定產(chǎn)定壓條件下疊置含氣系統(tǒng)煤層氣合采試驗研究

許 江，李奇賢，彭守建，韓恩德，周 斌，高曉明

(1.重慶大學(xué) 煤礦災(zāi)害動力學(xué)與控制國家重點實驗室，重慶 400044; 2.重慶大學(xué) 復(fù)雜煤氣層瓦斯抽采國家地方聯(lián)合工程實驗室，重慶 400044; 3.西安科技大學(xué) 安全科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710054; 4.馬來亞大學(xué) 工程學(xué)院，吉隆坡 50603)

煤層氣是一種高效清潔綠色能源，熱值約為標(biāo)準(zhǔn)煤的2～5倍[1-3]。目前，中國能源結(jié)構(gòu)主要面臨著煤炭能源占比過高，天然氣等清潔能源占比偏低的問題。《能源生產(chǎn)和消費革命(2016—2030)》報告中明確我國能源戰(zhàn)略性轉(zhuǎn)型將以綠色低碳為方向，在2030年天然氣占能源消費總量比重達(dá)到15%，且新增能源需求主要依靠清潔能源[4]。因此，加快煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展是我國優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)和低碳經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要之路。

黔西—滇東地區(qū)是繼沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣之后又一煤層氣勘探開發(fā)熱點區(qū)域[5]，煤層氣資源極富開發(fā)潛力，地質(zhì)資源儲量為3.12×1012m3[6]。國家能源局在《煤層氣勘探開發(fā)行動計劃》[7]和《煤層氣(煤礦瓦斯)開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》[8]提出在黔西—滇東地區(qū)建設(shè)一批煤層氣開發(fā)利用示范工程與產(chǎn)業(yè)化基地，但該地區(qū)上二疊統(tǒng)煤層氣地質(zhì)賦存條件呈現(xiàn)煤層多且相對較薄、各類巖性在垂向上頻繁交替、整體含氣量與豐度較高，其頻繁交互的海陸相煤系沉積在垂向上往往形成多套疊置的含煤層氣系統(tǒng)[9-10]。該類煤層群賦存氣藏在煤層氣合采過程中極易因儲層參數(shù)及流體壓力系統(tǒng)等差異性引起層間干擾，致使產(chǎn)氣效果不理想，甚至低于單層產(chǎn)氣量[11]。

國內(nèi)外學(xué)者針對多壓力系統(tǒng)合采問題展開了研究。杜?，嶽12]、巢海燕[13]、黃華州[14]和李國彪[15]等通過現(xiàn)場合采案例發(fā)現(xiàn)多層合采條件下存在層間干擾現(xiàn)象;SEIDLE[16]認(rèn)為多系統(tǒng)合采可能性依賴于不同流體壓力系統(tǒng)之間的匹配關(guān)系，不同流體壓力系統(tǒng)能量差異過大會導(dǎo)致相互干擾;孟艷軍等[17]就煤層氣合采提出了層間矛盾的概念，并認(rèn)為儲層壓力為煤層能量的具體表現(xiàn)形式之一，而壓力系統(tǒng)不協(xié)調(diào)是產(chǎn)生層間矛盾的根本原因;傅雪海等[18]發(fā)現(xiàn)當(dāng)各個系統(tǒng)壓力存在差異時，可通過先排采產(chǎn)氣壓力高的含氣系統(tǒng)來降低系統(tǒng)間的相互干擾現(xiàn)象;熊燕莉等[19]認(rèn)為早期高壓層氣體通過井筒向低壓層倒灌會隨控制區(qū)域的層間壓力達(dá)到平衡而消失;秦勇等[10,20]認(rèn)為在不同含氣系統(tǒng)之間流體能量差異顯著則會致使高能勢含氣系統(tǒng)內(nèi)流體屏蔽低能勢含氣系統(tǒng)內(nèi)的流體向井眼流動。

上述研究受限于現(xiàn)場條件限制，因合采而導(dǎo)致的現(xiàn)象并不能被真實觀測到，而物理模擬試驗是實驗室內(nèi)還原多層合采開發(fā)過程最直觀的手段，可用于探究儲層物性參數(shù)和產(chǎn)氣動態(tài)演化過程。國內(nèi)外學(xué)者通過改變開發(fā)方式而構(gòu)建的多層合采試驗設(shè)備的統(tǒng)計結(jié)果。胡勇等[21]、王文舉等[22]通過定產(chǎn)合采模擬研究了不同定產(chǎn)條件下雙層合采產(chǎn)氣特征，發(fā)現(xiàn)不同壓力層合采會出現(xiàn)層間干擾，而定產(chǎn)值是決定倒灌量的重要因素，定產(chǎn)值越小，倒灌量越大;閆長輝等[23]同樣通過雙層定產(chǎn)合采試驗發(fā)現(xiàn)層間壓差和物性差異時造成層間干擾的主要因素;馮毅等[24]、WANG Ziwei等[25]通過定壓雙層合采試驗研究了合采兼容性問題，認(rèn)為層間干擾程度會隨滲透率差和儲層壓差增加而增大，且應(yīng)控制井口定壓最低值來指導(dǎo)合采工藝;朱華銀等[26]和WANG Lu等[27]將合采層數(shù)擴增至3層和4層，依次探討了定產(chǎn)和定壓合采條件下層間干擾對生產(chǎn)動態(tài)的影響。

