柳林地区煤层气储层特征与产能动态预测

菅笑飞，唐书恒，刘人和，赵 刚，孙鹏杰，吝 文，贾凌霄（.中国地质大学能源学院，北京0008；.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；.中联煤层气有限责任公司，北京000；.北京大地高科煤层气工程技术研究院，北京0007）

柳林地区煤层气储层特征与产能动态预测

菅笑飞1，唐书恒1，刘人和2，赵 刚3，孙鹏杰4，吝 文2，贾凌霄1
（1.中国地质大学能源学院，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.中联煤层气有限责任公司，北京100011；4.北京大地高科煤层气工程技术研究院，北京100073）

分析了柳林地区的煤层分布、裂隙发育、渗透性、储层压力、储层温度、含气饱和度、吸附、顶底板岩性等特征，根据储层特征参数建立研究区储层模型。利用数值模拟软件COMET 3对已有生产井最新排采动态进行历史拟合，调整模拟参数使校正后的储层模型具有较高的可信度。利用建立的储层模型，对研究区L8煤层气井未来15年的产能进行了预测，单井排采15年累计产气可达459.05×104m3，采收率达到56.12%，柳林地区煤层气储层条件较好，煤层气资源具有商业开采价值。

鄂尔多斯盆地；柳林地区；煤层气；储层特征；产能预测

1 研究区储层特征

柳林煤层气试验区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带离石鼻状构造上（图1a），地理位置位于山西省柳林县境内，面积16 km2.

区块内主采煤层为下二叠统山西组的3号、4号和5号煤层，以及上石炭统太原组的6号、8号、9号和10号煤层（图2）。8号煤层顶板主要为灰岩和泥灰岩，灰岩中的构造裂缝、溶蚀孔和溶洞造成8号煤层排采过程中水量太大，煤层气井降压困难。目前柳林地区对8号、9号和10号煤层的排采较少，已排采井的排采效果普遍不好，排采初期产气量的波动很大。因此本次数值模拟考虑的主采煤层为3号、4号和5号煤层。

（1）煤层分布研究区3号煤层赋存于下二叠统山西组中下部，距2号煤层1.01~16.55 m，平均间距6.74 m，煤层平均厚1.01 m；4号煤层距3号煤层0.75~ 20.30 m，平均间距9.35 m，煤层平均厚2.81 m；5号煤层赋存于山西组底部，距4号煤层1.78~9.72 m，平均间距5.50 m，煤层平均厚2.70 m，埋深200~1 050 m.

（2）顶底板岩性前人研究表明，煤层顶底板含水对煤层气压裂增产不利[1-2]。研究区3号煤层、4号煤层顶底板均为泥岩或砂质泥岩；5号煤层底板多为砂质泥岩、泥岩或细—粗粒砂岩。各煤层的顶底板都是致密的泥岩、砂质泥岩、砂岩类，封闭性能好，有利于煤层气的保存。

（3）煤体结构与裂隙研究区煤多为焦煤、瘦煤等中等变质程度的煤，根据部分煤层气井取心数据分析，区内3+4号和5号煤层煤体结构主要为碎裂结构，其次为原生结构和碎粒结构，对煤层气开发比较有利。研究区鼻状构造发育2组正交裂隙，分别平行于地层的走向和倾向，为煤层气储存提供了部分空间，并为其产出、运移提供了有效通道[3]。根据对部分煤层气井的煤心观测发现，研究区煤中割理及裂隙较发育，连通性较好，裂隙大多未被矿物充填。面割理走向近东西向，端割理与之斜交。平面上两组割理的展布以菱形网格状为主，不规则网状次之，孤立状少见。

图1 柳林地区地理位置（a）和井位分布（b）

图2 柳林地区地层综合柱状图（引自文献［2］，有改动）

（4）储层压力前人研究表明，合理的储层压力对渗透率有着明显的影响[4-6]；煤层气藏为典型的应力敏感性气藏，随着煤层气的开采，储层孔隙压力降低，渗透率大幅度降低，引起产量下降[7]。因此，产能数值模拟时必须结合储层压力动态变化，制定合理的生产制度，调整产能预测参数。研究区3+4号煤层储层压力梯度为4.57×10-3~11.20×10-3MPa/m，平均8.34×10-3MPa/m；5号煤层储层压力梯度为6.04×10-3~11.10×10-3MPa/m，平均8.52×10-3MPa/m.各煤层储层压力梯度平均8.35× 10-3MPa/m；属于欠压-正常地层（表1）。

（5）储层温度经测试，研究区煤层储层温度主要为20~35℃，地温梯度3~6℃/hm，略高于正常地温梯度。

（6）孔渗性通过煤层气参数井、生产实验井测定煤的真密度与视密度，得到煤的孔隙度为2.0%.区块内多口煤层气井对3+4号和5号煤层进行了注入/压降试井。测试结果显示，3+4号煤层渗透率为0.02~ 3.44 mD，5号煤层渗透率为0.02~16.4 mD.研究区煤层的渗透率相对较高，西部煤层渗透率相对较低，北部与南部的东中地区渗透率较高（表1，图1b）。

