基于生產(chǎn)特征曲線的煤層氣合采干擾判識方法
——以黔西地區(qū)織金區(qū)塊為例

郭晨，秦勇，易同生，陳貞龍，袁航，高俊喆，茍江

（1.西安科技大學(xué)地質(zhì)與環(huán)境學(xué)院，西安 710054；2.陜西省煤炭綠色開發(fā)地質(zhì)保障重點(diǎn)實(shí)驗室，西安 710054；3.西安科技大學(xué)煤炭綠色開采地質(zhì)研究院，西安 710054；4.中國礦業(yè)大學(xué)煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗室，江蘇徐州 221116；5.貴州省煤田地質(zhì)局，貴州貴陽 550008；6.中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司，南京 210011）

0 引言

多煤層合采技術(shù)可以有效開發(fā)多煤層地區(qū)的豐富煤層氣資源，但由于合采井段跨度較大，各煤層間滲透率、流體性質(zhì)以及儲集層壓力存在差異，導(dǎo)致層間流體流動產(chǎn)生相互干擾，進(jìn)而誘發(fā)層間能量干擾，降低開發(fā)效率[1-4]。據(jù)中國以往煤層氣合采工程實(shí)踐經(jīng)驗，排采過程中容易發(fā)生產(chǎn)層組以外的含水層補(bǔ)給，導(dǎo)致壓降傳播受限或傳播路徑改變，出現(xiàn)高產(chǎn)水和低產(chǎn)氣現(xiàn)象[5-8]。例如，沁水盆地南部上古生界太原組與山西組煤層氣合采，易溝通太原組灰?guī)r巖溶含水層，影響合采產(chǎn)能，開發(fā)效率整體較低[9-11]；黔西地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組—龍?zhí)督M發(fā)育煤層群，煤層含氣量高，但合采易受淺層地下水和地表水干擾，產(chǎn)層跨度與產(chǎn)氣能力負(fù)相關(guān)[12-13]。

前人針對煤層氣合采干擾判識開展了較廣泛的研究，涉及數(shù)值模擬[14-17]、物理模擬[18-22]、產(chǎn)出水地球化學(xué)分析[9,10,23-26]、分層產(chǎn)氣貢獻(xiàn)量化[27-28]等方法。這些方法具有較好的理論性與科學(xué)性，但在實(shí)用性與時效性方面存在局限，推遲了合采井干擾診斷時機(jī)，進(jìn)而增加合采工程的時間與經(jīng)濟(jì)成本。鑒于排采數(shù)據(jù)是現(xiàn)場最易獲取的第一手資料，含豐富的生產(chǎn)狀況信息，若能構(gòu)建基于排采數(shù)據(jù)的干擾判識方法及相關(guān)指標(biāo)體系，將顯著提高合采干擾判識效率與現(xiàn)場可操作性，具備推廣應(yīng)用價值。

黔西地區(qū)煤層氣資源豐富，是中國重要的煤層氣勘探開發(fā)接替區(qū)，上二疊統(tǒng)海陸交互相含煤巖系以細(xì)粒碎屑巖為主，夾多套碳酸鹽巖，沉積旋回出現(xiàn)頻繁，煤層數(shù)量多且發(fā)育疊置煤層氣系統(tǒng)[29]，開發(fā)實(shí)踐顯示跨系統(tǒng)合采效果總體不佳[30]。筆者前期基于產(chǎn)出水地球化學(xué)分析，指出表層水干擾是限制黔西地區(qū)織金區(qū)塊煤層氣合采產(chǎn)能的重要因素，并構(gòu)建了基于產(chǎn)出水地球化學(xué)特征的合采干擾判識與水源解析模板[12-13]。在此基礎(chǔ)上，為進(jìn)一步提高合采干擾判識效率，促進(jìn)煤層氣開發(fā)，本文結(jié)合該區(qū)煤層氣合采工程試驗與排采資料，引入生產(chǎn)特征曲線分析，探討含水層干擾在生產(chǎn)過程中的動態(tài)響應(yīng)特點(diǎn)，提取臨界指標(biāo)體系，以期構(gòu)建一種基于生產(chǎn)特征曲線的合采干擾判識新方法。

1 原理與方法

煤層氣井排采水源可分為內(nèi)源水與外源水，內(nèi)源水系指煤儲集層及其頂?shù)装鍍?nèi)賦存的有限靜水，其產(chǎn)出將促進(jìn)儲集層降壓與煤層氣解吸產(chǎn)出；外源水系指產(chǎn)層（組）以外的含水層水或地表水，為越流（跨層）水源，具有較好補(bǔ)給條件，屬于動水，外源水大量產(chǎn)出將抑制儲集層有效降壓，導(dǎo)致高產(chǎn)水、低產(chǎn)氣[31]。