上述研究成果通過改變合采方式得到儲層壓差、儲層物性和定產(chǎn)差異性對合采產(chǎn)氣動態(tài)的影響。然而上述多層合采試驗設(shè)備主要是依托小尺度試件構(gòu)建的，其本身在設(shè)計方面存在一些局限性，比如尺寸較小、儲層物性參數(shù)監(jiān)測手段少，應(yīng)力加載方式單一等，導(dǎo)致只能定性地分析產(chǎn)量特征。例如小尺度多層合采并聯(lián)試驗裝置因試件和管路尺寸較小導(dǎo)致多路氣體合流而產(chǎn)生倒灌等現(xiàn)象并不能真實反映層間擾動，從而使得利用上述多層合采試驗設(shè)備得出的試驗結(jié)果對認(rèn)識多層合采局限性較大。因此，筆者擬采用大尺度型煤多層合采流體動態(tài)物理模擬試驗方法開展不同合采模式下多壓力系統(tǒng)煤層氣合采生產(chǎn)特征演化物理模擬試驗研究，以探究儲層內(nèi)部流體運移特性和儲層動態(tài)響應(yīng)特征，并系統(tǒng)分析不同合采模式下疊置含氣系統(tǒng)煤層氣合采全過程中的產(chǎn)氣、壓力和流體流動規(guī)律，以及合采流體的擾動機制。

1 試驗裝置及方法

1.1 試驗裝置

試驗所用的多場耦合疊置含氣系統(tǒng)煤層氣開采物理模擬試驗系統(tǒng)如圖1所示，設(shè)備主要由真三軸動力加載單元、煤儲層模擬單元、煤層氣開采單元、獨立注氣單元、試驗控制與數(shù)據(jù)采集單元和冷壓成型及就位單元等部分組成[28-32]原理如圖2所示。該試驗系統(tǒng)可實時采集疊置含氣系統(tǒng)煤層氣合采全過程中煤儲層內(nèi)部各物理場參數(shù)、煤層氣井產(chǎn)氣量與壓力以及煤儲層內(nèi)部流體運移過程等數(shù)據(jù)。

圖1 多場耦合疊置含氣系統(tǒng)煤層氣開采物理模擬試驗系統(tǒng)Fig.1 Multi-field coupling testing system for CBM exploitation in superimposed gas-bearing system

圖2 疊置含氣系統(tǒng)煤層氣開采物理模擬試驗原理[32]Fig.2 Schematic diagram of CBM exploitation in superimposed gas-bearing system[32]

為模擬疊置含氣系統(tǒng)煤層氣合采，這里采用了井筒模擬器、煤儲層模擬器和多通道獨立管路系統(tǒng)等，以實現(xiàn)對疊置含氣系統(tǒng)煤層氣的常規(guī)合采、定壓合采和定產(chǎn)合采方式等物理模擬:

(1)井筒模擬器。井筒模擬器與煤儲層接觸的部分區(qū)域設(shè)置有抽采段，一個抽采段對應(yīng)一個煤儲層，在每個抽采段殼體壁表面上均設(shè)置8條徑向和螺旋導(dǎo)氣槽，其為寬2.0 mm，深1.7 mm，角度為60°的三角形槽，導(dǎo)氣槽彼此連通，且通過3個2.0 mm的導(dǎo)氣孔與抽采內(nèi)管連通，抽采段寬度為80.0 mm，以保證煤儲層內(nèi)流體能夠順利通過抽采段導(dǎo)氣槽匯集到導(dǎo)氣孔再進(jìn)入井筒內(nèi)部，如圖3所示。

