典型煤系疊合型氣藏生產模擬研究
——以黔西地區龍潭組為例

王文楷，劉世奇，桑樹勛，杜瑞斌，劉英海

1.中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇徐州 221116

2.中國礦業大學江蘇省煤基溫室氣體減排與資源化利用重點實驗室，江蘇徐州 221008

3.中國礦業大學碳中和研究院，江蘇徐州 221008

4.中國礦業大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇徐州 221008

0 引言

中國煤系氣資源豐富，占全國天然氣地質資源量的60%以上[1]。煤系氣的高效勘探開發對我國能源結構調整和國家能源安全保障具有重要意義[2-3]。在煤系氣開發過程中，疊合型儲層層間流體能量差異、儲層力學性質與物性差異共同影響共采兼容性。目前的勘探開發地質理論與地質適配性開發技術尚處于探索起步階段[4-7]。為支持煤系氣開發示范工程，國內開展了許多相關研究。桑樹勛等[8]針對華南地區龍潭組，提出了“層段優選、小層射孔、分段壓裂、投球分壓”的關鍵技術，實現了煤系疊合型氣藏煤層氣與致密砂巖氣共采，并獲得了工業氣流。秦勇等[9]認為煤系氣勘探開發效果取決于有機儲層氣與無機儲層氣之間合采兼容性及其地質控因，主要受合采產層能量狀態、產層物性之間的差異影響。易同生等[10]基于煤系氣示范工程，發現了松河井田煤系氣主要賦存于龍潭煤系多個煤層及臨近細砂巖、粉砂巖。中煤組煤層間細砂巖、粉砂巖厚度大且含氣性好，是煤系氣共探共采的主要目標層段。

關于煤系氣開采的數值模擬研究，申建等[11]建立了煤層與砂巖儲層疊合的雙層無竄流均質模型，探討了兩氣共采效果的影響因素，但并未考慮儲層間的物質傳遞；李勇等[12]建立了煤層氣和致密氣同井筒合采模型，實現了氣井產能劈分，明確不同層位的氣、水產出貢獻，研究表明煤層與砂巖之間壓力系統越相近，合采效果越好；李立功[13]建立了煤—頁巖、煤—砂巖及煤—頁巖—砂巖復合儲層煤系氣合采滲流模型，研究了層內動態滑脫流、層間竄流及其耦合作用對煤系氣合采儲層壓力分布的影響，揭示了其隨抽采時間、初始滲透率、層間滲透率比的變化規律，但忽略了水對煤系氣排采的影響。Panet al.[14]采用三重孔隙模型和偽混合氣體方法，通過修改現有的煤層氣模擬方法，實現了定量區分吸附氣和游離氣體的產量貢獻，并通過應用于Barnett 頁巖的一個氣體生產實例進行了測試。Liuet al.[15]通過對頁巖氣儲層中氣水運移以及持水行為的系統研究，將臨界含水飽和度作為劃分兩個產氣階段的轉折點。在第一階段，氣—水兩相流主導著頁巖氣的生產。在第二階段，產氣速率則主要受到吸附相水流動的影響。綜上所述，對于不同儲層組合排采下煤系氣滲流規律的對比研究相對較少，尚處于起步階段，仍需進一步探索。

在前人研究基礎上，以黔西地區大河邊區塊煤系氣開發示范工程的地質、排采等資料為基礎，通過建立煤系疊合型氣藏流固耦合數學模型并求解，探討不同儲層組合排采下儲層孔隙壓力，基質含氣量、滲透率等疊合型儲層特征參數動態變化規律及層間流動差異。研究成果為典型煤系疊合型氣藏開發提供理論基礎和技術支持。

1 大河邊區塊煤系氣開發背景

1.1 研究區地質背景

大河邊區塊位于貴州省六盤水市城區北部，構造上位于大河邊向斜西翼中段，總體構造形態為一寬緩向斜，地層走向為南北向，構造復雜程度簡單—中等，褶皺相對不發育，但整體斷層較為發育（圖1）。區內出露的地層由老至新有上二疊統峨眉山玄武巖組（P3β）、龍潭組（P3l）、三疊系下統飛仙關組（T1f）和永寧鎮組（T1yn）、三疊系中統關嶺組（T2g）及上覆于上述地層之上的第四系（Q）。上二疊統龍潭組為大河邊區塊主要煤系，為一套海陸交互相含煤沉積。研究區先后經歷了海西—燕山—喜馬拉雅運動，形成了當今的構造組合，控制了含煤地層的保存程度與賦存狀態[16-17]。

