沁南潘莊井田煤層氣產能預測研究

2020-06-02 04:42:14楊博

煤 2020年5期

楊博

(山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西晉城 048006)

煤層氣產能預測是煤層氣井采收率預測和煤層氣開發潛力評價的一項重要研究內容[1-3]，通過數十年的勘探開發，迄今已形成了諸如煤層氣典型曲線產能預測法[4]、煤層氣井壓裂產量預測法[5]、排采參數多元回歸法[6]，神經網絡法[7]、數值模擬法[8-10]等多種煤層氣井產能預測方法，極大地豐富了煤層氣開發技術理論。在上述煤層氣產能預測技術方法中，數值模擬考慮了煤儲層各參數及參數間耦合作用對產能的影響，簡單易用且技術先進，模擬結果具有較高的可信度[10-12]。為此，本文采用COMET3專業化煤層氣藏工程模擬軟件對潘莊井田煤層氣產能進行研究，以期為研究區開發潛力評價，煤層氣開發方案的科學性、經濟性和可行性提供參考和決策依據。

1 研究區概況

潘莊井田位于沁水盆地南部晉城礦區境內，隸屬晉城市沁水縣，其地理坐標為：東經112°30′～112°38′，北緯35°35′～35°39′[13]。二疊系下統山西組和石炭系上統太原組為井田內主要含煤地層，煤層總厚度14.56 m，含煤系數11.63%。山西組和太原組含煤地層共含煤14層，自上而下依次編號為1、2、3、4、5、6、7、8、9、11、13、14、15、16號煤層，其中，山西組3號煤層(5.23～7.19 m，平均6.16 m)和太原組15號煤層(0.81～6.32 m，平均3.28 m)為全井田穩定分布可采煤層，其他為不穩定局部可采或不可采煤層。良好的煤層氣“生、儲、蓋”條件，使得井田內煤層氣富集程度高，原煤含氣量23.72～29.02 m3/t，平均為26.04 m3/t。煤層氣資源豐富(754.4×108m3)且地質儲量豐度(2.18×108m3/km2)相對較高；煤層滲透性較好，滲透率一般為0.014～41.10 mD；地層平緩，地質構造相對簡單，主要以波幅不大寬緩次級褶曲和小斷層為主，陷落柱稀少，未見巖漿侵入現象[14]。

為解決井田3號煤層開采過程中礦井瓦斯涌出量大的難題，晉煤集團90年代初率先在井田范圍內開展了地面煤層氣井組抽采煤層氣，開創了“采煤采氣一體化”瓦斯治理模式，實現了井田內煤與煤層氣兩種資源的高效、協同、綠色開發和利用[15]。

2 煤層氣井產能預測研究

美國國際先進能源公司開發的COMET3作為一款專業化煤層氣藏工程數值模擬軟件，在煤層氣井排采擬合和產能預測及評價等方面應用較為廣泛，其成果有力地指導了煤層氣勘探開發[16-18]。本文運用COMET3對沁水盆地南部潘莊井田煤層氣井的產能進行預測研究。

2.1 模擬邊界

由于潘莊井田構造簡單，生產試驗區及其附近無大的斷裂，煤層穩定，缺乏天然的模擬邊界。為避免邊界的不確定性給模擬結果帶來影響，在模擬時，使模擬邊界盡可能地遠離匯源項，四周均視為定壓邊界，這樣可以知道邊界上每一點每個時刻在煤層氣井排水降壓期間的井底流壓分布及其變化情況[19]。

2.2 參數錄入

基礎實驗參數的精準性和完整性決定著煤儲層模擬結果的真實性和可考性(或可信度)[10]，在模擬之前，首先打開COMET3軟件，在其中運行CometEditor進行基礎實驗參數的錄入。CometEditor具有可視化、界面友好、功能強大、操作性強等特點，是連接用戶和COMET3的接口，可實現COMET3模擬程序運行、查看模擬結果、管理輸入和輸出的文件或數據，支持SIM、CME兩種格式數據的錄入。同時，CometEditor具有高達17個數據錄入窗口。

2.3 靈敏度分析

靈敏度分析的目的是確定產能模擬時所需的煤儲層關鍵參數，以及各種參數的誤差容限，進而為后續的煤層氣井排采歷史擬合及參數反演提供參考[10]。通過對錄入的不同基礎實驗數據進行一定的調整，分析每個基礎實驗數據調整對模擬結果的影響程度，進而確定產能模擬隨各個數據調整變化的靈敏度和相關性大小。如果對實驗數據進行微調就可引起產能模擬結果的顯著變化，則表明該實驗參數具有較高的靈敏度且與產能模擬結果的相關性強，反之亦然。

