng)用（圖8）。地層壓力整體上東低西高，反映東部動(dòng)用程度高。根據(jù)模擬結(jié)果，最終得到整體剩余儲(chǔ)量分布（圖9），剩余氣地質(zhì)儲(chǔ)量為2.53×108m3，采出程度僅為4.2%，整體上東低西高，表明西部剩余氣富集，目前井網(wǎng)條件下采出程度較低，剩余可采儲(chǔ)量大。

表2 典型井特征曲線擬合結(jié)果Table2 Result of typical well by A-PDA

圖6 研究區(qū)層面模型Fig.6 Level model of study area

4 開發(fā)潛力分析

剩余氣分布規(guī)律是研究開發(fā)潛力的基礎(chǔ)[22]。通過(guò)現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法及數(shù)值模擬結(jié)果分析，影響研究區(qū)剩余儲(chǔ)量分布的原因主要有兩點(diǎn)：一是儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，平面上滲透率差異較大，西北部?jī)?chǔ)層平均滲透率為0.06×10-3μm2，壓裂改造困難，有效半縫長(zhǎng)僅為30～50 m，平均泄流半徑為78 m，未達(dá)到井間干擾，東南部滲透率相對(duì)較高，平均為0.35×10-3μm2，壓裂改造有效半縫長(zhǎng)為40～90 m，平均泄流半徑為141 m，開始形成面積降壓效果；二是開發(fā)井網(wǎng)不完善，主要受地面復(fù)雜限制，存在井網(wǎng)空白區(qū)。

根據(jù)剩余氣影響因素的分析，結(jié)合剩余氣儲(chǔ)量分布情況，研究區(qū)剩余氣儲(chǔ)量主要有兩種分布形式：一類是井間，為井控未動(dòng)型，這類剩余氣資源井網(wǎng)雖完善，但由于泄壓面積小，井間資源未波及，主要分布在研究區(qū)西北部，剩余氣資源達(dá)13.5×108m3；另一類為井網(wǎng)不完善地區(qū)，井間資源未動(dòng)用，主要分布在研究區(qū)中部的井網(wǎng)空白條帶區(qū)，剩余氣資源4.5×108m3。

圖7 研究區(qū)滲透率變化Fig.7 Permeability change of study area

圖8 研究區(qū)地層壓力分布Fig.8 Distribution of formation pressure in study area

圖9 研究區(qū)剩余地質(zhì)儲(chǔ)量分布Fig.9 Distribution of remaining geological reserves in study area

針對(duì)井控未動(dòng)型剩余氣資源，通過(guò)加密井網(wǎng)或壓裂增效，可進(jìn)一步提高資源動(dòng)用程度。建立數(shù)值模擬模型，模擬區(qū)域原井距為300 m×350 m 矩形井網(wǎng)，目前采出程度為4.2%，矩形井網(wǎng)中部加密20口井后，井距由350 m 加密到230 m，新井累計(jì)增產(chǎn)0.29×108m3。加密前該井組預(yù)測(cè)繼續(xù)生產(chǎn)15 a 后采出程度為26%，加密后預(yù)測(cè)15 a 后采出程度為35.6%，提高了9.6%，面積降壓更加明顯（圖10），證實(shí)局部加密可進(jìn)一步提高氣藏的采收率。此外，由于井控未動(dòng)型剩余氣資源主要位于低滲區(qū)（滲透率＜0.1×10-3μm2），采用常規(guī)的水力加砂壓裂改造困難（停泵壓力＞30 MPa，砂堵、加砂困難），需要進(jìn)一步加大壓裂改造規(guī)模。氮?dú)馀菽w系具有濾失小易造長(zhǎng)縫，粘度高攜砂能力強(qiáng)，密度低促返排的優(yōu)點(diǎn)，可采用氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂措施實(shí)施增產(chǎn)。

針對(duì)井網(wǎng)不完善型剩余氣資源，可“插針”部署調(diào)整井，通過(guò)完善井網(wǎng)促進(jìn)氣井耦合降壓。

5 結(jié)論

1）綜合考慮煤層氣吸附解吸和煤儲(chǔ)層基質(zhì)收縮效應(yīng)，采用修正后的現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法以及煤層氣數(shù)值模擬技術(shù)，適用于以吸附解吸為代表的煤層氣藏。

2）現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析法特征曲線圖版顯示研究區(qū)泄流面積為（1～42）×104m2，平均為3.5×104m2。泄流半徑為26～366 m，平均為98 m，其中西北部滲透率低，平均為0.06×10-3μm2，平均有效半縫長(zhǎng)為41 m，平均泄流半徑為78 m，東南部平均滲透率為0.35×10-3μm2，平均有效半縫長(zhǎng)為68 m，平均泄流半徑為141 m。這表明在300 m×350 m的矩形井網(wǎng)下，西北部遠(yuǎn)端煤層未有效降壓，煤層氣井之間未形成井間干擾、面積降壓效果，井間未動(dòng)用儲(chǔ)量較大，東南部開始形成面積降壓，儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高。數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)一步定量描述了剩余儲(chǔ)量分布，為氣田下一步挖潛提供了較好的指導(dǎo)作用。

3）研究區(qū)剩余氣類型主要為井控未動(dòng)型及井網(wǎng)不完善型。井控未動(dòng)型剩余氣資源可采用加密井網(wǎng)或氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂增效提高資源動(dòng)用程度，數(shù)模論證加密后采出程度可提高9.6%；井網(wǎng)不完善型可“插針”部署調(diào)整井，完善井網(wǎng)促進(jìn)耦合降壓。

圖10 研究區(qū)加密前后地層壓力變化Fig.10 Formation pressure change before and after infilling in study area