圖1 研究區構造綱要圖（a）六盤水煤田；（b）大河邊區塊Fig.1 Structural outline map of the research area(a) Liupanshui coalfield;(b) Dahebian block

1.2 研究區煤系疊合型氣藏儲層組合類型

受構造活動與沉積作用影響，黔西地區多發育薄—中厚煤層群和煤層、泥巖、砂巖交互儲層[8]。根據測井資料顯示，該區域主要為單煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏、多煤層—泥頁巖互層氣藏、泥頁巖砂巖互層氣藏（圖2）。煤層作為煤系氣藏的主要氣源，使得以煤層為核心的互層型氣藏含氣量遠高于泥頁巖—砂巖互層的氣藏[18]。

圖2 大河邊區塊生產井氣藏分布Fig.2 Gas reservoir distribution map of the production well in the Dahebian block

以大河邊區塊生產井為例，龍潭組埋深839 m，厚度159 m，含煤12 層，煤層總厚約33 m，單層厚度0.5～13.5 m，平均2.75 m，煤層含氣量7.69～25.27 m3/t，平均17.46 m3/t。如圖2所示，龍潭組埋深839～890 m層段煤層間距較大，煤層含氣量13.08～19.99 m3/t，煤層間氣測顯示較為平緩，僅靠近煤層的砂巖、泥頁巖氣測顯示較高，因此該層段氣藏類型為單煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏；埋深915～960 m層段煤層間距較小，煤層含氣量7.69～25.27 m3/t，煤層間氣測峰值連續性較好，且煤層間泥頁巖、砂巖均顯示出較好的含氣性，因此該層段氣藏類型為多煤層—泥頁巖—砂巖互層氣藏。雖然煤層間泥頁巖、砂巖相較煤層含氣性較低，但作為補充性氣藏，整體資源量可觀，是具有較高的開發研究價值的氣藏。

1.3 工程背景

貴州省擁有豐富的煤田地質資料，以及大量煤層氣參數井和試采井，勘探程度較高，其中龍潭組已經獲得較好含氣發現、具有較大煤系氣成藏潛力[19]。主采層段為C601、C409、C407、C406層段。

大河邊區塊煤系井投產前首先進行加砂水力壓裂改造，以Z1井為例，通過Fracpro PT 壓裂軟件進行裂縫模擬，裂縫模擬結果表明，裂縫總高與支撐裂縫總高遠超C601、C409、C406煤層厚度，裂縫已延伸至煤層頂底板（表1）。

表1 裂縫模擬結果Table 1 Fracture simulation results

2 煤系疊合型氣藏流固耦合數學模型

2.1 模型假設

由于煤系氣地質條件和各儲層屬性差異大，不同類型煤系氣開采地質條件和產出特點各不相同。為了方便研究，根據煤系氣在不同儲層中賦存狀態與運移機理的差異作如下假設[20]：（1）儲層為“雙孔”介質，且各向均質；（2）疊合型儲層中CH4與水的滲流均遵循Darcy定律，且儲層裂隙中水和CH4飽和；（3）CH4的吸附、解吸主要發生在煤與泥頁巖基質孔隙中，基質中CH4擴散過程遵循Fick擴散定律，砂巖內CH4以游離態為主，不考慮吸附解吸；（5）CH4解吸收縮、有效應力會使煤與泥頁巖基質體積發生變化，砂巖則不考慮基質解吸收縮效應；（6）忽略溫度對開采的影響。

