張 健，申 建，朱蘇陽，張芬娜

(1.中海油研究總院有限責任公司 非常規(guī)研究院，北京 100028；2.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116；3.西南石油大學 石油與天然氣工程學院,四川 成都 610500；4. 中國石油大學(華東) 機電工程學院,山東 青島 266580)

鄂爾多斯盆地東緣發(fā)育多套煤系非常規(guī)天然氣儲層，縱向上煤層氣、致密砂巖氣和過渡相頁巖氣儲層呈現(xiàn)疊置賦存特征，具有良好的勘探開發(fā)潛力[1-4]。通過多層同井筒合采能夠有效解決單層厚度小、單獨開發(fā)產(chǎn)能低、綜合效益差等問題，提高單井產(chǎn)氣量和地下資源動用率。但是煤層氣和致密砂巖氣層具有不同的初始流體賦存狀態(tài)、巖石性質、滲流能力以及開發(fā)方式[5-10]；復雜的儲層接觸關系導致合采過程中層間干擾嚴重影響氣井產(chǎn)能[11-12]。目前煤系氣的合采研究重點關注以靜態(tài)地質參數(shù)形成的“合采窗”[13-14]以及合層壓裂開展的合采可行性評價等方面[15-16]，對煤層氣和致密氣儲層長期合采導致的儲層壓力影響和干擾特征、合采優(yōu)化設計等缺乏深入研究。

筆者針對鄂爾多斯盆地東緣臨興區(qū)塊，研究煤層和致密砂巖層在不同接觸關系下的耦合流動、壓力分布、產(chǎn)能干擾、層間接替及井筒耦合等規(guī)律，基于互層連通、近距耦合和遠距擾動的三重耦合作用，采用數(shù)值模擬方法，闡明不同耦合關系條件下的動態(tài)合采特征，優(yōu)化層位組合與接替方案，提出了合層排采工藝設計和設備選型方法，探索了煤系氣高效合采模式，為加大我國煤系氣綜合勘探開發(fā)提供技術支持。

1 區(qū)域地質背景

鄂爾多斯盆地東緣上古生界發(fā)育多套非常規(guī)天然氣儲層，包括有太原組和山西組2套煤層氣儲層和本溪組、太原組、山西組、上下石盒子組以及石千峰組的致密砂巖氣儲層[3,9]。除此之外，近年在太原組和山西組的煤系頁巖中也發(fā)現(xiàn)了海陸過渡相頁巖氣。筆者選取目前作為主力開發(fā)層段的上下石盒子組中的盒4段和盒8段，以及山西組、太原組和本溪組中的砂巖、煤巖和頁巖作為評價層段。這些層段主體儲層類型、氣層厚度和測井滲透率見表1。

表1 研究區(qū)目標氣層分布

根據(jù)表1可知，研究區(qū)域致密氣藏和煤層氣藏厚度小，孔滲條件差異大，需要對石盒子組的致密氣以及山西組、太原組和本溪組的煤層氣開展精細地質建模并分析組合情況。