圖3 井筒模擬器結(jié)構(gòu)Fig.3 Structural diagram of well simulator

(2)煤儲層模擬器。在煤儲層模擬器內(nèi)部設(shè)置4套獨立煤儲層，單一煤儲層尺寸為212 mm×380 mm×390 mm。相鄰煤儲層之間、煤儲層模擬器四壁與煤儲層之間均設(shè)置隔水阻氣層，從而構(gòu)建擁有4套不同壓力系統(tǒng)的疊置含氣系統(tǒng)，煤儲層和隔水阻氣層在煤儲層模擬器內(nèi)的空間布置關(guān)系如圖4所示。為便于獲取煤儲層內(nèi)各個測點儲層壓力和繪制煤層氣流場圖，在各個煤儲層內(nèi)中心位置均布置了9個儲層壓力傳感器，傳感器測點布置方式如圖5(a)所示。壓力傳感器選用熱電阻式，最大量程為6.0 MPa，精度為0.5%，安裝在煤儲層模擬器側(cè)壁上傳感器通道，并通過PU管將測點和傳感器連通，PU管具有耐壓、耐磨、耐用性強和阻力系數(shù)小等特征，如圖5(b)所示。儲層壓力傳感器與數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)連接，可對試驗過程中儲層壓力的實時監(jiān)測、顯示及采集，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)界面如圖6所示。

圖4 煤儲層與隔水阻氣層在煤儲層模擬器內(nèi)空間布置Fig.4 Spatial layout of coal reservoirs and impermeable gas barriers in coal reservoir simulator

圖5 傳感器布置方式Fig.5 Schematic diagram of sensor layout

圖6 數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)界面Fig.6 Data acquisition system interface

(3)多通道獨立管路系統(tǒng)。鑒于物理模擬試驗系統(tǒng)設(shè)計了4層獨立煤儲層，為此，多通道獨立管路系統(tǒng)也相應(yīng)地考慮了4個開采支路及1個開采總路，如圖7所示。不同合采模式的實現(xiàn)主要是通過調(diào)整開采支路和開采總路上的相應(yīng)設(shè)備實施控制，其中，常規(guī)合采和定壓合采模式是基于井筒最大輸出壓力所設(shè)定，常規(guī)合采模式通過調(diào)整開采總路上的調(diào)壓閥設(shè)定使煤層氣合采不產(chǎn)生層間干擾現(xiàn)象，井筒輸出壓力為0.30 MPa，定壓合采模式同樣通過調(diào)整開采支路及開采總路上的調(diào)壓閥控制，井筒輸出壓力為0.15 MPa，而定產(chǎn)合采模式則是基于井筒輸出最大流量所設(shè)定的，通過調(diào)整開采支路及開采總路上的氣體質(zhì)量流量控制閥控制，井筒輸出流量為15 L/min。

圖7 多通道獨立管路系統(tǒng)Fig.7 Multi channel independent pipeline system

不同壓力系統(tǒng)下產(chǎn)出水形成的倒灌對低壓煤儲層產(chǎn)氣的抑制作用是不可忽略的，但受限于氣體質(zhì)量流量控制器只能針對干燥氣體進(jìn)行監(jiān)測，含有水分等雜質(zhì)的氣體通過氣體質(zhì)量流量控制器會對其測量精度造成損害。因此，需在氣體質(zhì)量流量控制器的進(jìn)氣口端安裝氣液分離器，額定處理能力為3.6 m3/min，具體如圖8所示。在不安裝氣液分離器的情況下，出氣口會有氣液兩相的流體呈噴霧狀產(chǎn)生。本文中的產(chǎn)出的水分與現(xiàn)場排水存在差異性，基于試驗條件，忽略水在不同含氣系統(tǒng)的中作用。

圖8 氣液分離器示意Fig.8 Schematic diagram of gas liquid separator

1.2 試驗步驟及方案

排采管控是重要的煤層氣開發(fā)措施，直接影響氣井產(chǎn)氣效果[33]。定產(chǎn)的本質(zhì)是控制煤層氣產(chǎn)氣量，從而確保煤層氣的穩(wěn)定持續(xù)產(chǎn)出，且一般應(yīng)用于煤層氣井達(dá)到產(chǎn)氣量高峰階段，而定壓的本質(zhì)則是通過控制定壓值大小來有效地保障近井地帶流體合理的流動速率，且一般應(yīng)用于煤層氣開采初期階段。定壓和定產(chǎn)2者在控制手段上存在差異，進(jìn)而導(dǎo)致不同合采模式下多壓力系統(tǒng)煤層氣生產(chǎn)動態(tài)特征方面形成差異。因此，本試驗設(shè)計了常規(guī)合采、定壓合采和定產(chǎn)合采3種模式，即僅改變井筒出口限定條件，并保證地應(yīng)力和初始儲層壓力等設(shè)定條件相同。