2.2 應力場控制方程

考慮煤與泥頁巖的基質收縮效應以及有效應力作用引起的應變，而砂巖中以有效應力為主，不考慮基質解吸收縮效應，因此煤、泥頁巖與砂巖的應力場方程表示為[21-22]：

式中：下標1、2、3分別表示煤、泥頁巖、砂巖；其中i，j=x，y，z，表示三維坐標系中方向；G為剪切模量；αm與αf分別為基質與裂隙的Biot有效壓力系數；Pm與Pf分別為煤基質與裂隙內CH4壓力，Pa；Pf=SwPfw+SgPfg；Pfw與Pfg分別為裂隙內水相與CH4壓力，MPa；Sw與Sg分別為水相飽和度與CH4飽和度，且Sw+Sg=1；εa為CH4吸附/解吸所引起的煤基質收縮應變。

2.3 流體運移控制方程

1）基質內CH4流動方程

在未開采前，疊合型儲層中CH4處于動態平衡狀態，基質中CH4壓力等于裂隙中CH4壓力。排采開始后，基質內CH4開始解吸。根據Fick擴散定律及煤與泥頁巖基質內的CH4質量守恒方程，煤與泥頁巖儲層基質內的CH4運移方程可表示為[23-24]：

式中：下標1、2分別表示煤、泥頁巖；VL為Langmuir體積，m3/kg；PL為Langmuir 壓力，ρs為巖石骨架密度，kg/m3；Mg為CH4的摩爾質量，kg/mol；R為氣體摩爾常數，R=8.314 J/（mol·K）；Ts為標準狀況（標況）下溫度，Ts=273.5 K；Ps為標準大氣壓，Ps=0.1 MPa；Φm為基質孔隙率，%；τ為CH4脫附時間，s。

2）裂隙內流體運移方程

排采過程中，煤與泥頁巖基質不斷向裂隙提供CH4，煤與頁巖基質可認為是裂隙內CH4的質量源，而砂巖中不考慮基質解吸擴散，則煤、泥頁巖與砂巖裂隙內的CH4質量守恒方程可表示為[23-26]：

式中：下標1、2、3 分別表示煤、泥頁巖、砂巖；Φf為裂隙孔隙率，%；ρfg為裂隙內氣體密度，kg/m3；ρw為水相密度，kg/m3；k為裂隙滲透率，10-3μm2；krg與krw分別為氣體與水相的相對滲透率；μw與μg分別為水相與氣體的動力黏度，MPa·s；b1為克林肯伯格（Klinkenberg）因子，MPa。

其中，氣水相對滲透率表示為[27-28]：

式中：Swr為束縛水飽和度；Sgr為殘余氣飽和度。

2.4 層間流體流動方程

排采過程中受儲層間力學性質與物性差異影響，不同儲層間形成垂向壓差，在垂向壓差的作用下，流體通過層間流動向滲透性好的儲層運移。根據Darcy定律，煤系氣發生層間流動時流速uz可表示為[13]：

式中：kc為層間滲透率；div(Pz)為壓力梯度。

因此層間流體流動方程可表示為：

式中：Φc為層間孔隙度。

2.5 孔隙度與滲透率方程

考慮煤與泥頁巖儲層有效應力與吸附應變對孔隙度的影響，砂巖儲層僅考慮有效應力，則煤、泥頁巖與砂巖儲層的孔隙度分別表示為[29]：

式中：下標1、2、3 分別表示煤、泥頁巖、砂巖；s0為變量初始值，εa為氣體吸附引起的煤與泥頁巖基質變形；εv為體積應變；Ks為體積模量。

利用滲透率與孔隙度之間的立方定理，可推導出儲層滲透率方程[30]：

綜上，式（1）—式（10）共同構成典型煤系疊合型氣藏流固耦合數學模型。

3 煤系氣生產數值模擬

使用多物理場仿真模擬軟件COMSOL Multiphy-sics 求解數學模型。通過COMSOL Multiphysics 中的固體力學模塊與PDE 模塊進行流固耦合模擬，其高效的計算性能和杰出的多場耦合分析能力為求解復雜的偏微分方程提供保障。

