沁南潘庄井田煤层气产能预测研究

杨 博

(山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048006)

煤层气产能预测是煤层气井采收率预测和煤层气开发潜力评价的一项重要研究内容[1-3]，通过数十年的勘探开发，迄今已形成了诸如煤层气典型曲线产能预测法[4]、煤层气井压裂产量预测法[5]、排采参数多元回归法[6]，神经网络法[7]、数值模拟法[8-10]等多种煤层气井产能预测方法，极大地丰富了煤层气开发技术理论。在上述煤层气产能预测技术方法中，数值模拟考虑了煤储层各参数及参数间耦合作用对产能的影响，简单易用且技术先进，模拟结果具有较高的可信度[10-12]。为此，本文采用COMET3专业化煤层气藏工程模拟软件对潘庄井田煤层气产能进行研究，以期为研究区开发潜力评价，煤层气开发方案的科学性、经济性和可行性提供参考和决策依据。

1 研究区概况

潘庄井田位于沁水盆地南部晋城矿区境内，隶属晋城市沁水县，其地理坐标为：东经112°30′～112°38′，北纬35°35′～35°39′[13]。二叠系下统山西组和石炭系上统太原组为井田内主要含煤地层，煤层总厚度14.56 m，含煤系数11.63%。山西组和太原组含煤地层共含煤14层，自上而下依次编号为1、2、3、4、5、6、7、8、9、11、13、14、15、16号煤层，其中，山西组3号煤层(5.23～7.19 m，平均6.16 m)和太原组15号煤层(0.81～6.32 m，平均3.28 m)为全井田稳定分布可采煤层，其他为不稳定局部可采或不可采煤层。良好的煤层气“生、储、盖”条件，使得井田内煤层气富集程度高，原煤含气量23.72～29.02 m3/t，平均为26.04 m3/t。煤层气资源丰富(754.4×108m3)且地质储量丰度(2.18×108m3/km2)相对较高；煤层渗透性较好，渗透率一般为0.014～41.10 mD；地层平缓，地质构造相对简单，主要以波幅不大宽缓次级褶曲和小断层为主，陷落柱稀少，未见岩浆侵入现象[14]。

为解决井田3号煤层开采过程中矿井瓦斯涌出量大的难题，晋煤集团90年代初率先在井田范围内开展了地面煤层气井组抽采煤层气，开创了“采煤采气一体化”瓦斯治理模式，实现了井田内煤与煤层气两种资源的高效、协同、绿色开发和利用[15]。

2 煤层气井产能预测研究

美国国际先进能源公司开发的COMET3作为一款专业化煤层气藏工程数值模拟软件，在煤层气井排采拟合和产能预测及评价等方面应用较为广泛，其成果有力地指导了煤层气勘探开发[16-18]。本文运用COMET3对沁水盆地南部潘庄井田煤层气井的产能进行预测研究。

2.1 模拟边界

由于潘庄井田构造简单，生产试验区及其附近无大的断裂，煤层稳定，缺乏天然的模拟边界。为避免边界的不确定性给模拟结果带来影响，在模拟时，使模拟边界尽可能地远离汇源项，四周均视为定压边界，这样可以知道边界上每一点每个时刻在煤层气井排水降压期间的井底流压分布及其变化情况[19]。

2.2 参数录入

基础实验参数的精准性和完整性决定着煤储层模拟结果的真实性和可考性(或可信度)[10]，在模拟之前，首先打开COMET3软件，在其中运行CometEditor进行基础实验参数的录入。CometEditor具有可视化、界面友好、功能强大、操作性强等特点，是连接用户和COMET3的接口，可实现COMET3模拟程序运行、查看模拟结果、管理输入和输出的文件或数据，支持SIM、CME两种格式数据的录入。同时，CometEditor具有高达17个数据录入窗口。

2.3 灵敏度分析

灵敏度分析的目的是确定产能模拟时所需的煤储层关键参数，以及各种参数的误差容限，进而为后续的煤层气井排采历史拟合及参数反演提供参考[10]。通过对录入的不同基础实验数据进行一定的调整，分析每个基础实验数据调整对模拟结果的影响程度，进而确定产能模拟随各个数据调整变化的灵敏度和相关性大小。如果对实验数据进行微调就可引起产能模拟结果的显著变化，则表明该实验参数具有较高的灵敏度且与产能模拟结果的相关性强，反之亦然。

2.4 历史拟合

基于煤层气储层模拟的基本原理，通过充分利用已获得的有关煤层气勘探开发及相关实验参数与理论数值模型进行拟合，从而实现研究区煤层气储层的重新描述和建立更加符合煤层气地质条件、煤储层物性及特征参数的煤层气理论数值模拟模型，为煤层气井产能、采收率预测等提供科学依据。