2 產(chǎn)層組合劃分

2.1 產(chǎn)層地質模型建立

基于多重相控建模技術，根據(jù)沉積微相劃分和對砂體的控制程度，研究通過Petrel軟件，建立了研究區(qū)疊置氣藏高精細地質模型，表征了臨興地區(qū)的煤層和致密砂巖層的不同空間地質接觸關系。建模面積約為272.2 km2，共有天然氣井數(shù)14口，井距為2～10 km，綜合考慮開發(fā)井設計密度的需要，模型平面網(wǎng)格步長取50 m×50 m，東西方向網(wǎng)格數(shù)為314個，南北方向網(wǎng)格數(shù)為372個。目的層山西組、太原組和本溪組，厚度為197 m。考慮有效儲層垂向厚度分布情況，將垂向網(wǎng)格平均厚度定為1 m，精細模型最終網(wǎng)格數(shù)為23 011 176個。儲層相模型為儲層內(nèi)部不同相類型(沉積相、巖相或流動單元)的三維空間分布，該模型能定量表征儲集體的大小、幾何形態(tài)及三維空間分布，巖相建?？梢苑从巢煌膸r石類型的幾何形態(tài)及其在三維空間的展布，研究區(qū)發(fā)育有泥巖、砂巖、煤、灰?guī)r和白云巖(較少)，因此本次巖相建模的過程中應用了相應的4種巖相參數(shù)。相模型的建立首先對測井解釋的巖相數(shù)據(jù)進行離散化，針對離散型數(shù)據(jù)的特點，采用最優(yōu)法選擇每個網(wǎng)格上出現(xiàn)最多的離散值作為粗化后的巖相值。結合沉積相圖，首先將研究區(qū)16張沉積相圖數(shù)字化，將有利砂發(fā)育的微相歸為一類，橫向約束模型砂層的分布，然后通過層位控制，進行變差函數(shù)數(shù)據(jù)分析，對儲層展布進行約束。本次巖相模型采用序貫指示模擬方法，并通過縱向巖相概率曲線和沉積相圖進行約束，通過模擬運算，得到了巖相模型。在以上相控分析基礎上，采用序貫高斯模擬方法篩選出最符合地質體實際情況的儲層含氣飽和度模型和滲透率模型，結果如圖1所示。

圖1 臨興地區(qū)疊置氣藏地質模型物性柵格場Fig.1 Property lattice field of multi-layeredgas reservoir in the Linxing block

根據(jù)示范區(qū)地質模型，地層自上而下依次為山2、山2上、4+5煤層、山2下、太1、太2、本1、8+9煤層、本1下、本2，臨興地區(qū)儲集體含氣飽和度分布較均勻(圖1(a))，氣藏滲透率非均質性強(圖1(b))，需要深入分析以判斷合采的可行性。以上基于Petrel軟件建模的結果定量刻畫了各類儲層不同屬性的空間展布特征，為產(chǎn)層組合優(yōu)選和物理建模提供了地質基礎。

本溪組、太原組及山西組的煤層為煤系氣烴源巖，煤巖附近均發(fā)育了含氣性較好的低滲和致密砂巖，二疊系下統(tǒng)的煤巖在地質演化過程中，多期充注上方的致密砂巖，形成了上石盒子組(盒4)及下石盒子組砂巖(盒8)的主力氣層[17-18]。根據(jù)柵格模型的飽和度(圖1(a))和滲透率(圖1(b))分布情況，可以獲取研究區(qū)首選單采的主力氣層為上石盒子組的盒4段致密砂巖和下石盒子組盒8段致密砂巖氣藏。另外，山2段、太原組和本溪組的致密砂巖氣藏產(chǎn)能較差，但也可以作為次級可選的單采氣藏。本溪組8+9號和山西組4+5號煤層可以作為接替氣藏。

2.2 靜態(tài)產(chǎn)層組合

煤系中煤層和致密砂巖層疊置分布，產(chǎn)層歸類組合是合采研究的基礎。臨興地區(qū)縱向上儲層物性差異大，綜合考慮不同合采方式，提出了地質工程結合開發(fā)工程的產(chǎn)層組合模式，考慮以下3個方面。

(1)儲層地質條件。優(yōu)選產(chǎn)層組合分布特征，如埋藏深度，儲層展布、砂體大小等。優(yōu)先組合物性條件，如孔隙度、滲透率、含氣飽和度/含氣量、儲層壓力、儲層厚度等，增加合采開發(fā)效率。

(2)層間干擾影響。產(chǎn)層組合應避免層間壓力差較大引起的產(chǎn)氣抑制、水侵傷害等問題，優(yōu)選壓力接近的儲層進行組合。應力干擾：不同巖性儲層疊置分布時，儲層巖石力學參數(shù)影響壓裂縫擴展形態(tài)，進而影響合層壓裂效果，優(yōu)選近距離接觸的儲層作為整體開發(fā)。煤粉干擾：煤粉易堵塞滲流通道造成卡泵等事故，避免將易出煤粉煤層與疏松砂巖層進行合采。