生產(chǎn)指示曲線在常規(guī)油氣藏工程領(lǐng)域應(yīng)用廣泛，包括油藏生產(chǎn)指示曲線與氣藏生產(chǎn)指示曲線，基于物質(zhì)平衡原理，分析累計產(chǎn)油/氣量與油/氣藏壓降之間的關(guān)系，進(jìn)而診斷油/氣井生產(chǎn)狀況，可判別油/氣藏能量驅(qū)動類型，計算動態(tài)儲量以及采收率等[32]。這一分析方法目前在煤層氣領(lǐng)域應(yīng)用較少，煤層氣屬于吸附氣，其氣體產(chǎn)出行為與游離氣具有明顯差異，不能簡單套用氣藏生產(chǎn)指示曲線進(jìn)行煤層氣產(chǎn)能分析。但煤層氣井的排水降壓過程與石油及常規(guī)天然氣產(chǎn)出過程類似，即通過排水釋放流體自身彈性能實(shí)現(xiàn)儲集層降壓。油氣藏中流體彈性能釋放的基本特征為產(chǎn)液伴隨儲集層壓降，因此可借鑒未飽和彈性驅(qū)動油藏生產(chǎn)指示曲線分析方法對煤層氣井產(chǎn)水過程，尤其是生產(chǎn)初期產(chǎn)水量進(jìn)行分析，依據(jù)曲線形態(tài)與關(guān)鍵參數(shù)分析氣井排采情況與水源信息。不同之處在于，煤層解吸產(chǎn)氣后將轉(zhuǎn)化為氣水兩相流，削弱彈性水釋放能力，引起生產(chǎn)指示曲線偏離原趨勢，亦可為生產(chǎn)診斷提供信息。另外，一般采用地下體積繪制生產(chǎn)指示曲線，但考慮到煤層氣井層位較淺以及水的低可壓縮性，忽略溫壓對水體積的影響，本文以地面體積（即實(shí)際產(chǎn)量）代替地下體積進(jìn)行分析。

具體分析步驟為：①整理煤層氣井投產(chǎn)以來的產(chǎn)液量與流壓數(shù)據(jù)，刪除產(chǎn)液初期不穩(wěn)定數(shù)據(jù)，如相鄰日產(chǎn)液量差異達(dá)10 m3/d以上、流壓非單調(diào)波動、只產(chǎn)液不降壓等情況，盡可能消除非地質(zhì)因素影響；②將日產(chǎn)液量累加，獲得累計產(chǎn)液量；以產(chǎn)層組底界為基準(zhǔn)面，基于排采前的井筒液面高度獲得初始靜壓，將初始靜壓與排采過程中的井底流壓（包括液柱壓力與套壓）相減得到生產(chǎn)壓差（見（1）式），特指井筒內(nèi)的壓力降落值是地層產(chǎn)水與產(chǎn)氣綜合作用的結(jié)果，無需考慮儲集層內(nèi)部壓力傳遞與解吸行為；③將投產(chǎn)以來累計產(chǎn)液量與生產(chǎn)壓差數(shù)據(jù)繪制到直角坐標(biāo)系中，獲得生產(chǎn)指示曲線[33]，如（2）式所示。

依據(jù)封閉未飽和彈性驅(qū)動油藏物質(zhì)平衡方程[33]，生產(chǎn)指示曲線在排采初期一般為直線，代表產(chǎn)層組內(nèi)部水體彈性能釋放過程，其斜率為彈性產(chǎn)液指數(shù)，反映彈性能量的大小，其值越大，彈性能越大，單位壓降的產(chǎn)液量就越高。排采后期曲線發(fā)生偏離，可分為兩種典型情形，一種是外源水侵入導(dǎo)致曲線上凹，代表產(chǎn)水不能促進(jìn)降壓，類似油藏由彈性驅(qū)動向水驅(qū)轉(zhuǎn)變；另一種是無外源水侵入，氣體大量產(chǎn)出使產(chǎn)水受限，曲線下凹，類似油藏由彈性驅(qū)動向溶解氣驅(qū)動轉(zhuǎn)變。

值得注意的是，生產(chǎn)指示曲線中并非只有單相排水階段會出現(xiàn)直線段，氣水兩相流同樣可呈此現(xiàn)象，原因在于氣體產(chǎn)出雖降低產(chǎn)水量，但氣體在井筒的積聚也抑制了生產(chǎn)壓差的增長幅度，進(jìn)而在一定程度上維持兩者的相對平衡而形成直線段。另外，壓裂液注入會改變儲集層原始含水與壓力狀態(tài)，早期壓裂能量釋放的不穩(wěn)定返排階段已在前述分析步驟①中處理，穩(wěn)定返排階段會引起儲集層壓降，可視為有限彈性產(chǎn)液，因此可與原位地下水作整體分析。若生產(chǎn)指示曲線初期直線段之前存在局部非線性段，極大可能源于壓裂等工程因素，在擬合時不予考慮，可最大程度弱化壓裂液等外來液體對分析結(jié)果的影響。