(1)試驗步驟主要包含試件材料選取、試件制作和煤層氣開采環(huán)節(jié)3部分組成。

① 試件材料選取:試件材料由煤儲層材料、隔水阻氣層材料和膠結(jié)劑材料3部分組成。煤儲層材料選取煤，隔水阻氣層材料選取封隔性強的黏土。膠結(jié)劑為聚醋酸乙烯酯乳液膠粘劑和石膏粉，其中聚醋酸乙烯酯乳液膠粘劑用于增強試件塑形，石膏粉可增強試件強度。煤和黏土經(jīng)過除雜、破碎和篩分后分別得到0.250～0.425，0.180～0.250，0.150～0.180,0～0.150 mm四種粒徑和0～0.425 mm一種粒徑，煤樣工業(yè)分析見表1，型煤孔、裂隙結(jié)構(gòu)特征如圖9所示。

表1 煤樣工業(yè)分析結(jié)果Table 1 Proximate analysis of coal samples

圖9 1 000倍下型煤試件孔隙與裂隙結(jié)構(gòu)Fig.9 Pore and fracture structure of briquette specimen under 1 000 times

② 煤儲層試件制作:型煤冷壓成型工藝是較常用的一種坯體成型方法，即將加定量膠結(jié)劑的煤粉攪拌均勻裝入模具內(nèi)，在壓力機的作用下形成一定形狀的人工塊煤。首先將照粒徑分類的煤粉和黏土粉分別放進(jìn)干燥箱內(nèi)干燥處理;干燥后，對不同粒徑煤粉(黏土粉)稱重，將不同粒徑的煤粉(黏土粉)放入攪拌機混合，并依據(jù)配比方案[29,32]加入預(yù)定分量的膠結(jié)劑和水分;將攪拌均勻的相似材料分批加入煤儲層模擬器內(nèi)，并埋設(shè)井筒模擬器和傳感器，通過控制5 000 kN壓力機進(jìn)行成型作業(yè)，成型壓力10.0 MPa荷載，保壓時間為1.0 h，具體流程關(guān)系如圖10所示，成型效果如圖11所示。

圖10 大尺度試件制作流程Fig.10 Production flow for large-scale specimen

圖11 大尺度試件實拍Fig.11 Photograph for large-scale specimen

③ 煤層氣開采環(huán)節(jié):連接好相關(guān)設(shè)備和相應(yīng)管路等，并完成系統(tǒng)運行狀態(tài)調(diào)試與檢測、設(shè)備氣密性檢測和傳感器標(biāo)定等工作;啟動獨立注氣單元，完成抽真空作業(yè)后，依據(jù)試驗方案并以0.25 MPa為梯度進(jìn)行階梯式充氣，直至達(dá)到吸附平衡狀態(tài)[34-35]。需要說明的是，由于試驗過程試件尺寸較大，氣體用量大，考慮安全因素，以安全性較高的CO2代替CH4;啟動應(yīng)力加載程序，以階梯式并按照試驗方案施加三向地應(yīng)力，地應(yīng)力加載位置與煤儲層對應(yīng)的空間關(guān)系詳如圖12所示。完成上述步驟后，關(guān)閉獨立注氣單元，調(diào)整多通道獨立管路系統(tǒng)中開采總路上的調(diào)壓閥和氣體質(zhì)量流量控制器，并重新開始記錄數(shù)據(jù)，最后打開總出口開始試驗。

圖12 地應(yīng)力加載空間位置Fig.12 Spatial location of geo-stress loading

(2)試驗方案。滇東黔西盆地的地應(yīng)力中的三向主應(yīng)力和初始初始儲層壓力均隨埋深的增加呈遞增的趨勢[36-37]，因此，各煤儲層地應(yīng)力和初始儲層壓力從上到下依次增加。經(jīng)計算，原型與模型的幾何比CL為2.31，容重比Cγ為1.04，由此得到地應(yīng)力相似比Cσ=CLCγ為2.4，由相似定理推導(dǎo)知，必須保證地應(yīng)力和初始儲層壓力相似CP比保持一致(Cσ=CP)。根據(jù)垂直地應(yīng)力[38]和初始儲層壓力經(jīng)驗[37]計算公式:

σv=γH

(1)

P=0.006 7H+0.222 8

(2)