(3)合采生產(chǎn)方式。距離較近的互層可通過壓裂縫直接連通進行組合開發(fā)，儲層相距較遠時可通過井筒將儲層連通實現(xiàn)合采。管柱結構：管柱設計優(yōu)化以長期適用為原則，需考慮產(chǎn)層接替或層位調(diào)整需要，滿足煤層氣排水降壓和致密氣直接產(chǎn)氣的要求。

根據(jù)產(chǎn)層組合的3個基本原則以及示范區(qū)地質模型中的參數(shù)特征，研究可以確定盒8段單采+山/本/太2段合采接替、盒4段單采+山/本/太2段合采接替、盒4/8段合采+山/本/太2段合采接替、本/太2段合采+盒4/8段合采接替、山/太2段合采+盒4/8段合采接替、山/本/太2段合采+盒4/8段合采接替、太2段砂巖氣單采+盒4/8段合采接替、本2段砂巖氣單采+盒4/8段合采接替以及山2段砂巖氣單采+盒4/8段合采接替的9種靜態(tài)合采和接替方式。

3 合采耦合模式與傳質機理

根據(jù)靜態(tài)地質特征的合采層位組合和可壓性篩選，合采初期不會存在明顯的干擾，然而，在生產(chǎn)一段時間后，單層氣藏由于虧空程度不同和壓裂縫溝通效應，出現(xiàn)明顯的儲層動態(tài)干擾問題，需要通過多層合采的儲層耦合干擾方式進行分析研究。

3.1 合采耦合模式

針對研究區(qū)主要存在的煤層和致密砂巖層完全接觸、煤層和致密砂巖被壓裂縫間接溝通以及在井筒中連通的致密砂巖層3種耦合方式，建立了吸附層-基質-割理-壓裂縫-井筒流動的煤層氣傳質鏈模型，以及微孔隙-微裂縫-壓裂縫-井筒流動的致密氣傳質鏈模型，將鄂爾多斯盆地東緣煤系氣合采干擾分為互層聯(lián)動、近距耦合和遠距擾動3種類型，如圖2所示。

圖2 臨興地區(qū)煤層氣-致密氣合采的3種耦合干擾模式Fig.2 Three interference types of production from tight gas and coalbed methane from Linxing block

根據(jù)傳質鏈耦合模型可知，決定產(chǎn)量的關鍵因素為傳質鏈節(jié)點上通量最小的節(jié)點，耦合作用降低了煤層氣和致密氣合采的初期效果，但有利于長期穩(wěn)產(chǎn)目標。

(1)互層聯(lián)動?；勇?lián)動主要指煤層和致密砂巖直接接觸的耦合干擾情況。鄂東地區(qū)的致密砂巖氣主要是由下部煤層在熱演化過程中多期充注形成，客觀上存在游離氣的運移通道。在合采過程中，解吸出的煤層氣通過擴散和浮力作用向致密砂巖層流動，產(chǎn)氣峰值會出現(xiàn)滯后。該現(xiàn)象主要出現(xiàn)在山西組的致密砂巖和山西組、太原組的煤層微納孔隙內(nèi)的氣體壓力聯(lián)動過程，是煤系氣藏圈閉特殊條件下游離氣產(chǎn)出導致的儲層內(nèi)部壓力干擾。

(2)近距耦合。近距耦合主要指煤層和致密砂巖在壓裂縫溝通的間接接觸耦合干擾情況。目前煤系氣求產(chǎn)通常采用合層壓裂，壓裂縫在井筒附近連通了不相鄰的煤層和砂巖層，造成壓力、溫度等形成干擾。該現(xiàn)象主要發(fā)生在山西組和下石盒子組的致密砂巖層和山西組的煤層之間，源于壓裂縫溝通導致的近井地帶氣-水越層竄流，間接接觸模型表征排采過程中壓力擾動對煤層氣生產(chǎn)動態(tài)的影響。