基于生產(chǎn)指示曲線分析原理，單位壓降下的產(chǎn)水量能夠反映煤儲集層彈性產(chǎn)液能力，指示排采水源類型，為合采干擾分析提供進(jìn)一步依據(jù)。構(gòu)建單位降深產(chǎn)水量與單位壓差產(chǎn)水量兩個參數(shù)，單位降深產(chǎn)水量為產(chǎn)水量與當(dāng)日動液面下降值的比值（刪除當(dāng)日動液面下降值小于等于0的數(shù)據(jù)），單位壓差產(chǎn)水量為累計產(chǎn)水量與累計生產(chǎn)壓差的比值。分別將兩個參數(shù)與排采時間繪制到直角坐標(biāo)系中，獲得兩個參數(shù)隨時間的變化曲線，并將其與生產(chǎn)指示曲線合稱為生產(chǎn)特征曲線。3條特征曲線是水文地質(zhì)參數(shù)與排采動態(tài)的綜合體現(xiàn)，能客觀反映煤層氣井生產(chǎn)狀況與產(chǎn)層組水文地質(zhì)信息，解決了合采井分層水文地質(zhì)參數(shù)全面獲取、層間水力聯(lián)系直接探測等問題，為煤層氣井產(chǎn)能與干擾分析提供新方法。

2 關(guān)鍵參數(shù)

織金區(qū)塊位于黔西地區(qū)織納煤田，中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司自2009年在該區(qū)塊開展煤層氣勘探開發(fā)試驗，相繼取得產(chǎn)能突破。選擇該區(qū)6口典型煤層氣井作為研究對象（見表1），系統(tǒng)收集地質(zhì)與排采數(shù)據(jù)，包括產(chǎn)層組合、產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、套壓、動液面、井底流壓等，并分析排采動態(tài)；同時收集區(qū)塊內(nèi)煤田地質(zhì)勘探抽水試驗資料。氣井主要分布于區(qū)塊內(nèi)巖腳向斜的珠藏次向斜與三塘次向斜，其中Z-1井位于巖腳向斜以北的黔西向斜南緣；井型均為直井，采用多煤層分壓合采方式生產(chǎn)（見圖1）。筆者前期基于產(chǎn)出水地球化學(xué)分析，揭示Z-2井第2生產(chǎn)試驗階段、Z-1井、Z-S1井排采受淺層活躍水源補(bǔ)給影響[23]?？椊饏^(qū)塊降水豐富、地形起伏大，三疊系灰?guī)r大面積出露，溶洞與地下暗河發(fā)育，地下水具有循環(huán)淺、徑流短、受大氣降水影響強(qiáng)等特點(diǎn)[24]。上二疊統(tǒng)含煤巖系上部的長興組發(fā)育灰?guī)r巖溶強(qiáng)含水層，單位涌水量大于0.1 L/（s·m），且與三疊系直接接觸，礦井水文地質(zhì)勘探揭示其直接受大氣降水補(bǔ)給，水位受季節(jié)影響明顯，導(dǎo)致上部煤層組煤層氣開發(fā)易受表層水干擾；龍?zhí)督M以細(xì)粒碎屑巖為主，夾灰?guī)r與煤層，巖性致密，富水性弱，整體為弱含水層與相對隔水層，單位涌水量分別為 0.01～0.10 L/（s·m）和 0～0.01 L/（s·m）[34]。

圖1 織金區(qū)塊地層柱狀圖（巖性列數(shù)據(jù)為煤層編號；TST—海侵體系域；HST—高位體系域；SQ—層序）

表1 織金區(qū)塊典型煤層氣井概況

對上二疊統(tǒng)含煤巖系層序結(jié)構(gòu)與物性旋回分析發(fā)現(xiàn)，三級層序格架的最大海泛面發(fā)育致密隔水阻氣層，以此為界可將含煤儲集層由上至下劃分為 3套疊置煤層氣系統(tǒng)，分別為1—9號煤層，10—21號煤層與22—35號煤層[13]。前期研究顯示中、下部含氣系統(tǒng)具有較好的合采兼容性[13]，本文將中、下部含氣系統(tǒng)合稱為下部系統(tǒng)。以往煤田地質(zhì)勘探鉆孔鉆進(jìn)至 6號煤層底板、7號煤層頂板時易發(fā)生鉆井液消耗量突增的現(xiàn)象，漏失段巖性多為灰?guī)r與細(xì)砂巖，說明上部系統(tǒng)具有較強(qiáng)的水動力條件。