其中，σv為煤層所受垂直地應(yīng)力，MPa;γ為上覆巖層平均容重，取27.00 kN/m3;H為煤層埋深，I號煤儲層取350 m;P為初始儲層壓力。經(jīng)計算，I號垂直地應(yīng)力和初始儲層壓力分別約為4.0，1.0 MPa。最小與最大水平主應(yīng)力之比a在大多數(shù)情況下為0.4～0.8，本文選擇0.6[39]。2個水平主應(yīng)力的平均值和垂向主應(yīng)力的比值為側(cè)壓系數(shù)k，一般為0.39～1.95[38]，本文選擇0.6。依據(jù)三向應(yīng)力關(guān)系，I號煤層最大和最小水平主應(yīng)力分別為3.0 MPa和1.6 MPa。滇東黔西地區(qū)初始儲層壓力和最大水平主應(yīng)力梯度[36-37]分別為0.67，2.32 MPa/hm，初始儲層壓力和地應(yīng)力梯度須滿足Cσ=CP關(guān)系，計算得到試驗條件下初始儲層壓力、最大和最小水平主應(yīng)力梯度分別0.3，1.0和0.6 MPa/hm。綜上，得到表2試驗方案。

表2 試驗方案Table 2 Experiment scheme

2 試驗結(jié)果

2.1 產(chǎn)氣動態(tài)演化規(guī)律

圖13(a)為常規(guī)合采模式下疊置含氣系統(tǒng)與煤儲層對應(yīng)的瞬時產(chǎn)氣量隨時間演化曲線。

由圖13(a)可知，疊置含氣系統(tǒng)與4個煤儲層瞬時產(chǎn)氣量曲線演化規(guī)律較為一致，均表現(xiàn)為在合采瞬間，瞬時產(chǎn)氣量迅速達(dá)到峰值并快速下降，呈現(xiàn)單峰類指數(shù)遞減規(guī)律。煤儲層瞬時產(chǎn)氣量大小關(guān)系整體上呈現(xiàn)IV號>III號>II號>I號，且I號～I(xiàn)V號煤儲層對應(yīng)的瞬時產(chǎn)氣量峰值依次為0.78,5.45,12.19和23.04 L/min。

圖13 不同合采模式下瞬時產(chǎn)氣演化規(guī)律對比Fig.13 Comparison of instantaneous gas production evolution under different CBM coproduction modes

圖13(b)為定壓合采模式下疊置含氣系統(tǒng)與煤儲層對應(yīng)的瞬時產(chǎn)氣量隨時間演化曲線?？芍?，定壓合采模式下疊置含氣系統(tǒng)瞬時產(chǎn)氣量曲線形態(tài)規(guī)律處于常規(guī)和定產(chǎn)合采模式之間，即并未出現(xiàn)明顯的單峰形態(tài)和穩(wěn)產(chǎn)期。I號～I(xiàn)II號煤儲層的瞬時產(chǎn)氣量曲線在合采初期均呈現(xiàn)逐漸增加的規(guī)律，但I(xiàn)號煤儲層瞬時產(chǎn)氣量曲線在開采瞬間呈現(xiàn)負(fù)值，其負(fù)值在t=2.1 min達(dá)到最大，為-1.3 L/min，而IV號煤儲層瞬時產(chǎn)氣量則呈現(xiàn)從峰值遞減的規(guī)律。

圖13(c)為定產(chǎn)合采模式下疊置含氣系統(tǒng)與煤儲層對應(yīng)的瞬時產(chǎn)氣量隨時間演化曲線。觀察可知，疊置含氣系統(tǒng)瞬時產(chǎn)氣量維持了41.7 min的15.0 L/min的恒定生產(chǎn)階段。因此，可將整個生產(chǎn)過程劃分為穩(wěn)產(chǎn)期和衰減期2個階段。這里值得注意的是，在穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)，I號煤儲層瞬時產(chǎn)氣量曲線由負(fù)值-10.4 L/min開始增加，并在t=6.2 min恢復(fù)為0 L/min，之后繼續(xù)增加;II號煤儲層瞬時產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)與I號煤儲層有類似的現(xiàn)象，即在穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)逐漸增加，但并未出現(xiàn)瞬時產(chǎn)氣量為負(fù)值的階段;III號和IV號煤儲層的瞬時產(chǎn)氣量則呈現(xiàn)隨時間減小的規(guī)律。

2.2 套壓動態(tài)演化規(guī)律

圖14為不同合采模式下套壓隨時間演化曲線。由圖14可知，3種合采模式的套壓均在合采初期迅速達(dá)到峰值，并隨時間而逐步衰減，定壓與定產(chǎn)合采模式的套壓峰值依次為1.02 MPa和1.14 MPa，均超過了I號煤儲層的初始儲層壓力(PI=1.0 MPa)，且大于PI值持續(xù)時間依次為3.1 min和7.5 min，而在常規(guī)合采模式下，套壓峰值僅為0.48 MPa，遠(yuǎn)低于PI值。

圖14 不同合采模式下套壓演化對比Fig.14 Comparison of casing pressure evolution under different CBM coproduction modes