2.4.1 生产试验井基本概况

潘庄井田地面煤层气井组位于沁水县嘉峰镇李庄村的东面，是晋煤集团基于煤矿瓦斯治理施工的地面煤层气试验井组，突破了煤层气地面抽采的无烟煤“禁区”，率先创立了“采煤采气一体化”的煤矿瓦斯治理新模式。潘庄井田地面煤层气井组初期由七口煤层气生产试验井组成，气井采用定井底流压排采工艺对煤矿主力开采的3号煤层中煤层气进行抽采。潘庄地面煤层气井组中PZMQ-001井排采连续、稳定，排采数据相对齐全，本文产能模拟时采用该井作为历史拟合对象。PZMQ-001井于1994年9月底投产运行，产气量最高达4 230 m3/d，产气高峰期后气井的产气量维持在约1 600 m3/d；气井的产水量相对较小，一般为3～5 m3/d。

2.4.2 历史拟合基本参数

历史拟合是煤层气产能模拟的必要步骤，旨在为产能模拟提供可信度模型。历史拟合时，首先需要在模拟器中输入实测的基础实验参数，这些参数包括煤层渗透率、煤层气含量、煤的密度、兰氏体积、兰氏压力、吸附时间、煤储层温度、煤储层压力等。历史拟合基础参数不全时，可以参考邻近区块实测参数。研究区在煤矿瓦斯治理地面煤层气抽采过程中均对上述数据进行了实验测定(表1)，为煤层气井历史拟合结果的可信度提供了保障。

2.4.3 历史拟合结果

产水量和产气量是煤层气井排采的两个重要参数[20]，本次历史拟合主要是通过煤层气井排水使井底流压变化来拟合气井的产气量和产水量。煤层气井生产过程可划分为“排水阶段、憋压阶段、控压产气阶段、高产稳产阶段及衰竭阶段”等排采阶段[21]，根据煤层气井的排采特点和产气规律，本次历史拟合模拟时间为790 d(约2.16 a)。通过模拟发现：拟合的产气量和产水量和PZMQ-001井实际产气量和产水量具有较好的一致性(图1～图4)，体现了历史拟合模型的精准性和模拟结果的高度可信度。煤层气井产气量具有以下特征(图1、图3)：煤层气井投运初期，历时近38 d排水降压和憋压后才开始控压产气，之后产气量逐步上升，直至排采约300 d气井产气量达到高峰；高产稳产期持续时间相对较短，大约80 d；高产稳产期过后煤层气井进入衰竭阶段，气井的产气量逐渐降低。随着排采的持续进行，煤层气井累计产气量逐渐增加；煤层气井产水量表现为排采前期产水量较大，随着煤层气井排水降压的持续进行，产水量日趋减少，但累计产水量逐渐增加(图2、图4)。

表1 COMET3历史拟合基本参数

图1 PZMQ-001井产气量历史拟合

图2 PZMQ-001井产水量历史拟合

图3 PZMQ-001井累计产气量历史拟合

图4 PZMQ-001井累计产水量历史拟合

2.5 煤层气产能预测

由上述煤层气井历史拟合结果可知，所建立的煤层气井历史拟合模型具有较高的可信度。因此，基于上述拟合模型，采用COMET3煤层气藏工程模拟软件对潘庄井田的地面煤层气开发井的产能进行了预测。煤层渗透率和煤层气井服务年限对煤层气井的产能和采收率具有重要影响。因此，本次煤层气产能模拟渗透率取值为研究区实测渗透率的平均值(3.72 mD)，煤层气井服务年限为20 a。由产能预测结果可以看出(表2、图5)，沁南潘庄井田煤层气井具有较好的产气效果，产气量较高(最高可达3 700 m3/d)，在生产周期(或服务年限)内，煤层气井累计产气量38×106m3，平均日产气量2 400 m3。显示了潘庄井田具有较好的煤层气开发前景和价值。

表2 沁南潘庄井田煤层气井产能模拟预测

图5 沁南潘庄井田煤层气井产能预测

3 结 语

1) 潘庄井田地质条件简单，煤层气高度富集，煤层渗透性好，具有良好的煤层气开发煤储层物性条件。

2) COMET3是一款专业化的煤层气藏工程软件，可用数学模型来模拟煤储层物性和流体(水、煤层气)在其中的扩散、运移及渗流等运动规律。通过模拟，反演煤储层参数，进而实现煤层气井产能的预测，为煤层气开发方案的科学性、经济性和可行性提供了决策依据。

3) 实测基础数据夯实、完整性是保障历史拟合结果精准性和煤层气井产能模拟预测结果可信度之关键。

4) 由产能模拟结果可知，沁南潘庄井田煤层气井的产气量较高，显示了该井田具有良好的商业开发潜力和价值。在后期的大规模地面煤层气开发实践中亦证实了研究区煤层气井具有很好的产气效果，具备商业开发价值。