生產(chǎn)指示曲線主要表征壓降與產(chǎn)液量之間的關(guān)系，其斜率J代表單位壓差產(chǎn)液量，該值為常數(shù)反映彈性驅(qū)動特征，若為變量反映非彈性驅(qū)動特征。對煤層氣開發(fā)而言，難以精確描述合采層段含水層、隔水層分布并獲取不同層位全部水動力參數(shù)，而抽水層段單位涌水量為井孔內(nèi)水位每下降1 m時的涌水量，表征層段內(nèi)水動力因素的綜合影響，可視為原始地層條件下的理論產(chǎn)水量。通過（3）式對含煤地層單位涌水量數(shù)據(jù)進(jìn)行單位換算，可估算煤層氣井不受壓裂工程影響的原位產(chǎn)水能力。其中，d1/d2反映相同供液層段厚度下鉆孔進(jìn)水面積之比；在相同供液能力（流速）條件下，進(jìn)水面積越大，產(chǎn)水量越高。

當(dāng)抽水測試層段以煤層為主時，Pw可直接反映煤層的供液能力。黔西地區(qū)煤層氣井生產(chǎn)套管內(nèi)徑一般為132 mm，抽水試驗孔過濾管內(nèi)徑一般為91 mm，因此本區(qū)的d1/d2值一般為1.45。依據(jù)織金區(qū)塊含煤巖系的單位涌水量數(shù)據(jù)，計算Pw并繪制相關(guān)圖件。

Pw的遞增序列如圖 2a所示，數(shù)值在超過 2 m3/（d·m）之后發(fā)生跳躍式增長，相鄰數(shù)值差達(dá)到最大值。以Pw=2 m3/（d·m）為界，左側(cè)數(shù)據(jù)增長緩慢，而右側(cè)增長迅速，說明含煤地層內(nèi)部的弱含水層/相對隔水層的原位極限彈性產(chǎn)水能力約為2 m3/（d·m），大于此極限值時產(chǎn)生外源水的補(bǔ)給作用。Pw與中值埋深（指抽水試驗層段頂界面與底界面埋深的平均值）的相關(guān)性顯示，Pw≤2 m3/（d·m）的數(shù)據(jù)點(diǎn)占71%；當(dāng)抽水層段中值埋深大于150 m時，Pw≤2 m3/（d·m）的數(shù)據(jù)點(diǎn)占80%（見圖2b）。考慮到采用的埋深值為測試層段中間值，結(jié)合抽水層段跨度（一般為50～150 m）并取其上限，推測300 m以淺層段具有相對活躍的地下水動力條件；300 m以深則水動力變差。因此，可將2 m3/（d·m）視為判識上二疊統(tǒng)含煤儲集層產(chǎn)水能力的臨界值，若煤層氣井的單位降深產(chǎn)水量長期高于此值，表明氣井可能發(fā)生外源水補(bǔ)給，從而影響煤層產(chǎn)氣量，且當(dāng)產(chǎn)層主體位于300 m以淺時，發(fā)生外源水干擾的可能性增大。筆者前期研究揭示本區(qū)煤層氣富集高產(chǎn)的有利深度為 300～600 m[35]，與上述結(jié)論相符。

圖2 原位產(chǎn)水能力遞增序列（a）及其與埋深的關(guān)系（b）

3 生產(chǎn)特征曲線

3.1 單位降深產(chǎn)水量隨時間變化曲線

單位降深產(chǎn)水量隨時間變化的曲線顯示，以臨界值2 m3/（d·m）為參照，單位降深產(chǎn)水量整體低于臨界值的包括Z-2井第1試驗階段，Z-3井與Z-5井，整體高于臨界值的包括Z-2井第2試驗階段、Z-1井與Z-S1井（見圖3）。高于臨界值的井產(chǎn)氣情況不理想，峰值產(chǎn)氣量均在800 m3/d以下，代表外源水侵入導(dǎo)致產(chǎn)水能力逐步強(qiáng)化；低于臨界值的井產(chǎn)能較好，峰值產(chǎn)氣量均在1 000 m3/d以上，代表無補(bǔ)給條件下儲集層水體彈性能衰減（見表1）。