3.1 物理模型

以大河邊區塊Z1井的煤系儲層為對象開展數值模擬。根據實際開發儲層（C601、C409、C406）構建幾何模型a（圖3a），進行產氣量歷史擬合。為優化模擬方案，同時考慮到計算機運算效率，選取實際開發儲層中代表性層段（煤—泥頁巖—砂巖交互儲層）作為方案二研究對象，構建幾何模型b（圖3b），依據對稱性僅模擬四分之一區域。在COMSOL Multiphysics軟件內通過自由四邊形和掃掠定義功能對其進行網格劃分。定義幾何模型a 自由四邊形最小單元為尺寸0.02 m、最大單元尺寸為30 m，最大單元增長率為1.50，曲率因子0.60；幾何模型b 自由四邊形最小單元為尺寸0.01 m、最大單元尺寸為20 m，最大單元增長率為1.50，曲率因子0.60。其中幾何模型b，儲層埋深為932 m，C601號煤層厚度2.2 m，頂板泥頁巖厚度2.36 m；底板砂巖厚2.11 m。長寬為200 m×200 m，高為實際儲層厚度6.67 m，氣井半徑0.12 m（圖3c）。為便于觀察煤系氣排采模擬效果，選取XZ平面以及距離井口2 m處縱向截面分別為觀測面a、觀測面b，A（1，1，1）、B（1，1，3）、C（1，1，5）為觀測點。

圖3 數值模擬幾何模型示意圖（a）幾何模型a；（b）幾何模型b；（c）幾何模型b井筒Fig.3 Numerical simulation geometric model schematic(a) geometric model a;(b) geometric model b;(c) geometric model b wellbore

3.2 數值模擬關鍵參數

數值模擬所使用的關鍵參數主要來源于該井工程數據及相關參考文獻（表2）[31-32]。

表2 數值模擬關鍵參數Table 2 Key parameters for numerical simulation

3.3 數值模擬方案與初始條件、邊界條件

為研究不同儲層組合排采對煤系氣井產氣效果的影響，結合實際氣井生產特征，以原始煤系儲層壓力為初始條件（煤層及其頂底板在初始條件下，處于同一壓力系統），P0=9.31 MPa；以實際氣井井底流壓為內邊界條件；上邊界為垂直向下的邊界載荷，大小為10 MPa；左右邊界為水平方向的邊界載荷，大小為11 MPa；下邊界為固定約束；儲層初始水飽和度煤層為0.6。通過方案一對實際煤層氣井開展生產歷史擬合，驗證數學模型的準確性?；谇笆鲈O定，方案二將模擬分為單煤層排采、（煤+砂巖）排采、（煤+泥頁巖）排采以及全層段（煤＋砂巖＋泥頁巖）排采（表3）。

表3 數值模擬方案Table 3 Scheme for numerical simulation

3.4 歷史擬合與數學模型驗證

由生產井CH4實測日產氣量歷史擬合結果可以看出，模擬日產氣量與實測日產氣量擬合度較高，誤差8.68%，驗證了數學模型的準確性（圖4），為后續方案二的研究提供依據。

圖4 模擬井CH4 生產歷史擬合Fig.4 CH4 production history matching of the simulation well

4 煤系氣生產模擬結果與分析

4.1 不同儲層組合煤系氣產氣效果

隨時間推移，不同儲層組合排采下煤系氣的日產氣量均是先升高再降低（圖5）。在單層排采、（煤＋泥頁巖）排采、（煤＋砂巖）排采、全層段排采的過程中，煤系氣的最大日產氣量分別為424.5 m3/d、540.6 m3/d、575.2 m3/d和666.1 m3/d（圖5a），累積產氣量分別為340 793.98 m3、429 668.72 m3、484 029.90 m3、551 116.42 m3。與單層排采相比，（煤＋泥頁巖）排采、（煤＋砂巖）排采、全層段排采下，煤系氣最大日產氣量分別提高了1.27 倍、1.36倍和1.57倍，累計產氣量分別提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍。

圖5 不同儲層組合排采下產氣效果（a）日產氣量；（b）煤儲層日產氣量；（c）泥頁巖、砂巖儲層日產氣量Fig.5 Gas production effect of different reservoir combinations

