煤系煤层气、致密气、页岩气(“三气”)资源丰富，在华北石炭—二叠系和黔西滇东二叠系可见“三气”的共生叠置，但如何实现“三气”或者其中“两气”的同井筒产出，仍是行业关注的热点和难点[1-7]。实现“三气”协同产出，首先需要厘清原位地质条件下不同层位的气、水流动过程，存在的问题包括:① 如何建立差异赋存状态的多层流动模型;② 不同层位的气水贡献率;③ 不同层位的产气压力和含气饱和度动态变化等[8-10]。许多工作开展了单一储层的数值模拟，讨论了多因素耦合下的煤层气和致密气产出特征[11-13]，但尚未系统报道“三气”或者其中“两气”协同产出的数值模拟研究。基于鄂尔多斯盆地东缘临兴地区的煤层气和致密气开发试验井，结合实际地层参数和气、水产出曲线，建立煤层气和致密气合采的数值模型，通过生产历史拟合，查明合采规律及影响因素，分析井筒压力控制方式、不同储层压力系统、储层渗透率、压裂效果和储层物性动态变化(煤岩有效应力和基质收缩效应等)等的影响。相关成果为今后“三气”合采产能规律认识和层间干扰因素的分析提供借鉴。
1 煤层气致密气合采模型的建立
综合考虑煤层、砂岩特征，选用双孔双渗模型。
按一般煤层气井排井距，单井模型设置尺寸为300 m×300 m，网格数目30×30×6，采用实测层厚。采用局部网格加密对人工压裂缝进行模拟，加密方式为5×10=50个，即等效裂缝宽度为3 m，裂缝半长及裂缝导流能力通过生产历史拟合获取。
图1 网格模型和局部加密网格(单位:m)
Fig.1 Grid diagram and local refinement grid(unit:m)
该模拟以现场试验井的实际地层为准，纵向分为6层:千5、盒2、太二段(2层)、本溪组煤层(2层)(图2)。
图2 LX-2x井模型各层示意
Fig.2 Schematic diagram of the LX-2x well model
由于煤层和砂岩具有不同的孔渗特征，煤层采用双孔单渗模型，既能模拟基质中的吸附和扩散效应，又能模拟裂缝中饱含水和渗流通道的需要，致密砂岩则采用常见的单孔单渗模型。在同一个模型中同时兼顾两类储层，通过先建立双孔双渗模型，再分别针对煤层和砂岩采用限制相应关键字以达到等效目的。
1.1 模型的等效处理
对致密砂岩，限制模型中的裂缝参数，将砂岩裂缝孔隙度设为0，使砂岩中只有基质参与渗流。对于煤层，限制基质之间的渗流，通过将煤层的基质传导率设为0，阻止基质间的物质交换，实现了等效的煤层的双孔单渗特征(图3)。
1.2 模型的校验
为检验上述等效过程的合理性，分别建立致密砂岩和煤层的常用模型，其中所设置参数与上述等效模型一致，通过查看其产气特征是否一致。
1.2.1 砂岩模型的校验
基于相同参数建立砂岩单孔单渗模型，将计算结果与前述模型对比，日产气曲线走势非常接近，6 a的累产气量误差为1.1%，表明该砂岩等效模型合理(图4(a))。
图3 典型双孔双渗模型示意
Fig.3 Typical double-pore double-seepage model diagram
图4 等效模型与单孔单渗砂岩和双孔单渗煤层模型校验对比
Fig.4 Comparison of equivalent model and single-pore single-permeability sandstone model and double-pore single-seepage coal seam model
1.2.2 煤层模型的校验
基于相同参数建立煤层双孔单渗模型，将其计算结果与前述模型对比，与砂岩模型相似，二者日产气曲线走势非常接近，且6 a的累产气量误差仅为0.53%，表明该煤层等效模型合理(图4(b))。
2 生产历史拟合
采用定压拟合的方式，首先通过调整渗透率、孔隙度值拟合产气量，然后通过综合气-水相对渗透率曲线拟合产水量。从日产气、日产水拟合曲线上可以看出，除层位刚射开时产气、产水变化较大拟合精度较差外，其余生产时间段的拟合情况较好(图5)，拟合后的参数见表1。
基于历史拟合数据，可看出目前砂岩层位的产气量下降较快，煤层的产气能力开始得到释放，但由于井的压力控制不稳，煤层产气曲线波动较大(图6(a))。该井的砂岩层位受开关井、自身物性较差等因素影响，产气能力逐渐降低，而煤层由于埋深大，物性不理想，压降在煤层中的波及速度慢，产能还未得到有效释放。
从累产气曲线上可以看出，目前砂岩气的累产气量占绝大多数(73%)，但深部低渗透煤层的产气主要在低井底流压时产出，随着生产的继续，煤层的产气能力将逐渐体现，砂岩气的比例将持续下降(图6(b))。