(3)遠距擾動。遠距擾動主要指相隔較遠的氣藏在井筒中溝通的耦合干擾情況。煤層和致密砂巖層相距較遠時，儲層之間不易產(chǎn)生干擾，進入井筒后，煤層產(chǎn)出水及煤粉對致密砂巖和泥頁巖儲層造成水敏、堵塞等傷害，致密砂巖氣攜液能力差異導致的井底積液造成煤層氣解吸困難。該現(xiàn)象主要發(fā)生在太原組、本溪組的煤層氣和石盒子組的致密砂巖氣之間，表現(xiàn)為間距較遠的儲層產(chǎn)出水對彼此物性的傷害作用。

3.2 耦合傳質數(shù)學模型

不同儲層孔隙度、滲透率、毛管力、相滲曲線、吸附-解吸-擴散規(guī)律等差異明顯，造成以下問題：① 逐層建立三維地質模型網(wǎng)格數(shù)量巨大；② 采用地質模型網(wǎng)格粗化減少計算量時，以單一粗網(wǎng)格屬性代替多個精細網(wǎng)格值，不能反映不同類型巖石的滲流差異。為了解決上述問題，將不同儲層視為不同種連續(xù)介質，建立互層狀雙重介質模型，一方面能夠反映不同巖石的滲流差異，另一方面減少數(shù)值模型的網(wǎng)格數(shù)量，以提高模擬計算的效率。

模型假設條件為：① 中-高階煤層是由氣相吸附層、基質孔隙系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)構成；② 基質是煤層氣的存儲空間，裂縫-割理系統(tǒng)是流體的流動通道；③ 煤層氣吸附符合Langmuir等溫吸附原理，解吸為瞬態(tài)；④ 煤儲層為均質、各向異性；⑤ 氣、水在裂縫中的流動符合Darcy定律，氣體在基質中的流動符合Fick擴散定律；⑥ 開采過程中煤層溫度及上覆地層壓力保持恒定。

3.2.1 改進竄流模型

儲層中氣相連續(xù)性方程：

(1)

水相連續(xù)性方程：

(2)

(3)

(4)

(5)

式中，A為接觸面積；km1為介質m1的滲透率，10-15m2；Pm為基質內(nèi)氣體的壓力，MPa；Pf為裂縫內(nèi)氣體的壓力，MPa；Mg為氣體的摩爾質量，kg/mol；Dk為擴散系數(shù)，kg/(m2·s)；C為氣體摩爾分數(shù)，mol/mol。

裂縫的滲透率遠大于基質，竄流量只與基質的滲透率有關，互層狀雙重介質模型中不能直接引用Kazemi的竄流模型。2種儲層界面處的壓力計算，需要聯(lián)立2種巖層的竄流量計算，以Darcy竄流為例，其中，l代表氣或水。

(6)

式中，km2為介質m2的滲透率，10-15m2；Pm1，Pm2為介質m1，m2的滲透率；n1，n2為2種儲層介質的厚度。

3.2.2 井筒傳質模型

氣井生產(chǎn)時的井底流壓由井口壓力、氣柱重力和井筒流動所產(chǎn)生的壓力損失3部分組成，井底流壓通常通過井底壓力計實測或井口壓力計算獲得。推導垂直管流井底流壓的一般表達式為

(7)

其中，d為油管內(nèi)直徑，m；p為井筒氣體壓力，MPa；Z為井筒氣體偏差系數(shù)；T為井筒內(nèi)絕對溫度，K；f為Moody 摩阻系數(shù)；qsc為標態(tài)下氣產(chǎn)量，m3/d；H為油管下到氣層中部深度，m；γg為氣體相對密度。井筒溫度、氣體偏差系數(shù)采用平均值，積分可得

