基于现代产量递减分析的延川南煤层气田剩余气分布数值模拟研究

肖 翠，王 伟，李 鑫，杨小龙

（1.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210019；2.中国石油长庆油田公司第二采气厂，陕西榆林719000）

我国埋深1 000～2 000 m的煤层气地质资源量为18.71×1012m3[1]，资源潜力大。延川南煤层气田主力煤层山西组2号煤平均埋深1 280 m，是目前国内投入商业开发中最深的煤层气田。煤储层非均质性强，地质特征差异大，导致单井产量差异明显，地质储量动用程度不均衡。通过开展煤层气田剩余气分布规律研究，可进一步提高煤层气资源动用，为气田后续开发调整部署及措施挖潜提供依据。

从现有的文献报道来看，目前国内深层煤层气的研究主要侧重于地质评价[2-5]、排采及压裂工程工艺技术等方面[6-8]，而针对煤层气剩余气分布的研究几乎为空白。前期国内针对剩余气分布规律的研究主要为常规气藏，姬江、郭奇[9-10]等研究表明定量描述剩余气较为准确的方法主要为动态分析法以及数值模拟法。由于煤层气是以吸附气为主的非常规气藏，由裂缝和基质组成双重孔隙系统，与常规天然气开发有较大差别。为确保结果的可靠性，本次研究综合考虑了煤层气的吸附解吸特征以及煤储层的基质收缩效应，以延川南煤层气田2013—2020年的排采成果为依据，采用修正后的现代产量递减分析法与煤层气数值模拟法开展研究，定量描述煤储层剩余气储量，系统完善地描述井网剩余气的分布规律，指导气田剩余气的挖潜工作，有利于保障气田的长期稳产，实现煤层气效益开发。

1 研究区概况

延川南煤层气田构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘、晋西挠褶带、渭北隆起和陕北斜坡过渡地区，整体为一西倾单斜。中部西掌断裂带将气田一分为二，东部为谭坪构造带，西部为万宝山构造带（图1）。研究区位于延川南煤层气田万宝山构造带，2号煤层厚度稳定（4.5～5.5 m），含气量高（＞12 m3/t），保存条件好，矿化度高（＞10 000 mg/L），属于滞留区，煤层埋藏深（1 000～1 300 m），储层渗透率为（0.01～1）×10-3μm2。其中，西北部由于煤层埋藏更深（1 200～1 300 m），应力高（停泵压力＞30 MPa，砂堵、加砂困难），储层渗透率＜0.1×10-3μm2，开发难度大。研究区生产井355口，平面上单井产气量差异大（0～6 000 m3/d），累产气量为（4～867）×104m3（图2），储量动用表现出明显的不均衡，整体呈东南部高西北部低的特征。通过研究剩余气分布规律，可以更好地指导挖潜工作。

图1 延川南煤层气田2号煤层顶面构造图Fig.1 Top structure of No.2 coal seam in south Yanchuan coalbed gas field

图2 研究区累产气量等值线图Fig.2 Contour map of accumulated gas production in study area

2 研究方法

2.1 动态分析法

现代产量递减分析法是近期发展起来的单井动态分析新方法。该方法利用日产气量和井底流压等常规生产数据，通过特征曲线图版拟合，可定量描述有效半缝长、渗透率、泄流面积、泄流半径等关键参数。目前现代产量递减分析方法主要有Fetkovich，

Agarwal-Gardner（A-G），Blasingame，Transient，Nor⁃malized Pressure Integral（NPI）等[11-15]。其中A-G，Blasingame，Transient 以及NPI 等方法考虑了变压变产生产方式以及气体PVT随压力变化的影响[16-18]，适用于煤层气井变产变压的生产方式。为了拟合结果的可靠性，本次研究对常规图版进行了修正。

引用CLARKSON等人对常规图版中物质平衡拟时间进行修正的研究成果[19]并考虑煤层气的吸附解吸特征。物质平衡拟时间为：

其中，煤层综合压缩系数的计算考虑了煤层气的吸附解吸特征：

式中：tca为物质平衡拟时间；ug为平均地层压力下的气体黏度，mPa·s；ct为平均地层压力下的煤层综合压缩系数，MPa-1；q为气井产量，m3/d；cg为煤层气气体压缩系数，MPa-1；Sg为含气饱和度，%；cf为裂缝系统孔隙压缩系数，MPa-1；cd为考虑瞬时解吸压缩系数，MPa-1；Bg为气体体积系数；VL为兰氏体积，m3/t；pL为兰氏压力，MPa；φ为孔隙度，%；p为煤层气藏地层压力，MPa。