图5 LX-2x井日产气和产水历史拟合
Fig.5 Production history of gas production and water production in LX-2x
表1 LX-2x井数值模型主要参数
Table 1 Parameters used in LX-2x well numerical model
图6 LX-2x井各层日产气量与累产气量劈分(按拟合)
Fig.6 Gas production split and accumulated gas production of different layers from LX-2x(by fitting)
3 合采产气规律及影响因素研究
基于前述模型，开展分层分采、分层合采以及改变煤层、砂岩储层参数，以此分析不同因素对合采气井产能的影响因素，为后期开展煤层、致密砂岩气合采提供依据。
3.1 研究模型的设定条件
合采过程中，随着井筒内液柱降低，井底流动压力下降，上部砂岩层位逐渐裸露，因此上、下部产层对应的井底流压存在差异。对LX-2x井，当下部煤层的测压计显示低于4.6 MPa时，上部砂岩在事实上处于裸露状态，此时上部砂岩对应的井底流压大致等于套压。以各层实测参数为基础，分别预测砂岩层与煤层分采时的开发效果，采用三段式的井底流压控制方式:① 19.8降至12.98 MPa，压降速度为0.1 MPa/d;② 12.98 降至4.6 MPa，压降为0.05 MPa/d;③ 4.6 降至0.2 MPa，压降为0.02 MPa/d;④ 井底流压降至0.2 MPa后，采用定压开采。预测时间15 a(2017-01-01—2032-01-01)，各层累产量对比如图7所示。
由图7可知，致密砂岩气的见气时间比煤层气要早，但煤层的峰值产量要高于致密砂岩气。从15 a的累产量上来看，煤层的累产量略高于致密砂岩气，二者之差约为8×105m3。
图7 预测15 a内日产和累产量对比
Fig.7 Predicted production curve of daily and accumulated production in 15 years
3.2 开发效果影响因素分析
对于砂岩、煤层合采井，单井产能的影响因素众多[14-17]。基于前述模型，分析煤层、砂岩两层合采时的影响因素，对更复杂的合采情形也具有一定的借鉴意义。除特殊说明，模型的压力控制方式均如前述，采用三段式降压，以期在尽可能多的采出砂岩气的同时，降低煤层产气时的压降幅度，避免煤层压敏效应导致产能受损(表2)。
表2 开发效果影响因素分析
Table 2 List of the development influencing factors
3.2.1 井筒压力控制方式的影响
井筒压力控制方式主要是指井筒压力的下降速度，此处分别模拟压降速度为0.1，0.05，0.02 MPa/d产气曲线，累产气量如图8所示。
图8 不同压力控制方式下的日产气量与累产气量对比
Fig.8 Comparison of daily and accumulated gas production in different pressure control modes
从日产气曲线上可以看出，整体上随着压降速度的降低，产气峰值到达时间越来越晚，但后期日产气量差别不大。受压敏影响，煤层在日降100 kPa时的初期产气速率比日降50 kPa的要低(图9(b))，但是砂岩的应力敏感较弱，初期降压越快，产气量越高(图9(a))。因此，考虑深部煤层一般具有较强的压敏效应，且排水降压速度太快会导致煤粉产出，降低近井地带的渗透率，因此生产时，应采用合理的降压速率既兼顾前期的快速降压生产，又最大程度避免储层压敏伤害。
图9 不同压力控制方式下的砂岩(a)与煤层(b)日产气量对比
Fig.9 Comparison of daily gas production in sandstone(a) and coal seam(b) under different pressure control
同时，从砂岩、煤层各层的产气曲线上可以看出，二者的峰值产气量随压降速度的减缓呈现相反的变化。砂岩层的峰值产气量随压降速度的加快而升高，而煤层的峰值产气量随着压降速度的加快，峰值到来的时间提前，但峰值水平却逐渐下降。主要由于致密砂岩层的渗透率较高，降压较快时，压差更大，更有利于致密砂岩气的快速采出。对于煤层，由于埋深大、渗透率低，其压力波及速度较慢，如果加快排采，则远端储层往人工裂缝内的补给不足，峰值水平较低，较低的排采速度反而有利于煤层气的高产。