（7）吸附与解吸等温吸附测试结果显示，煤的Langmuir体积为17.08~22.45 m3/t；Langmuir压力为1.41~3.52 MPa，平均2.11 MPa；研究区内煤层吸附能力中等。3+4号煤层的临界解吸压力1.01~2.57 MPa，平均1.67 MPa；5号煤层临界解吸压力1.76~1.97 MPa，平均1.87MPa.3+4号煤层的临储比（临界解吸压力与储层压力之比）为0.20~0.88，平均0.48；5号煤层的临储比平均0.43；临储比以3+4号煤层最高，其次是5号煤层。因此，煤层有较高的临储比，解吸率高，吸附时间较短，具有比较好的产气能力和气体可采性。

图3 柳林地区L8井实际产量与拟合产量曲线

表1 煤层注入/压降试井测定结果

（8）含气量与含气饱和度根据实测的储层压力、含气量和等温吸附数据计算,柳林地区3+4号煤层含气饱和度为47.94%~94.47%，平均67.41%（表2）；5号煤层含气饱和度为72.72%~90.62%，平均81.67%.柳林地区含气量中等，具有获得煤层气高产的潜力。

2 历史拟合

本次数值模拟使用COMET 3软件，选择双孔单渗单组分模型。在调整参数过程中，煤层厚度、煤层标高和煤层埋深为确定性参数；历史拟合时，各目标煤层均采用实际数据。而含气量、Langmuir体积、Langmuir压力等参数通常可做适当调整，但幅度通常不大；煤层渗透率、裂隙孔隙度、相对渗透率等参数是可调整的，允许调整的幅度较大[8]。本次历史拟合初始参数取值基于研究区前期的煤田勘探资料和煤层气勘探测试资料，根据已有的排采数据，并通过不断地调整相关参数，对煤层气井的产气量和产水量进行历史拟合，使模拟预测结果尽可能与实际产量相一致。

表2 柳林区块煤层含气饱和度计算结果

对排采3号、4号、5号煤层的L8井进行历史拟合（图3，表3），校正由于测试带来的储层参数误差。从图3可以看出，拟合产水量与实际产水量基本一致，拟合产气量与实际产气量也基本一致。说明拟合参数与实际储层一致，建立的储层模型具有较高的可信度，可以用来进行产能预测。

表3 柳林地区L8井历史拟合参数

3 产能预测

根据裂隙发育方向，柳林地区采用东北向350 m，北西向300 m的井网[2-3]。煤层气储层经过压裂后，排水降压效果明显[9]。根据柳林煤层气储层敏感性评价实验的研究，初期采取2 m3/d的排采速度，在储层改造和保护方面效果最好[10]。

用历史拟合参数（表3）进行数值模拟，得到日产气量和累计产气量曲线（图4）和15年产气量预测（表4）。

图4 日产气量与累计产气量模拟

表4 3+4+5号煤层15年产气量预测

柳林地区3号、4号和5号煤层直井单井排采15年累计产气量预测可达459.05×104m3，采收率可达56.12%.可见，柳林地区煤层气资源具有商业开采价值。

4 结论

（1）柳林地区山西组的主要煤储层3号、4号和5号煤层多为焦煤、瘦煤等中等变质程度的煤，煤体结构大多为原生结构。煤层的渗透率相对较高。煤层属于欠压-正常地层。煤储层温度介于20~35℃，地温梯度3~6℃/hm，比正常地温梯度略微偏高。柳林地区煤层含气饱和度为47.94%~94.47%，平均61.20%，属于欠饱和状态。煤层吸附能力中等。

（2）采用300 m×350 m的矩形井网，利用COM⁃ET3数值模拟软件对柳林地区煤层气产能进行了预测。3号、4号和5号煤层直井单井排采15年累计产气量预测可达459.05×104m3，采收率可达56.12%.柳林地区煤层气资源具有良好的商业开发价值。

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CBM Reservoir Characteristics and Productivity Prediction in Liulin Area，Ordos Basin

JIAN Xiaofei1，TANG Shuheng1，LIU Renhe2，ZHAO Gang3，SUN Pengjie4，LIN Wen2，JIA Lingxiao1
(1.ChinaUniversity of Geosciences，Beijing100083，China；2.LangfangBranch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang，Hebei 065007，China;3.ChinaUnited Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing100011，China; 4.BeijingDadi Gaoke CBM Engineeringand Technological Research Institute，Beijing100073，China)

This paper analyzes the coal seam distribution，fracture development characteristics，roof⁃floor lithology，permeability，reservoir pressure，reservoir temperature，gas saturation，adsorption characteristics in Liulin area of Ordos basin.According to these parameters，this paper establishes the reservoir model.Integrated with the production performance，the reservoir model is adjusted after history matching by COMET⁃3.Finally，production prediction of Well L8 indicates that the CBM cumulative production will be 459.05×104m3and the recovery factor will be 56.12%in 15 years.The paper comes to a conclusion that the reservoir is favorable for CBM development，and CBM in Liulin areahas high value for commercial development.

Ordos basin;Liulin area;coalbed methane(CBM);reservoir characteristic;productivity prediction

TE122.2

A

1001-3873（2015）03-0326-04

10.7657/XJPG20150315

2014-12-08

2015-02-03

国家科技重大专项（2011ZX05018-002；2011ZX05034-003）

菅笑飞（1991-），男，河南安阳人，硕士研究生，非常规天然气地质，（Tel）15210962528（E-mail）872411052@qq.com.