采用Palmer-Mansoori模型，考虑基质收缩效应对储层渗透率的影响[20]:

其中：

式中：k为煤层渗透率，10-3μm2；k0为煤层初始渗透率，10-3μm2；φ0为初始孔隙度，%；εL为兰氏体积应变常数；K为体积模量，MPa；M为轴向模量，MPa；b为吸附常数，MPa-1；p0为初始气藏压力，MPa；f为小数，0～1；β为基质压缩系数，MPa-1；E为杨氏模量，MPa；ν为泊松比。

利用修正后的模型可以求取储层渗透率、有效半缝长、泄流半径、泄流面积等关键参数，判别流态，定量描述储渗特征，判断煤层气井是否实现面积降压，有效指导剩余气挖潜。

2.2 数值模拟法

数值模拟技术是研究剩余气分布的有效手段[21]，能够系统表征开发过程中气藏动态特征的变化。本次研究使用CMG数值模拟软件GEM模块，以地质静态参数为基础，建立煤层气“考虑双重介质+煤层气吸附解吸+基质-裂缝间扩散作用+煤储层基质收缩效应”的数值模型，进行开发动态历史拟合，定量描述气田不同时期的剩余气地层压力以及剩余地质储量。本次研究所用的储层参数见表1。

表1 研究区储层参数取值Table1 Reservoir parameters in study area

3 剩余气分布规律

采 用Agarwal-Gardner，Blasingame，NPI，Tran⁃sient 等4种现代产量递减分析法特征曲线图版对生产动态进行分析，判别流态，求取储层渗透率、有效半缝长以及泄流面积等关键参数。根据Agarwal-Gardner 特征曲线图版判别研究区生产井已进入边界流动阶段（图3）。区内7口探井拟合渗透率与试井渗透率基本相当，证明拟合结果可靠性强（图4）。综合4种方法拟合表明研究区储层渗透率为（0.01～1）×10-3μm2，有效半缝长为30～90 m，泄流面积为（1～42）×104m2，平均为3.5×104m2，泄流半径为26～366 m，平均为98 m。其中，西北部储层渗透率低，平均为0.06×10-3μm2，有效半缝长为30～50 m，平均为41 m，泄流面积为（1～15）×104m2，平均为2.5×104m2，泄流半径为58～219 m，平均为78 m；东南部储层渗透率平均为0.35×10-3μm2，有效半缝长为40～90 m，平均为68 m，泄流面积为（2～42）×104m2，平均为6.3×104m2，泄流半径为76～365 m，平均为141 m。这表明在300 m×350 m的矩形井网下，西北部储层渗透率低，压裂改造困难，远端煤层未有效降压，煤层气井之间未形成井间干扰、面积降压效果，井间未动用储量较大，东南部开始形成面积降压，储量动用程度较高（图5），典型井拟合结果见表2。

图3 典型井流态识别Fig.3 Flow state identification of typical wells

图4 试井渗透率与特征曲线拟合对比Fig.4 Matching comparison of well test permeability and characteristic curve

图5 研究区泄流面积Fig.5 Drainage area of study area

应用煤层气数值模拟技术，建立数值模拟模型，评价储量动用情况。本次模拟节选了研究区西北部的部分区域开展模拟研究，模拟区域面积为2.8 km2，井数30口。首先结合地质研究建立研究区构造模型，网格平面尺寸为75 m×75 m×2 m，网格步长为25 m×25 m×2.5 m，网格总数为11 250个。研究区构造简单，无断层发育，目的层仅为单一的2号煤层，构造模型即为层面模型（图6）。渗透率模型的建立引入了Palmer-Mansoori模型，考虑煤岩基质收缩对渗透率的影响（图7）。目前渗透率较投产初期有所下降。