综上所述，砂岩与煤层合采时，当砂岩作为产气主力层(厚度大、含气量高、孔渗条件好、压裂效果好)，且致密砂岩的压敏效应不强，边底水不强时，可以适当加快降压速率，尽可能多的采出砂岩气，以煤层产气作为补充;反之，当煤层作为产气主力层时，应当适当减缓降压速度，既能避免煤粉堵塞煤层，降低煤层的压敏效应，同时又能实现煤层深处对人工缝的补给，从而提高煤层的产气速度，与此同时以砂岩气作为补充。
3.2.2 层间压力系统差异的影响
为讨论压力系统差异对产能的影响，保持含气量和临界解吸压力等参数不变，只改变储层压力。对于LX-2x井而言，千5砂岩埋深1 411.3～1 417.2 m，9号煤埋深为2 000.47～2 005.88 m，深度差为600 m左右。为了具有可对比性，设置两层的中间位置深度(1 700 m)不变，假定以下情形展开对比，其中各层压力按相同压力系数赋值:① 两层高度差为400 m:千5砂岩顶深1 500 m，对应地层压力14.54 MPa，9号煤层顶深1 900 m，对应地层压力18.81 MPa;② 两层高度差为200 m:千5砂岩顶深1 600 m，对应地层压力15.51 MPa，9号煤层顶深1 800 m，对应地层压力17.82 MPa;③ 两层高度差为0(垂向无物质交换)，即盒2底部与9号煤层顶部相接:此时千5砂岩顶深1 689 m，对应的地层压力为16.37 MPa，9号煤层顶深1 700 m，对应的地层压力为16.83 MPa。
以上3种情形下，各层厚度维持不变，孔渗特征、人工裂缝参数不变，煤层临界解吸压力不变。不同压力系统下的产气对比如图10所示。由图10可知，随着两个层位压力系统差异的逐渐减小，累计产气量明显增加，可以判断对于合采井，当两层位的深度差异越小，越有利于减小层间矛盾，从而提高单井产能。
图10 不同压力系统单井产气对比
Fig.10 Comparison of single well gas production in different pressure systems
各层的产气量对比如图11所示，随着层间差异的减小，砂岩层与煤层的日产气量均有明显提升，其中砂岩层的提升幅度更大。这主要是因为随着砂岩深度的增大，砂岩层位的地层压力升高，相同生产制度下压差更大，更有利于砂岩气的采出。对于煤层而言，随着埋深的变浅，煤层压力降低，虽然减小了与临界解吸压力之间的压力差，但同时排水降压速度也变缓，因此上升幅度有所减缓。综上，当煤层与砂岩之间的埋深差异越小，合采效果越好。
图11 不同压力系统煤层产气与砂岩层对比
Fig.11 Gas production rate of coalbed methane and tight sand gas of different pressure systems
3.2.3 储层渗透率的影响
对于模型而言，对产量有影响的渗透率分别为砂岩的基质渗透率值与煤层的裂缝渗透率值。为了对比该值对产能的影响，分别设置该值为LX-2x历史拟合值的倍数来展开计算。具体分析如下。
(1)不同煤层渗透率
煤层裂隙渗透率变化区间很大，因此本部分设置如下:当砂岩渗透率不变时，设定煤层渗透率值为拟合值的5，20，50倍下的单井产气量如图12所示。
图12 不同煤层与砂岩渗透率下的单井产气量对比
Fig.12 Coal seams and sandstones curves of different permeabilities
从单井产气曲线上可以看出，随着煤层渗透率的提高，单井产气量逐渐增加，但是提高幅度较小。这主要是因为，影响煤层产气量的关键参数，除了割理渗透率，还有割理孔隙度以及压裂效果，前者很大程度上影响了排水降压时煤层的压力传导速度和煤层气从基质扩散到割理的难易，后者则主要影响了煤层的供给面积(图12(a))。
(2)不同砂岩渗透率
当煤层渗透率不变时，不同砂岩渗透率值(分别取历史拟合值的2，5，10倍)下的单井产气量如图12(b)所示。砂岩渗透率越高，砂岩层封层前产出的气量显著越高，表明对于砂岩储层来讲，其渗透率的高低很大程度上决定了砂岩层位的产气量，因此应当优选物性较好的砂岩层位进行合采。
3.2.4 压裂效果的影响
压裂效果很大程度上决定了各层的主要产气能力，尤其是对于致密砂岩和埋深较大的煤层而言。本节内容分别对煤层和致密砂岩的压裂效果(裂缝导流能力)对单井产能的变化展开讨论。
(1)煤层压裂效果影响规律