圖3 煤層氣合采井單位降深產(chǎn)水量隨時間變化曲線

3.2 生產(chǎn)指示曲線

各煤層氣井的生產(chǎn)指示曲線如圖4所示。Z-2井第1試驗階段的生產(chǎn)指示曲線始終保持直線狀態(tài)（見圖4a），說明整個排采周期具有封閉系統(tǒng)彈性產(chǎn)水特征，其斜率為34.69 m3/MPa；第2試驗階段曲線具有明顯上翹特征，反映出外部能量的供給。對第 2階段排采初期的直線部分進(jìn)行線性擬合，斜率為214.73 m3/MPa，明顯大于第1階段，對應(yīng)更高的水體彈性能與儲水量，隨后曲線偏離直線段發(fā)生上翹，表明外源水侵入導(dǎo)致儲集層降壓速度減緩，制約氣體產(chǎn)出。

圖4 煤層氣合采井生產(chǎn)指示曲線

Z-1井的生產(chǎn)指示曲線也具有上翹特征（見圖4b）。對排采初期的直線部分進(jìn)行線性擬合，第1段直線（13～50 d）基本對應(yīng)見氣前單相排水階段，第 2段直線（66～135 d）代表見氣后產(chǎn)量穩(wěn)定提升階段，兩者之間為初始見氣階段。兩條擬合直線的斜率差異較小且均大于200 m3/MPa，與Z-2井第2試驗階段類似，代表較強(qiáng)供液能力，表示儲集層水體彈性能充足，即內(nèi)源水能量較高。第 2段直線后的曲線呈陡峭上升狀態(tài)，此階段產(chǎn)水量長期維持在3 m3/d以上，產(chǎn)氣量維持在300 m3/d左右，外部能量補(bǔ)給導(dǎo)致壓降無法有效擴(kuò)展，解吸范圍與供氣能力有限。

Z-3井的生產(chǎn)指示曲線具有雙階段特征（見圖4c），排采初期的第1段擬合直線對應(yīng)見氣前單相排水階段，第 2段擬合直線對應(yīng)見氣后階段，線性關(guān)系減弱且呈下凹型特征，為封閉系統(tǒng)內(nèi)由于氣體產(chǎn)出導(dǎo)致水相滲透率降低所致，類似于封閉油藏壓力降至飽和壓力以下導(dǎo)致溶解氣脫出階段；兩者之間的過渡段代表初始見氣階段。擬合直線的斜率均較低，小于50 m3/MPa，代表水體彈性能量有限，且第 2段直線斜率小于第 1段，說明見氣后的產(chǎn)水能力降低。該井排采煤層埋深大、數(shù)量少、間距小，無含水層干擾現(xiàn)象。

Z-4井排采層段跨度大，產(chǎn)層數(shù)量多，生產(chǎn)指示曲線較為復(fù)雜。曲線存在3段穩(wěn)定的擬合直線，斜率依次降低（見圖4d）。第1段直線對應(yīng)見氣前的單相排水階段，第2、第3段直線對應(yīng)低產(chǎn)氣和高產(chǎn)氣階段，產(chǎn)氣量分別為421，1 979 m3/d。第3段直線前（299～311 d）生產(chǎn)壓差急劇降低，源于套壓的明顯增高。結(jié)合排采歷史分析，排采至300 d時動液面為293 m，上部的6、7號煤已處于暴露狀態(tài)，氣、水產(chǎn)出受限，此時套壓的劇增與生產(chǎn)壓差的波動源于下部煤層的強(qiáng)烈解吸，隨后達(dá)到峰值產(chǎn)氣量2 465 m3/d。Z-4井第1段直線斜率與Z-2井第2試驗階段、Z-1井直線斜率接近，結(jié)合排采歷史分析，反映出上部系統(tǒng)較高的水體彈性能與儲水量，具有高產(chǎn)水特征；第3段直線斜率與Z-2井第1試驗階段相近，反映下部系統(tǒng)具有封閉性強(qiáng)、低產(chǎn)水、高產(chǎn)氣特征。該井產(chǎn)層組合雖跨越上、下含氣系統(tǒng)，但主體位于300 m以深且以下部含氣系統(tǒng)為主，干擾能量有限，產(chǎn)出水地球化學(xué)分析也表明排采后期（對應(yīng)第 3段直線階段）水源為煤層水[13]。另外，下部系統(tǒng)解吸后直接進(jìn)入敏感解吸階段，導(dǎo)致產(chǎn)氣率急劇增高，黔西地區(qū)淺埋煤層氣井多具有此生產(chǎn)規(guī)律[36]。