通过数值模拟地层压力分布，高压区反映储量动用不充分，低压区则反映储量已被动用（图8）。地层压力整体上东低西高，反映东部动用程度高。根据模拟结果，最终得到整体剩余储量分布（图9），剩余气地质储量为2.53×108m3，采出程度仅为4.2%，整体上东低西高，表明西部剩余气富集，目前井网条件下采出程度较低，剩余可采储量大。

表2 典型井特征曲线拟合结果Table2 Result of typical well by A-PDA

图6 研究区层面模型Fig.6 Level model of study area

4 开发潜力分析

剩余气分布规律是研究开发潜力的基础[22]。通过现代产量递减分析法及数值模拟结果分析，影响研究区剩余储量分布的原因主要有两点：一是储层平面非均质性强，平面上渗透率差异较大，西北部储层平均渗透率为0.06×10-3μm2，压裂改造困难，有效半缝长仅为30～50 m，平均泄流半径为78 m，未达到井间干扰，东南部渗透率相对较高，平均为0.35×10-3μm2，压裂改造有效半缝长为40～90 m，平均泄流半径为141 m，开始形成面积降压效果；二是开发井网不完善，主要受地面复杂限制，存在井网空白区。

根据剩余气影响因素的分析，结合剩余气储量分布情况，研究区剩余气储量主要有两种分布形式：一类是井间，为井控未动型，这类剩余气资源井网虽完善，但由于泄压面积小，井间资源未波及，主要分布在研究区西北部，剩余气资源达13.5×108m3；另一类为井网不完善地区，井间资源未动用，主要分布在研究区中部的井网空白条带区，剩余气资源4.5×108m3。

图7 研究区渗透率变化Fig.7 Permeability change of study area

图8 研究区地层压力分布Fig.8 Distribution of formation pressure in study area

图9 研究区剩余地质储量分布Fig.9 Distribution of remaining geological reserves in study area

针对井控未动型剩余气资源，通过加密井网或压裂增效，可进一步提高资源动用程度。建立数值模拟模型，模拟区域原井距为300 m×350 m 矩形井网，目前采出程度为4.2%，矩形井网中部加密20口井后，井距由350 m 加密到230 m，新井累计增产0.29×108m3。加密前该井组预测继续生产15 a 后采出程度为26%，加密后预测15 a 后采出程度为35.6%，提高了9.6%，面积降压更加明显（图10），证实局部加密可进一步提高气藏的采收率。此外，由于井控未动型剩余气资源主要位于低渗区（渗透率＜0.1×10-3μm2），采用常规的水力加砂压裂改造困难（停泵压力＞30 MPa，砂堵、加砂困难），需要进一步加大压裂改造规模。氮气泡沫体系具有滤失小易造长缝，粘度高携砂能力强，密度低促返排的优点，可采用氮气泡沫重复压裂措施实施增产。

针对井网不完善型剩余气资源，可“插针”部署调整井，通过完善井网促进气井耦合降压。

5 结论

1）综合考虑煤层气吸附解吸和煤储层基质收缩效应，采用修正后的现代产量递减分析法以及煤层气数值模拟技术，适用于以吸附解吸为代表的煤层气藏。

2）现代产量递减分析法特征曲线图版显示研究区泄流面积为（1～42）×104m2，平均为3.5×104m2。泄流半径为26～366 m，平均为98 m，其中西北部渗透率低，平均为0.06×10-3μm2，平均有效半缝长为41 m，平均泄流半径为78 m，东南部平均渗透率为0.35×10-3μm2，平均有效半缝长为68 m，平均泄流半径为141 m。这表明在300 m×350 m的矩形井网下，西北部远端煤层未有效降压，煤层气井之间未形成井间干扰、面积降压效果，井间未动用储量较大，东南部开始形成面积降压，储量动用程度较高。数值模拟技术进一步定量描述了剩余储量分布，为气田下一步挖潜提供了较好的指导作用。

3）研究区剩余气类型主要为井控未动型及井网不完善型。井控未动型剩余气资源可采用加密井网或氮气泡沫重复压裂增效提高资源动用程度，数模论证加密后采出程度可提高9.6%；井网不完善型可“插针”部署调整井，完善井网促进耦合降压。

图10 研究区加密前后地层压力变化Fig.10 Formation pressure change before and after infilling in study area