2.4 歷史擬合

基于煤層氣儲層模擬的基本原理，通過充分利用已獲得的有關煤層氣勘探開發及相關實驗參數與理論數值模型進行擬合，從而實現研究區煤層氣儲層的重新描述和建立更加符合煤層氣地質條件、煤儲層物性及特征參數的煤層氣理論數值模擬模型，為煤層氣井產能、采收率預測等提供科學依據。

2.4.1 生產試驗井基本概況

潘莊井田地面煤層氣井組位于沁水縣嘉峰鎮李莊村的東面，是晉煤集團基于煤礦瓦斯治理施工的地面煤層氣試驗井組，突破了煤層氣地面抽采的無煙煤“禁區”，率先創立了“采煤采氣一體化”的煤礦瓦斯治理新模式。潘莊井田地面煤層氣井組初期由七口煤層氣生產試驗井組成，氣井采用定井底流壓排采工藝對煤礦主力開采的3號煤層中煤層氣進行抽采。潘莊地面煤層氣井組中PZMQ-001井排采連續、穩定，排采數據相對齊全，本文產能模擬時采用該井作為歷史擬合對象。PZMQ-001井于1994年9月底投產運行，產氣量最高達4 230 m3/d，產氣高峰期后氣井的產氣量維持在約1 600 m3/d；氣井的產水量相對較小，一般為3～5 m3/d。

2.4.2 歷史擬合基本參數

歷史擬合是煤層氣產能模擬的必要步驟，旨在為產能模擬提供可信度模型。歷史擬合時，首先需要在模擬器中輸入實測的基礎實驗參數，這些參數包括煤層滲透率、煤層氣含量、煤的密度、蘭氏體積、蘭氏壓力、吸附時間、煤儲層溫度、煤儲層壓力等。歷史擬合基礎參數不全時，可以參考鄰近區塊實測參數。研究區在煤礦瓦斯治理地面煤層氣抽采過程中均對上述數據進行了實驗測定(表1)，為煤層氣井歷史擬合結果的可信度提供了保障。

2.4.3 歷史擬合結果

產水量和產氣量是煤層氣井排采的兩個重要參數[20]，本次歷史擬合主要是通過煤層氣井排水使井底流壓變化來擬合氣井的產氣量和產水量。煤層氣井生產過程可劃分為“排水階段、憋壓階段、控壓產氣階段、高產穩產階段及衰竭階段”等排采階段[21]，根據煤層氣井的排采特點和產氣規律，本次歷史擬合模擬時間為790 d(約2.16 a)。通過模擬發現：擬合的產氣量和產水量和PZMQ-001井實際產氣量和產水量具有較好的一致性(圖1～圖4)，體現了歷史擬合模型的精準性和模擬結果的高度可信度。煤層氣井產氣量具有以下特征(圖1、圖3)：煤層氣井投運初期，歷時近38 d排水降壓和憋壓后才開始控壓產氣，之后產氣量逐步上升，直至排采約300 d氣井產氣量達到高峰；高產穩產期持續時間相對較短，大約80 d；高產穩產期過后煤層氣井進入衰竭階段，氣井的產氣量逐漸降低。隨著排采的持續進行，煤層氣井累計產氣量逐漸增加；煤層氣井產水量表現為排采前期產水量較大，隨著煤層氣井排水降壓的持續進行，產水量日趨減少，但累計產水量逐漸增加(圖2、圖4)。

表1 COMET3歷史擬合基本參數

圖1 PZMQ-001井產氣量歷史擬合

圖2 PZMQ-001井產水量歷史擬合

圖3 PZMQ-001井累計產氣量歷史擬合

圖4 PZMQ-001井累計產水量歷史擬合

2.5 煤層氣產能預測

由上述煤層氣井歷史擬合結果可知，所建立的煤層氣井歷史擬合模型具有較高的可信度。因此，基于上述擬合模型，采用COMET3煤層氣藏工程模擬軟件對潘莊井田的地面煤層氣開發井的產能進行了預測。煤層滲透率和煤層氣井服務年限對煤層氣井的產能和采收率具有重要影響。因此，本次煤層氣產能模擬滲透率取值為研究區實測滲透率的平均值(3.72 mD)，煤層氣井服務年限為20 a。由產能預測結果可以看出(表2、圖5)，沁南潘莊井田煤層氣井具有較好的產氣效果，產氣量較高(最高可達3 700 m3/d)，在生產周期(或服務年限)內，煤層氣井累計產氣量38×106m3，平均日產氣量2 400 m3。顯示了潘莊井田具有較好的煤層氣開發前景和價值。