在單層排采、（煤＋泥頁巖）排采、（煤＋砂巖）排采、全層段排采的過程中，煤層的最大日產氣量分別為424.5 m3/d、443.5 m3/d、403.7 m3/d 和404.0 m3/d（圖5b，c）。與（煤＋砂巖）排采、全層段排采相比，單層排采下，煤層日產氣量高于兩者。這是由于在單層排采下砂巖層中氣體在垂向孔隙壓差下向煤層運移，并在徑向孔隙壓差下從煤層段產出。當砂巖層參與排采后，砂巖層中垂向孔隙壓差減小，徑向孔隙壓差增大，因此氣體更多地從砂巖層段產出。但煤層的日產氣量仍遠高于砂巖層與泥頁巖層，為產氣主要儲層。砂巖的日產氣量則高于泥頁巖層，且在排采前期砂巖層中游離氣迅速產出，使得（煤＋砂巖）排采、全層段排采在排采前期的總日產氣量高于另外兩種排采方式。

4.2 不同儲層組合下煤系氣井產氣效果的影響因素

4.2.1 儲層孔隙壓力分布對煤系氣井產氣效果的影響

隨著煤系氣排采的進行，各儲層孔隙壓力不斷變化。受儲層組合及不同儲層物性差異影響，煤、泥頁巖和砂巖的儲層孔隙壓力變化與傳導方向均存在明顯差異。

在排采第200 d，四種儲層組合排采下均出現煤儲層孔隙壓力下降值大于泥頁巖儲層孔隙壓力下降值的現象（圖6），進而導致煤儲層與泥頁巖、砂巖儲層之間形成垂向孔隙壓力差，孔隙壓力由泥頁巖、砂巖儲層高孔隙壓力區向煤儲層低孔隙壓力區傳導。壓力梯度作為煤系氣運移的主要動力，在儲層間孔隙壓差的影響下，煤系氣的運移方向也由泥頁巖、砂巖儲層高孔隙壓力區向煤儲層低孔隙壓力區運移。

圖6 不同儲層組合排采下第200 d 儲層孔隙壓力傳導方向（a）單煤層；（b）煤+泥頁巖；（c）煤+砂巖；（d）全層段Fig.6 Pore pressure conduction direction of the 200 d reservoir discharged by different reservoir combinations(a) single coal seam;(b) coal+shale;(c) coal+sandstone;(d) entire interval

由距離井筒2 m 處縱向儲層孔隙壓力動態分布可以看出，不同儲層組合排采下，煤、泥頁巖和砂巖儲層孔隙壓力均隨排采時間而出現不同程度的下降（圖7）。單層排采下，煤層孔隙壓力始終低于泥頁巖與砂巖。在排采結束時，儲層間最大孔隙壓力差為0.41 MPa、最小孔隙壓力為3.70 MPa。（煤＋泥頁巖）排采下，煤層孔隙壓力始終低于泥頁巖與砂巖。由于泥頁巖層參與排采，其儲層孔隙壓力相較砂巖層更易形成徑向傳導，因此泥頁巖層孔隙壓力始終低于砂巖層。在排采結束時，儲層間最大孔隙壓力差為0.36 MPa、最小孔隙壓力為3.81MPa。（煤＋砂巖）排采下，泥頁巖儲層孔隙壓力始終高于煤與砂巖，而砂巖儲層孔隙壓力則呈現出先低于煤層后高于煤層的現象。產生該現象的主要原因是砂巖層參與排采后游離氣迅速產出，孔隙壓力傳導相較以吸附氣為主的煤層更快。在排采結束時，儲層間最大孔隙壓力差為0.42 MPa、最小孔隙壓力為3.55 MPa。全層段排采下，在排采結束時，儲層間最大孔隙壓力差為0.06 MPa，最小孔隙壓力為3.55 MPa。

圖7 不同儲層組合排采下儲層孔隙壓力縱向動態分布Fig.7 Vertical dynamic distribution of reservoir pore pressure under different reservoir combination drainages

在垂向孔隙壓差的影響下，其孔隙壓力傳導方向與氣體運移方向呈現出由泥頁巖層、砂巖層向煤層傳遞的趨勢（圖6，7）。相較于單層排采，多儲層組合的排采方式能夠有效降低層間垂向孔隙壓差，減緩儲層間的垂向孔隙壓力傳導，促進整體儲層徑向孔隙壓力下降，進而提升產氣量。