2.3 儲層壓力動態(tài)演化規(guī)律

圖15為I號煤儲層的儲層壓降平面圖。通過觀察圖15(a)中3種合采模式下的壓降漏斗形態(tài)發(fā)現(xiàn)，在t=2 min，定壓和定產(chǎn)合采模式均出現(xiàn)了較強的壓力擾動，表現(xiàn)為異常的壓力上升現(xiàn)象，壓力上升幅度最大區(qū)域位于井筒中心。壓力擾動由井筒中心逐漸向遠(yuǎn)井地帶傳遞，即近井地帶擾動越強烈，壓力上升幅度越大，遠(yuǎn)井地帶擾動幅度變?nèi)?，壓力上升幅度較小。常規(guī)合采模式相較于上述定壓和定產(chǎn)兩種合采模式，其并未出現(xiàn)壓力擾動現(xiàn)象，這意味著對井筒出口施加限定條件，易使低壓煤儲層受到壓力擾動。值得注意的是，壓降漏斗隨著合采時間的延長，由生產(chǎn)初期的壓力反?，F(xiàn)象恢復(fù)為正常的壓降漏斗，而這種壓力“上升—下降”變化極易造成對近井地帶造成儲層傷害，形成“應(yīng)力激動破壞”[26]。

由圖15(b)知，在t=7 min，常規(guī)合采模式的儲層壓力下降較快，從井筒到遠(yuǎn)井地帶的壓降漏斗較陡，而對井口施加限定條件(定壓和定產(chǎn)合采模式)的儲層壓力下降慢，未形成明顯的壓降漏斗，近井地帶和遠(yuǎn)井地帶差異不大。因此，對井口施加限定條件的儲層壓降漏斗延展速率會明顯滯后，同時側(cè)面說明對井口施加限定條件會延緩低壓煤儲層內(nèi)流體流動速率。

通過觀察圖15(c),(d)的壓降漏斗形態(tài)可知，以t=180 min為例，3種合采模式的壓降漏斗延展范圍趨勢接近，即隨著合采時間的延長，井筒施加限定條件與常規(guī)合采模式壓降漏斗曲線的差異逐漸減小。這表明在長時間煤層氣合采后，不同合采模式的儲層壓力差異性減小，煤儲層內(nèi)流體也基本釋放完畢，壓力分布曲線趨于穩(wěn)定。

圖15 不同合采模式下I號煤儲層壓降漏斗形態(tài)對比Fig.15 Comparison of pressure drop funnel in No.I coal reservoir under different CBM coproduction modes

3 討 論

3.1 合采產(chǎn)氣特征

圖16為3種合采模式下各煤儲層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率量演化曲線。

由圖16(a)可知，在常規(guī)合采模式下，4個煤儲層產(chǎn)能產(chǎn)能貢獻(xiàn)大小關(guān)系整體上呈現(xiàn)IV號>III號>II號>I號，產(chǎn)能貢獻(xiàn)率最終穩(wěn)定值依次為17.3%，20.2%，27.6%和34.8%。表明在常規(guī)合采模式下，煤儲層的產(chǎn)氣能力大小和其自身初始儲層壓力大小正相關(guān)，各個煤儲層產(chǎn)氣分配較為均衡，且不存在相互干擾現(xiàn)象。

由圖16(b)可知，在定壓合采模式下，相較于常規(guī)合采，I號～I(xiàn)II號煤儲層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率被極大的抑制，且I號煤儲層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率曲線存在小于0的階段。表明定壓合采模式下，初始流體能量最高的煤儲層會抑制相對初始流體能量低的煤儲層產(chǎn)氣能力，甚至使初始流體能量低的煤儲層出現(xiàn)倒灌現(xiàn)象。

圖16 不同合采模式下產(chǎn)能貢獻(xiàn)率對比Fig.16 Comparison of capacity contribution rate under different CBM coproduction modes

由圖16(c)可知，在定產(chǎn)合采模式下，相較于常規(guī)合采模式，穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)各煤儲層之間產(chǎn)能貢獻(xiàn)率差異變大，IV號煤儲層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率存在大于100%的階段，而I號煤儲層則存在小于0的階段。表明定產(chǎn)合采模式下，各煤儲層之間會形成一種“動態(tài)分配”的產(chǎn)氣模式，即當(dāng)流體能量高的煤儲層產(chǎn)氣量過大，并超越定產(chǎn)值時，致使一部分來自初始流體能量高煤儲層的流體向初始流體能量低的煤儲層反向注入。

根據(jù)沁水盆地、韓城地區(qū)、滇東地區(qū)老廠區(qū)塊的煤層氣合采案例可知，多層合采過程中會因倒灌等現(xiàn)象而產(chǎn)生強烈的層間干擾，這與與試驗結(jié)果相吻合[12,40-42]。