Z-5井的生產(chǎn)指示曲線包含 3段擬合直線（見圖4e），第1段直線對應(yīng)見氣前的單相排水階段；第2段直線對應(yīng)產(chǎn)氣量緩慢提升階段，套壓維持在 0.5 MPa左右，產(chǎn)氣量低于400 m3/d；第3段直線對應(yīng)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段，套壓逐漸降低，達(dá)到峰值產(chǎn)氣量2 806 m3/d。第1段直線斜率小于100 m3/MPa，產(chǎn)水量小于2 m3/d；第 2段直線斜率增大，源于該階段產(chǎn)氣量逐步提高，憋壓導(dǎo)致生產(chǎn)壓差增幅變緩；第 3段直線斜率較低，產(chǎn)氣量大于1 000 m3/d，產(chǎn)水量急劇降低，小于1 m3/d。該井生產(chǎn)指示曲線總體呈現(xiàn)下凹狀，且各直線段斜率均低于200 m3/MPa，說明排采基本未受含水層干擾，產(chǎn)出水來自含煤巖系內(nèi)部的彈性儲水量。

Z-S1井的生產(chǎn)指示曲線波動劇烈（見圖4f），中間歷經(jīng)兩次停井，其中兩段擬合直線斜率均在1 000 m3/MPa以上；第2段直線的斜率高達(dá)1 654 m3/MPa，代表生產(chǎn)極不穩(wěn)定，排采處于失控狀態(tài)，外源水侵入強(qiáng)烈，導(dǎo)致壓降無法有效擴(kuò)展，產(chǎn)氣量極低。

3.3 單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線

由于采用累計數(shù)據(jù)進(jìn)行計算，單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線可有效弱化單日生產(chǎn)波動與工程因素干擾，使曲線形態(tài)更為清晰且突顯地質(zhì)意義（見圖 5）。按100 m水柱壓力為1 MPa近似計算，基于抽水試驗獲得的煤層原位產(chǎn)水量臨界值對應(yīng)的單位壓差產(chǎn)水量臨界值為200 m3/MPa。Z-2井第1試驗階段、Z-3、Z-5井的單位壓差產(chǎn)水量曲線基本在該臨界值以下，且隨時間呈遞減趨勢；Z-2井第2試驗階段、Z-1、Z-S1井的單位壓差產(chǎn)水量曲線基本在該臨界值以上，隨時間呈遞增趨勢。Z-4井較為特殊，其曲線位于臨界值之上但總體呈遞減趨勢，前文指出該井具有雙產(chǎn)氣階段特征，第1階段生產(chǎn)時間遠(yuǎn)長于第2階段，導(dǎo)致產(chǎn)水量整體較高，隨第 2階段產(chǎn)氣時間延長，推測其單位壓差產(chǎn)水量將降至臨界值以下。

圖5 煤層氣合采井單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線

3.4 生產(chǎn)特征曲線組分類

生產(chǎn)指示曲線可有效區(qū)分排采水源與驅(qū)動類型，對關(guān)鍵生產(chǎn)節(jié)點(diǎn)與階段有較好響應(yīng)，但無法反映時間影響；單位降深日產(chǎn)水量隨時間變化曲線與單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線可直觀反映產(chǎn)水狀態(tài)及其能量隨時間的演化特征，前者對單日排采波動與工程擾動響應(yīng)更明顯，后者在刻畫整體排采動態(tài)方面更具優(yōu)勢，且具有更為清晰的曲線形態(tài)，可實(shí)現(xiàn)干擾井與非干擾井的有效識別。

根據(jù)單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線形態(tài)可將合采井分為兩類：①上凹型，包括Z-2井第1試驗階段、Z-3、Z-4、Z-5井；②下凹型，包括Z-2井第2試驗階段、Z-1、Z-S1井（見圖 5）。上凹型曲線指示單位壓差產(chǎn)水量隨時間逐步降低，最終穩(wěn)定于低值水平，代表水體能量逐漸消耗，產(chǎn)出水源自于產(chǎn)層段內(nèi)的有限彈性儲水量，有助于壓降擴(kuò)展，平均產(chǎn)氣量大于800 m3/d，產(chǎn)氣峰值大于1 000 m3/d，平均產(chǎn)水量小于2 m3/d；下凹型曲線指示單位壓差產(chǎn)水量隨時間逐漸升高，并趨于穩(wěn)定在高值水平，代表產(chǎn)層段之外的活躍水體能量補(bǔ)給，不利于壓降擴(kuò)展，平均產(chǎn)氣量小于 400 m3/d，產(chǎn)氣峰值小于800 m3/d，平均產(chǎn)水量大于3 m3/d。

合采井單位煤厚產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量能更好表征產(chǎn)能釋放程度與合采效率，下凹型井單位煤厚平均產(chǎn)水量下限為0.25 m3/（d·m），而上凹型井均低于此值；上凹型井單位煤厚平均產(chǎn)氣量下限值為70 m3/（d·m），下凹型井均低于此值（見圖6）。