(8)

結合氣相連續(xù)方程、水相連續(xù)方程、壓裂縫的連續(xù)方程、水相的運動方程、氣相運動方程、裂縫系統(tǒng)氣-水毛管壓力方程、裂縫系統(tǒng)氣-水飽和度方程、基質孔隙系統(tǒng)氣-水毛管壓力方程、基質孔隙系統(tǒng)氣-水毛管壓力方程，以及煤層氣流動模型的內(nèi)邊界條件和煤層氣的外邊界條件建立耦合流動數(shù)學模型。其中，地質建模中(圖1)包含了氣層、含水氣層和水層的模型信息，數(shù)值模擬中，模型的外邊界統(tǒng)一為封閉邊界，模型的內(nèi)邊界為井模型；歷史擬合中，模型的內(nèi)邊界為定產(chǎn)氣量邊界(第2類邊界條件)；產(chǎn)能預測中，模型的內(nèi)邊界為定流壓邊界(第1類邊界條件)。近距耦合模擬中，通過在數(shù)值模擬軟件中嵌入式離散裂縫的形式模擬壓裂縫對上下氣藏和水層的溝通情況，不需要建立新的數(shù)學模型進行描述。

4 合采接替方案優(yōu)化

研究區(qū)域內(nèi)氣井的生產(chǎn)歷史存在大量產(chǎn)水的情況，而大量產(chǎn)水明顯降低了氣井的合采效率，導致了氣井提前關井。因此，研究需要明確有水氣藏合采過程中的井筒生產(chǎn)條件，通過井內(nèi)工具和管柱的優(yōu)化，對井筒舉升液體能力的上限進行分析研究，以明確氣井生產(chǎn)過程中的關井條件。

4.1 合采管柱設計及排液效果分析

研究區(qū)疊置氣藏多為煤層等烴源巖在下，致密砂巖等儲集層在上，垂向距離較近，壓力體系和物性接近，可以采用合層壓裂、同壓力體系開發(fā)的生產(chǎn)模式；垂向距離較遠時，則構成2個組合成藏系統(tǒng)，單層開采不具有經(jīng)濟開發(fā)價值，可以采取基于井筒壓力控制得當?shù)淖匀唤犹嫔a(chǎn)模式，提升氣田開發(fā)效益，研究提出了一種基于氣舉管柱的同井筒兩氣合采管柱與設備，如圖3所示。

圖3 氣舉合采管柱結構Fig.3 Structure diagram of gas lift commingled production string

該氣舉合采管柱采用“油管+封隔器+單向閥+氣舉閥”的閉式氣舉管柱結構，既可以防止合采過程中的層間壓力干擾，又能利用下部致密氣的氣源，舉升煤層和致密砂巖中的產(chǎn)出水。氣舉排液方式選擇反舉，封隔器防止高壓致密砂巖氣對煤層動液面造成壓敏傷害，單向閥避免致密氣進入油管對煤層造成壓力干擾，防止油管內(nèi)煤層產(chǎn)出液回流。

將上述氣舉設備進行室內(nèi)物理模擬，以分析合采管柱的排水效果。實驗采用鼓風機氣量進入聚氣腔模擬上部高壓氣層，單向閥模擬氣舉閥，供水系統(tǒng)模擬煤層和致密氣層的產(chǎn)出液。物理模擬過程中，礦場和室內(nèi)模擬的管柱長度比470∶1，直徑比1.25∶1，壓力比為58∶1，液量相似比為1∶1。實驗模擬得出不同氣舉壓力下實驗氣量與攜帶液量的關系，如圖4所示。

圖4 不同氣舉壓力下實驗氣量與攜帶液量的關系Fig.4 Relationship between gas volume and liquidvolume under different pressures