3.2 煤層氣流動特征

為了研究煤儲層內(nèi)流體運移特性，借助Matlab軟件繪制了能夠反映流體流速大小和流向的流場圖。

利用Griddata函數(shù)和已有的9個測點數(shù)據(jù)進(jìn)行插值，最后利用Quiver(x,y,u,v)命令繪制流場矢量圖，該函數(shù)能夠來直觀的反映煤儲層內(nèi)流體流動矢量場[28]。

圖17分別為t=2 min時刻I號煤儲層在常規(guī)、定壓和定產(chǎn)合采模式的流場圖。依據(jù)3種生產(chǎn)模式下流場圖特征，可將其劃分為兩大類:一是流動箭頭整體指向井筒，呈向心流，即流體表現(xiàn)為向井筒內(nèi)流動，如常規(guī)合采模式;二是流動箭頭整體指向煤儲層四周，呈離心流，即流體表現(xiàn)為由井筒向煤儲層四周流動，如定壓和定產(chǎn)合采模式。煤儲層內(nèi)流體流動規(guī)律受到煤儲層勢能空間分布特征的控制，即由高勢區(qū)流向低勢區(qū)[43-44]。壓力擾動通過在局部區(qū)域內(nèi)形成相對高勢帶來改變煤儲層內(nèi)勢能的空間分布形態(tài)，即在近井地帶形成一個高勢帶，從而使煤儲層內(nèi)流體在高勢帶的擾動下改變其原有的流動方向，向煤儲層四周方向流動。在合采初期，對井筒施加限定條件而形成的壓力擾動會致使近井地帶高勢帶的能量變大，進(jìn)而導(dǎo)致高初始流體能量的煤儲層產(chǎn)出的流體抑制或屏蔽相對較低初始流體能量煤儲層的流體產(chǎn)出，具體表現(xiàn)為改變煤儲層內(nèi)流體流動方向或降低流動速率。

圖17 t=2 min時刻不同合采模式下煤層氣流場圖對比Fig.17 Comparison of flow field chart with different CBM coproduction modes at t=2 min

圖18分別為t=7 min時刻I號煤儲層在常規(guī)、定壓和定產(chǎn)合采模式的流場圖。依據(jù)流場特征可知，3種合采模式下流體流動均呈現(xiàn)向心流動。這意味著對井筒出口施加限定條件而造成對低壓煤儲層的壓力擾動程度會隨著時間而消弱，導(dǎo)致因壓力擾動而在近井地帶形成一個高勢帶的能量減小，進(jìn)而使低壓煤儲層內(nèi)流體正常產(chǎn)出。

圖18 t=7 min時刻不同合采模式下煤層氣流場圖對比Fig.18 Comparison of flow field chart with different CBM coproduction modes at t=7 min

這里需要說明的是，不同壓力系統(tǒng)下產(chǎn)出水的倒灌是影響合采的重要因素，其會極大抑制低壓儲層產(chǎn)出。但試驗裝置尚無法對排水量進(jìn)行實時監(jiān)測，目前暫從儲層壓力、產(chǎn)氣量等角度出發(fā)展開分析，忽略了水倒灌產(chǎn)生的影響。同時，這是也本文試驗裝置及方法存在的一個缺陷。圖19為試驗條件下的排水過程。

圖19 排水過程Fig.19 Drainage process diagram

3.3 合采流體擾動機制

為揭示合采流體擾動效應(yīng)的形成機制，本節(jié)基于套壓與瞬時產(chǎn)量的耦合關(guān)系來展開討論。圖20為不同合采模式下套壓與煤儲層產(chǎn)氣耦合關(guān)系。結(jié)合分析圖20(a)～(c)可知，常規(guī)、定壓和定產(chǎn)合采模式的套壓最大憋壓值依次為0.48,1.02和1.14 MPa，其中定壓和定產(chǎn)合采模式的套壓峰值均高于I號煤儲層初始儲層壓力(PI=1.0 MPa)。在常規(guī)合采模式下，I號煤儲層的瞬時產(chǎn)氣量與套壓之間存在較好的對應(yīng)關(guān)系，即其瞬時產(chǎn)氣量隨著套壓的改變而變化;在定壓合采模式下，套壓曲線存在高于I號煤儲層初始儲層壓力的階段，而與之對應(yīng)的瞬時產(chǎn)量呈現(xiàn)下降—上升—下降的3個階段，這意味著當(dāng)套壓處于相較煤儲層為高壓力狀態(tài)時，多壓力系統(tǒng)為維持“動態(tài)壓力平衡”驅(qū)動流體向I號煤儲層流動，即形成因倒灌而引起產(chǎn)氣量下降;在定產(chǎn)合采模式下，套壓曲線同樣存在高于I號煤儲層初始儲層壓力的階段，瞬時產(chǎn)量曲線僅存在上升—下降2個階段，但值得注意的是其瞬時產(chǎn)量開始下降的階段為41.7 min，即穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束的時刻，這意味著在定產(chǎn)合采模式下產(chǎn)氣不僅受“動態(tài)壓力平衡”的作用，還受到來自定產(chǎn)合采特有的“動態(tài)分配”產(chǎn)氣的影響，從而致使發(fā)生流體干擾作用。