4.2.2 含氣量變化對煤系氣井產氣效果的影響

在不同儲層組合排采下，煤與泥頁巖基質含氣量均表現出隨生產時間延長而逐漸降低的變化趨勢（圖8）。由于煤儲層與泥頁巖儲層自身含氣量以及孔隙度、滲透率等存在差異，導致兩種儲層含氣量的減少量呈現顯著差異。

圖8 不同儲層組合排采下基質含氣量（a）煤；（b）泥頁巖Fig.8 Matrix gas content extracted from different reservoir combinations

在排采結束時，單層排采下，煤儲層含氣量減少5.77 m3/t、泥頁巖儲層含氣量減少0.20 m3/t；（煤＋泥頁巖）排采下，煤儲層含氣量減少5.60 m3/t、泥頁巖儲層含氣量減少0.23 m3/t；（煤＋砂巖）排采下，煤儲層含氣量減少6.10 m3/t、泥頁巖儲層含氣量減少0.22 m3/t；全層段排采下，煤儲層含氣量減少6.12 m3/t、泥頁巖儲層含氣量減少0.25 m3/t。

在（煤＋砂巖）排采與全層段排采下，煤儲層含氣量減少量大于單層排采與（煤＋泥頁巖）排采。其主要原因是在砂巖層參與排采的情況下，在排采初期砂巖層中游離氣在徑向孔隙壓差下迅速產出，形成垂向孔隙壓差，進而影響煤層孔隙壓力傳導，加快煤層中的甲烷解吸擴散。此外，由于泥頁巖層沒有較好的滲透通道，在泥頁巖層參與排采的情況下，儲層孔隙壓力下降較為緩慢，對煤儲層的影響相對較小。

綜上所述，在全層段的儲層組合排采下，煤與泥頁巖儲層孔隙壓力傳導效率提高，更有利于煤與泥頁巖基質內甲烷解吸擴散。與另外三種儲層組合排采相比，煤與泥頁巖儲層含氣量減少量均有所增加，更利于產量的提高。

4.2.3 滲透率對煤系氣井產氣效果的影響

隨著排采的進行，煤層滲透率比例呈現先降后升的趨勢（圖9a）。由于排采初期煤儲層孔隙壓力快速下降，但基質解吸量較少，有效應力作用大于基質收縮作用，導致初期煤儲層滲透下降。隨著煤基質解吸量不斷增加，基質收縮作用增強，滲透開始回升，排采后期回升幅度逐漸下降。在不同儲層組合排采下，煤層滲透率比例出現回升的時間點與回升值存在明顯差異。單層排采下，煤層滲透率比例在50 d時達到最小值0.983后開始回升，在1 000 d時回升至1.070；（煤＋泥頁巖）排采下，煤層滲透率比例在60 d時達到最小值0.984后開始回升，在1 000 d時回升至1.065；（煤＋砂巖）排采下，煤層滲透率比例在30 d時達到最小值0.984后開始回升，在1 000 d時回升至1.083；全層段排采下，煤層滲透率變化規律與（煤＋砂巖）排采下幾乎一致。根據上述變化可以看出，在全層段排采與（煤＋砂巖）排采下，有助于煤層滲透率比例更早出現回升且提高回升值。結合不同儲層組合排采下煤基質含氣量變化可以看出，在（煤＋泥頁巖）排采下，煤基質解吸量小于單層排采下煤基質解吸量，進而導致（煤＋泥頁巖）排采下煤層基質收縮作用弱于單層排采下煤層基質收縮效應。

圖9 不同儲層組合排采下監測點滲透率比例變化（a）煤；（b）泥頁巖；（c）砂巖Fig.9 Variation of the permeability ratio for different reservoir assemblage drainage monitoring points