室內(nèi)模擬過程中的攜帶液量隨著氣量增加整體呈上升趨勢(圖4)。隨著攜帶液量增大，所需氣量增大，且液量越大，所需氣量增幅越大。根據(jù)圖4可以明確氣體在不同流速條件下的最大攜帶液量，以確定氣井在不同產(chǎn)水情況下的生產(chǎn)上限。該氣舉管柱在示范區(qū)應用取得了良好效果，實現(xiàn)了開發(fā)方案優(yōu)化過程中得到的山西/太原/本溪組致密氣和煤層氣合采的生產(chǎn)方式。

4.2 合采優(yōu)化技術流程

煤層氣-致密氣合采產(chǎn)能預測基于三維地質模型，標定單層的產(chǎn)量數(shù)據(jù)和地質數(shù)據(jù)。模型的初始設置主要包括初始氣水分布，巖石孔隙度、滲透率、飽和度、毛管力、壓縮性，天然裂縫分布，應力場分布和氣體物性參數(shù)[19-22]。結合壓后裂縫長度、方位、導流能力等數(shù)據(jù)，設計合理的煤層氣-致密氣合采技術方案，技術流程如圖5所示，根據(jù)圖5，研究根據(jù)地質模型中得到的靜態(tài)產(chǎn)層組合，以及多層合采耦合傳質數(shù)學模型，對靜態(tài)產(chǎn)層組合方式進行產(chǎn)層組合與接替方案進行優(yōu)選。

圖5 煤層氣-致密氣合采產(chǎn)能預測技術流程Fig.5 Technique workflow of productivity forecast onconcurrent production from tight gas and coalbed methane

4.3 組合接替方案優(yōu)選

根據(jù)地質工程的靜態(tài)產(chǎn)層組合研究結果，優(yōu)選研究區(qū)致密氣：盒4段、盒8段、山2段；煤層氣：太2段、本2段進行產(chǎn)層組合與接替模式設計。

將壓裂改造方式與層位接替正交組合完成開發(fā)方案，根據(jù)現(xiàn)場實際情況：單井初期配產(chǎn)1×104m3/d，裂縫導流能力25 μm2·cm。當先生產(chǎn)下部山西組/本溪組/太原組的致密氣和煤層氣時，為了避免出現(xiàn)下氣倒灌干擾，接替時機的標準為：山西組/本溪組/太原組相較于石盒子組的壓力差異不大于1.2倍。當先生產(chǎn)上部石盒子組的致密氣時，接替時機的標準為：山西組/本溪組/太原組相較于石盒子組的壓力差異不大于0.4倍。正交試驗設計見表2。

表2 壓裂改造程度與層位接替正交組合試驗

4.4 優(yōu)選結果分析

壓裂縫模擬采用新一代商用數(shù)值模擬器tNavigator中的嵌入式離散裂縫方式進行模擬，研究提出的耦合傳質數(shù)學模型，可以采用tNavigator中的竄流系數(shù)進行等效模擬。根據(jù)表2中不同接替方案與壓裂改造方式的正交組合，對靜態(tài)產(chǎn)層組合結果進行20 a的模擬生成計算，分析采出程度結果見表3，最佳層位組合與接替方案為：山2/本2/太2段合采+盒4/8合采接替，最佳壓裂改造方式為裂縫半長180 m，裂縫高度40 m。合采過程中，造長縫的壓裂方案雖然增加了單層生產(chǎn)能力，但是儲層縱向動用效果不佳，20 a采出程度最低；以縫高換縫長的改造方式雖然縱向連通程度較好，但會導致單層動用效果差，采收程度不是最佳。由表3可知，盒4/盒8合采干擾程度較弱，山2/本2/太2段合采干擾程度較強，合采和單采的采收程度差別不大。