圖6 不同類型合采井的單位煤厚氣水產(chǎn)出量

綜合而言，上凹型單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線對應(yīng)的生產(chǎn)指示曲線形態(tài)為下凹型，分段擬合斜率逐次降低，代表非干擾井，產(chǎn)出內(nèi)源水；下凹型單位壓差產(chǎn)水量時間變化曲線對應(yīng)的生產(chǎn)指示曲線形態(tài)為上凹型，分段擬合斜率逐次增加，代表干擾井，產(chǎn)出外源水。干擾井的生產(chǎn)壓差最大值均低于 3 MPa，非干擾井生產(chǎn)壓差均大于3 MPa，據(jù)此趨勢外推，Z-4井生產(chǎn)指示曲線第 3段擬合直線生產(chǎn)壓差隨排采時間延續(xù)也將超過3 MPa?？梢姰a(chǎn)出外源水將增大降壓難度，提高廢棄壓力，降低采收率。

4 合采干擾判識方法

構(gòu)建基于生產(chǎn)特征曲線的煤層氣合采含水層干擾判識方法與臨界指標(biāo)體系如表 2所示。各類產(chǎn)水指標(biāo)臨界值具有地域特征，對應(yīng)特定水文地質(zhì)條件與彈性供液能力，僅適用于黔西地區(qū)織金區(qū)塊，其他地區(qū)干擾判識臨界值需按本文所述方法進(jìn)一步探討。相比之下，生產(chǎn)指示曲線與單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線的形態(tài)類型對于含水層干擾的指示具有一定普適性，可為其他地區(qū)提供借鑒。

表2 煤層氣合采干擾判識方法與臨界指標(biāo)

為驗證臨界指標(biāo)的科學(xué)性，將生產(chǎn)指示曲線初期直線段斜率與單位煤厚日均產(chǎn)氣量數(shù)據(jù)繪制成散點(diǎn)圖并進(jìn)行非線性擬合，獲得負(fù)指數(shù)關(guān)系曲線（見圖 7）。求取該曲線的曲率方程，并計算其一階導(dǎo)數(shù)，獲得曲率曲線駐點(diǎn)，代表曲率在此處達(dá)到最大值，即為擬合曲線的拐點(diǎn)，超過此點(diǎn)后，曲線變化趨緩且保持低值。該點(diǎn)對應(yīng)的初期直線段斜率為196.20 m3/MPa，單位煤厚平均產(chǎn)氣量為 70.70 m3/（d·m），與上述判識指標(biāo)臨界值高度一致，從數(shù)學(xué)上證明了其合理性。

圖7 合采干擾判識臨界指標(biāo)合理性證明

構(gòu)建判識圖版以提高研究成果的應(yīng)用效率。將累計產(chǎn)水量數(shù)據(jù)除以200，使生產(chǎn)指示曲線初期直線段斜率臨界值為1 m3/MPa，據(jù)此可將圖版分為斜率大于1 m3/MPa的干擾區(qū)和斜率小于1 m3/MPa的未干擾區(qū)。結(jié)合圖7中的擬合方程，預(yù)測圖版中各歸一化斜率對應(yīng)的單位煤厚平均產(chǎn)氣量，同時由方程可確定單位煤厚產(chǎn)氣量的極限值為502.90 m3/（d·m），將各斜率對應(yīng)的單位煤厚平均產(chǎn)氣量預(yù)測值與該極限值相除，獲得對應(yīng)產(chǎn)氣效率（見表 3）。產(chǎn)氣效率最大值為 1，代表斜率為0時的理論值，物理意義為無水產(chǎn)出時的絕對理想狀態(tài)下的最優(yōu)單位煤厚產(chǎn)氣量，而實(shí)際產(chǎn)氣能力小于此值[37]。最終形成煤層氣合采干擾判識圖版，兼具產(chǎn)能預(yù)測功能（見圖8）；干擾區(qū)產(chǎn)氣效率不足0.14，源于外源水的強(qiáng)烈侵入抑制產(chǎn)能釋放。將實(shí)際井?dāng)?shù)據(jù)投繪于圖版中，以斜率1 m3/MPa為界，干擾區(qū)與非干擾區(qū)曲線分別呈現(xiàn)上凹與下凹兩種形態(tài)，分類結(jié)果與圖 6基本一致，其中Z-4井存在例外，源于其雙產(chǎn)氣階段特征，推測隨時間延續(xù)，第2產(chǎn)氣階段將進(jìn)入非干擾區(qū)。