泥頁巖儲層滲透率比例隨排采時間變化趨勢與煤層滲透率比例變化趨勢相似（圖9b）。但受力學性質與物性差異影響，滲透率比例回升時間點晚于煤層，且回升值低于煤層。單層排采下，泥頁巖滲透率比例在130 d 時達到最小值0.966 后開始回升，在1 000 d 時回升至0.979；（煤＋泥頁巖）排采下，泥頁巖層滲透率比例在110 d時達到最小值0.966后開始回升，在1 000 d時回升至0.985；（煤＋砂巖）排采下，泥頁巖層滲透率比例在110 d時達到最小值0.967后開始回升，在1 000 d時回升至0.983；全層段排采下，泥頁巖層滲透率比例在60 d 時達到最小值0.966 后開始回升，在1 000 d時回升至0.992。在有泥頁巖參與排采的情況下，泥頁巖層孔隙壓力更易傳導，從而促進泥頁巖層中甲烷解吸，增強基質收縮作用。但由于泥頁巖層解吸能力較弱，導致基質收縮作用弱于有效應力作用，因此泥頁巖層整體滲透率比例仍低于初始值。

砂巖層排采過程中滲透率比例呈現先快速下降后緩慢下降的現象（圖9c）。這主要是由于砂巖層滲透率主要受有效應力作用影響。隨排采進行，有效應力作用逐漸增強，導致砂巖層滲透率比例下降。在有砂巖層參與排采的情況下，砂巖層孔隙壓力下降更快，有效應力作用更顯著，砂巖層滲透率比例下降更快。

綜上所述，全層段的儲層組合排采更有利于煤層與泥頁巖滲透率回升，但易導致砂巖層滲透率快速降低，因此對于疊合型儲層是否采用全層段的儲層組合排采，應充分結合儲層性質與現場工況選擇適宜的儲層組合進行排采，避免造成儲層傷害。

4.3 煤系氣開發工程啟示

模擬結果表明，全層段的儲層組合排采相較另外三種儲層組合排采更有助于產量提高。全層段的儲層組合排采下，不僅有利于砂巖層中游離態甲烷產出，而且使泥頁巖儲層獲得更好的滲流通道，從而提高了疊合型儲層整體的孔隙壓力傳遞效率，促進基質解吸以及滲透率回彈，達到增產的目的。但該儲層組合排采下易導致砂巖層的滲透率快速下降，因此在實際工程中是否采用全層段的儲層組合排采方式，應結合實際儲層性質，避免造成儲層傷害。由于不同巖性儲層含氣性、滲透率、孔隙度以及力學性質差異較大，在疊合型儲層排采過程中射孔層段、射孔方式以及壓裂工藝的選擇，仍有待進一步深入研究。

5 結論

（1）以大河邊區塊龍潭組實際地層條件為約束，建立了典型煤系疊合型氣藏流固耦合數學模型。模擬結果顯示，數學模型具有較好的準確性，日產氣量擬合誤差8.68%。

（2）與單層排采相比，（煤＋泥頁巖）排采、（煤＋砂巖）排采、全層段排采下，煤系氣最大日產氣量分別提高了1.27 倍、1.36 倍和1.57 倍，累計產氣量分別提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍；四種儲層組合排采下均存在層間能量與物質傳遞；煤、砂巖和泥頁巖儲層在不同儲層組合排采下，儲層孔隙壓力與傳導方向、基質含氣量以及滲透率比例均存在明顯差異；與單層排采相比，另外三種儲層組合排采方式，更有利于煤與泥頁巖基質中甲烷解吸與滲透率回升，但（煤＋砂巖）、全層段的儲層組合排采易導致砂巖滲透率出現短期快速下降。

（3）全層段的儲層組合排采下，更有利于疊合型儲層孔隙壓力傳導，加快砂巖層中游離態甲烷產出，促進煤、泥頁巖基質中甲烷解吸，增強基質收縮作用，促使煤、泥頁巖儲層滲透率回升，從而提高產氣量。但砂巖層在甲烷快速產出的同時易出現儲層滲透率快速下降，因此在選擇排采儲層組合時，應充分結合實際地質條件與工況進行選擇，避免造成儲層傷害。

致謝 感謝審稿專家和編輯對本文初稿提出的寶貴修改意見和建議。