表3 正交組合方案20 a采出程度對比

由于壓力不匹配導致的下氣上灌，盒4/8段合采與山2/本2/太2段合采的相互接替方案，先采下部氣層方案的采出程度均明顯高于先采上部氣層。對于最佳的壓裂改造方式c，5種接替方案的生產(chǎn)動態(tài)如圖6所示。當盒4、盒8先合采，山2、本2、太2段的煤層氣和致密氣接替時，全部氣層合采接替的效果最好，此時上部氣層壓力下降幅度較小，后期下氣上灌的程度有限，雖然發(fā)生一定的互層聯(lián)動干擾，但是互層聯(lián)動干擾并不影響長期的累產(chǎn)氣量。而單層生產(chǎn)時，儲層壓力下降明顯，接替后產(chǎn)氣量增加幅度不高，但是遞減較慢，這是下氣上灌的明顯表現(xiàn)(遠距擾動)。

圖6 臨興地區(qū)煤層氣-致密氣不同產(chǎn)層組合采產(chǎn)能預測Fig.6 Technique workflow of productivity forecast on concurrent production from tight gasand coalbed methane in Linxing Block under different formation combination

根據(jù)數(shù)值模擬過程可知，本2/太2段的煤層和致密砂巖存在明顯的互層聯(lián)動效應，互層聯(lián)動過程并不會明顯影響2層合采的效率，山2段的煤層和致密砂巖之間存在近距耦合的壓裂縫溝通效果。當下部氣層山2/本2/太2段先合采時，壓力與上部氣層盒4/盒8段壓力匹配程度較高，上下2個位置的氣層合采不會帶來明顯的氣體倒灌，生產(chǎn)效果明顯優(yōu)于其他接替方案。對于致密氣儲層產(chǎn)水干擾問題，采用煤系氣合采管柱設計和合采排液效果進行綜合分析，以確定部分高產(chǎn)水氣井的關井時間。先以山2段致密氣產(chǎn)氣作為氣舉氣源，通過氣舉閥進入油管舉升進行太2段煤層排水降壓，實現(xiàn)山2/太2段合采；其次，隨著煤層排水降壓本2段煤層氣達到臨界解吸壓力開始產(chǎn)氣，進行接替開發(fā)；最后通過井口壓力控制實現(xiàn)盒4/8致密氣合采接替。通過同井筒排水管柱設計和優(yōu)化，避免致密氣合采中的各層產(chǎn)水干擾，實現(xiàn)山2/本2/太2合采+盒4/8合采接替優(yōu)化。由此可知，根據(jù)靜態(tài)地質參數(shù)得到的產(chǎn)層組合和接替方程，在動態(tài)生產(chǎn)過程中會出現(xiàn)明顯的耦合干擾，并影響氣井的生產(chǎn)效率，需要通過數(shù)值模擬的方案，以氣藏動態(tài)的角度，優(yōu)選不同的層位組合與接替方法。

5 結 論

(1)基于臨興地區(qū)疊置氣藏不同儲層物性特征，形成了煤層氣-致密氣合采互層聯(lián)動、近距耦合和遠距擾動3種耦合干擾模式，探索了地質工程一體化的產(chǎn)層組合模式，為合層開發(fā)提供理論依據(jù)。

(2)建立了吸附層-基質-割理-壓裂縫-井筒流動的煤層氣傳質鏈模型，以及微孔隙-微裂縫-壓裂縫-井筒流動的致密氣傳質鏈模型；研究了互層聯(lián)動條件對基質-割理和微裂縫系統(tǒng)、近距連通條件對壓裂縫流動、遠距干擾條件對井筒流動的耦合作用。

(3)通過同井筒排水管柱設計和優(yōu)化，采用先生產(chǎn)下部儲層，上部儲層接替的方案能夠避免煤層氣-致密氣干擾問題，本文計算條件下，山2段致密氣作為氣舉氣源進行太2段煤層排水降壓，進而本2段煤層氣解吸實現(xiàn)山/太/本2段合采；最后盒4/8致密氣合采接替的方案最優(yōu)。