设定砂岩层位的压裂效果不变，改变煤层的压裂效果(裂缝导流能力)分别为拟合值的2，5，10倍。此时单井的产气效果对比如图13所示。
图13 不同煤层压裂效果时的煤层产气对比
Fig.13 Comparison of coal seam gas production in different coal seam fracturing effect
由图13可以看出，随着压裂效果逐渐变好，短期内煤层的产气能力随之上升，但上升幅度逐渐减慢，同时后期产气水平差别不大。这主要是因为压裂效果改善后，裂缝周围的产气可以迅速流动至井底，因此短期内产气能力有所上升，但长期来看，煤层深处的物性没有改善，因此远处至裂缝周围的补给慢，导致后期产气量差异不大。
(2)砂岩压裂效果影响规律
设定煤层的压裂效果不变，改变砂岩层位的压裂效果分别为历史拟合值的2，5，10倍。
从单井产气量上可以看出，随着砂岩压裂效果的变好，砂岩的产气量显著提高，但与煤层产气的变化特征相近，产气量的上升幅度逐渐变缓。这说明，与煤层类似，提高压裂效果虽然可以改善短期的产气能力，但由于致密砂岩深部的储层物性没有改善，储层远端向裂缝的供给不足，导致后期产气能力差异不大，累产气上升幅度也逐渐变缓(图14)。
图14 不同致密砂岩压裂效果时的砂岩层日产气与累产气对比
Fig.14 Comparison of daily and accumulated gas production in sandstone layers with different fracturing effect
值得注意的是，3.2.3和3.2.4节部分结果显示，改变煤层渗透率和压裂效果对产气量影响不大，主要原因在于:① 拟合的割理孔隙度值仅为0.45%(表1)，且拟合的渗透率变化显示，渗透率持续降低，影响了总体的产气效果;② 渗透率变化时，模型采用的人工裂缝所在网格的拟合渗透率为10-13m2，相对较低，对产气量变化的响应不太明显;③ 人工压裂效果变化时，压裂效果提高了，但是煤层的原始渗透率很低，主渗透率仅为0.3×10-15m2，同样对产气量的影响不大。
3.2.5 煤层物性动态变化规律的影响
对于煤层而言，Palmer-Mansoori(PM)模型描述了气体吸附(或解吸)引起的煤基质孔隙变形与孔隙气体压力的耦合作用[18-20]，不同的物性条件,PM模型导出的物性变化规律呈现不同的特征。参考文献[21]，本部分模拟了3种渗透率变化形态，并对应模拟了产能变化曲线。但是在前述研究中，产气量受渗透率的影响并不大，所以该处为设定理想条件的储层物性动态变化，真实深部地质条件下的煤储层物性动态响应变化有待后续深入研究。
由图15(a)可以看出，产气效果上，2类的产气效果最不理想，3类稍好于1类。这主要是因为:
(1)3类煤层，随着压力的降低，吸附气的不断产出，基质收缩改善了煤层的渗透率，煤层在低压期的产量高，产气效果好;
(2)1类煤层，气体解吸后渗透率没有明显改善，始终接近初始值，但是相对于受强应力敏感的2类储层还是有优势，具有稳定的产气能力;
图15 煤层渗透率变化特征及其对应的产气曲线
Fig.15 Permeability variation features its corresponding production curves
(3)2类煤层，受较强的应力敏感效应，随着排采的进行，渗透率没有明显改善，产期效果最差。对于该类煤层，如果采用注入CO2等增压的方式置换采气，可改善煤层渗透率而获得高产。
4 结 论
(1)建立了煤层气和致密气同井筒合采模型，通过与单一模型的验证，证明了该模型的适用性。
(2)两气共采过程中，随着压降速度的降低，产气峰值到达时间越来越晚，但后期日产气量差别不大。考虑到深部煤层一般具有较强的压敏效应，且排水降压速度太快会导致煤粉产出，降低近井地带的渗透率，因此建议采用三段式降压进行生产，既能兼顾前期的快速降压生产，又能避免对储层的压敏伤害。
(3)煤层与砂岩之间的埋深差异越小，合采效果越好;随着煤层渗透率的提高，单井产气量逐渐增加，但是提高幅度较小;对于砂岩储层来讲，渗透率提升明显，压裂效果逐渐变好，短期内煤层和砂岩的产气能力随之上升，但上升幅度逐渐减慢。煤层的基质收缩和应力敏感效应可大幅改善产气效果，但深部地质条件下煤层物性特征有待进一步探讨。相关结果可对煤系非常规天然气协同开发方案的制定和完善提供指导，推动煤系“三气”同井筒合采的实施和开展。
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