表3 不同斜率對應(yīng)的產(chǎn)氣效率

圖8 煤層氣合采干擾判識圖版（紅色數(shù)據(jù)為歸一化斜率）

在實(shí)際判識過程中，若早期穩(wěn)定產(chǎn)水?dāng)?shù)據(jù)位于圖版干擾區(qū)，說明產(chǎn)水異常，若后期曲線進(jìn)一步上翹，代表發(fā)生外源水侵入，可依據(jù)初期直線斜率確定產(chǎn)氣效率，進(jìn)而判識含水層干擾的嚴(yán)重程度，并及時制定、落實(shí)調(diào)層、封堵等開發(fā)調(diào)整方案；若后期曲線下凹，則指示產(chǎn)水異常弱化乃至消失，未發(fā)生進(jìn)一步水侵，可能源于含水層補(bǔ)給能力有限、產(chǎn)氣系統(tǒng)更替（如Z-4井）或者壓裂液基本返排干凈，未來有望實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)，宜維持當(dāng)前生產(chǎn)方案以進(jìn)一步觀察。判識的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)在于初期直線段的終點(diǎn)，其后曲線偏離形態(tài)可作為水侵診斷與開發(fā)動態(tài)調(diào)整的確切依據(jù)。

上述產(chǎn)氣效率值僅適用于本研究區(qū)，其他區(qū)域數(shù)據(jù)向模板投繪時，應(yīng)首先基于原位產(chǎn)水能力臨界值分析進(jìn)行數(shù)據(jù)歸一化處理，同時結(jié)合實(shí)際地質(zhì)條件確定生產(chǎn)指示曲線初期直線段斜率與單位煤厚日均產(chǎn)氣量的關(guān)系方程，進(jìn)而預(yù)測不同斜率對應(yīng)的產(chǎn)氣效率。本文方法在含煤巖系頻繁相變、儲蓋組合與水文地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜且疊置含氣系統(tǒng)發(fā)育地區(qū)具有較好的適用性，能夠有效判識因流體動力系統(tǒng)差異造成的水侵現(xiàn)象及其對煤層氣產(chǎn)能效率的影響程度。

5 結(jié)論

構(gòu)建了包括生產(chǎn)指示曲線、單位降深產(chǎn)水量隨時間變化曲線與單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線的煤層氣生產(chǎn)特征曲線綜合分析方法。基于抽水試驗鉆孔單位涌水量數(shù)據(jù)，確定研究區(qū)煤層氣井原位產(chǎn)水能力臨界值為2 m3/（d·m），若煤層氣井的單位降深產(chǎn)水量長期高于此值，指示氣井發(fā)生外源水補(bǔ)給，將影響煤層氣合采效率。不同煤層氣井生產(chǎn)指示曲線形態(tài)以及初期直線段斜率存在顯著差異，反映不同的產(chǎn)水狀態(tài)與能量驅(qū)動類型，依據(jù)生產(chǎn)指示曲線初期直線段斜率臨界值200 m3/MPa，可區(qū)分含煤巖系內(nèi)源水與外源水兩種水源類型。單位壓差產(chǎn)水量隨時間變化曲線形態(tài)分為兩類，上凹型代表非干擾井，產(chǎn)出儲集層內(nèi)源水；下凹型代表含水層干擾井，產(chǎn)出外源水。

基于生產(chǎn)特征曲線構(gòu)建了煤層氣合采干擾判識方法與臨界指標(biāo)，結(jié)合產(chǎn)氣效率分析形成了合采干擾判識圖版，兼具產(chǎn)量判識功能，為黔西地區(qū)織金區(qū)塊煤層氣合采優(yōu)化提供了科學(xué)依據(jù)，亦為其他地區(qū)煤層氣高效開發(fā)提供了思路與方法借鑒。臨界指標(biāo)具有地域局限性，生產(chǎn)特征曲線形態(tài)類型在指示干擾方面具有更高的普適性，兩者結(jié)合可實(shí)現(xiàn)針對不同地區(qū)特定地質(zhì)條件的煤層氣合采干擾高效判識。未來應(yīng)進(jìn)一步檢驗并優(yōu)化本方法在其他地區(qū)的應(yīng)用效果與適用程度。

符號注釋：

d1——煤層氣井孔直徑，m；d2——抽水鉆孔直徑，m；J——單位壓差產(chǎn)液量，m3/MPa；k0——生產(chǎn)指示曲線初期直線段斜率，m3/MPa；p——排采過程中的實(shí)測井底流壓，MPa；pi——排采前的初始靜壓，即原始儲集層壓力，MPa；Pw——由單位涌水量換算得出的煤層氣井動液面下降1 m時的產(chǎn)水量，m3/（d·m）；q——單位涌水量，L/（s·m）；qw——單位降深產(chǎn)水量，m3/（d·m）；Q——累計產(chǎn)液量，m3；Qw——累計產(chǎn)水量，m3；t——排采時間，d；Δp——生產(chǎn)壓差，MPa。