圖20(d)～(f)為不同合采模式下套壓與II號煤儲層瞬時產(chǎn)氣量的耦合關(guān)系。常規(guī)、定壓和定產(chǎn)合采模式下套壓最大憋壓值均低于II號煤儲層的初始儲層壓力值(PII=1.3 MPa)。3種模式下，瞬時產(chǎn)量曲線均沒有出現(xiàn)瞬時產(chǎn)氣量為負(fù)值的階段，即未發(fā)生倒灌現(xiàn)象。定壓和定產(chǎn)合采模式的瞬時產(chǎn)量值整體上遠(yuǎn)低于常規(guī)合采模式，定壓條件出現(xiàn)了小幅度產(chǎn)氣量衰減階段。這意味著套壓與初始儲層壓力差值較小時，合采流體效應(yīng)會對煤儲層產(chǎn)氣形成擾動作用，但不至于形成倒灌的現(xiàn)象，表現(xiàn)為產(chǎn)氣抑制現(xiàn)象。

圖20(g)～(i)與圖20(j)～(l)為不同合采模式下套壓與III號和IV號煤儲層瞬時產(chǎn)氣量的耦合關(guān)系。整體來看，3種合采方式下的III號和IV號煤儲層瞬時產(chǎn)量曲線演化特征均可劃分為2個階段，不存在因合采流體效應(yīng)導(dǎo)致的倒灌和產(chǎn)氣抑制而改變瞬時產(chǎn)氣量曲線特征。這意味著套壓與初始儲層壓力差值較小時，流體擾動效應(yīng)對高初始流體能量的煤儲層產(chǎn)氣形成擾動相較于低初始流體能量的煤儲層為小。

綜上可知，在井筒出口壓力或流量限定(定壓和定產(chǎn)合采模式)的作用下，壓力存在差異的各個煤儲層和井筒之間形成一種“動態(tài)壓力平衡”關(guān)系，在壓力勢能的作用下高初始流體能量煤儲層的流體被迫向低初始流體能量煤儲層流動，以達(dá)到壓力平衡狀態(tài)。同時，定產(chǎn)合采模式會在各個煤儲層產(chǎn)氣能力之間形成“動態(tài)分配”產(chǎn)氣模式，加劇合采流體效應(yīng)對煤儲層產(chǎn)氣能力的擾動程度。此外，初始流體能量越小的煤儲層，其遭受到的合采擾動程度越大，合采兼容性越差。

4 結(jié) 論

(1)當(dāng)對井筒出口施加限定條件，多壓力系統(tǒng)煤層氣合采過程中較低初始流體能量的煤儲層易遭受壓力擾動，致使其近井地帶出現(xiàn)壓力上升的現(xiàn)象，但該壓力擾動主要存在于合采初期階段，并隨著時間而消弱。

(2)壓力擾動會改變煤儲層內(nèi)勢能的空間分布形態(tài)，即在近井地帶形成一個高勢帶，從而使低初始流體能量煤儲層內(nèi)流體在高勢帶的擾動下而改變其原有的流動特征，具體表現(xiàn)為改變煤儲層內(nèi)流體流動方向或降低流體流動速率。

(3)常規(guī)合采模式下，煤儲層的產(chǎn)氣能力大小與其自身初始儲層壓力大小正相關(guān)，各個煤儲層產(chǎn)氣分配較為均衡，且不存在相互干擾現(xiàn)象。

(4)定壓合采模式下，壓力存在差異的各個煤儲層系統(tǒng)和井筒之間形成一種“動態(tài)壓力平衡”關(guān)系，在壓力勢能的作用下，來自高初始流體能量煤儲層內(nèi)流體被向低初始流體能量的煤儲層流動。

(5)定產(chǎn)合采模式下，穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)各煤儲層之間會形成一種“動態(tài)分配”產(chǎn)氣模式，即當(dāng)初始流體能量高的煤儲層產(chǎn)氣量過大，并超越定產(chǎn)值時，致使一部分來自高初始流體能量煤儲層的流體向低初始流體能量的煤儲層反向注入。