定產定壓條件下疊置含氣系統煤層氣合采試驗研究

許 江，李奇賢，彭守建，韓恩德，周 斌，高曉明

(1.重慶大學 煤礦災害動力學與控制國家重點實驗室，重慶 400044; 2.重慶大學 復雜煤氣層瓦斯抽采國家地方聯合工程實驗室，重慶 400044; 3.西安科技大學 安全科學與工程學院，陜西 西安 710054; 4.馬來亞大學 工程學院，吉隆坡 50603)

煤層氣是一種高效清潔綠色能源，熱值約為標準煤的2～5倍[1-3]。目前，中國能源結構主要面臨著煤炭能源占比過高，天然氣等清潔能源占比偏低的問題。《能源生產和消費革命(2016—2030)》報告中明確我國能源戰略性轉型將以綠色低碳為方向，在2030年天然氣占能源消費總量比重達到15%，且新增能源需求主要依靠清潔能源[4]。因此，加快煤層氣產業發展是我國優化能源結構和低碳經濟發展的重要之路。

黔西—滇東地區是繼沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣之后又一煤層氣勘探開發熱點區域[5]，煤層氣資源極富開發潛力，地質資源儲量為3.12×1012m3[6]。國家能源局在《煤層氣勘探開發行動計劃》[7]和《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用“十三五”規劃》[8]提出在黔西—滇東地區建設一批煤層氣開發利用示范工程與產業化基地，但該地區上二疊統煤層氣地質賦存條件呈現煤層多且相對較薄、各類巖性在垂向上頻繁交替、整體含氣量與豐度較高，其頻繁交互的海陸相煤系沉積在垂向上往往形成多套疊置的含煤層氣系統[9-10]。該類煤層群賦存氣藏在煤層氣合采過程中極易因儲層參數及流體壓力系統等差異性引起層間干擾，致使產氣效果不理想，甚至低于單層產氣量[11]。

國內外學者針對多壓力系統合采問題展開了研究。杜希瑤[12]、巢海燕[13]、黃華州[14]和李國彪[15]等通過現場合采案例發現多層合采條件下存在層間干擾現象;SEIDLE[16]認為多系統合采可能性依賴于不同流體壓力系統之間的匹配關系，不同流體壓力系統能量差異過大會導致相互干擾;孟艷軍等[17]就煤層氣合采提出了層間矛盾的概念，并認為儲層壓力為煤層能量的具體表現形式之一，而壓力系統不協調是產生層間矛盾的根本原因;傅雪海等[18]發現當各個系統壓力存在差異時，可通過先排采產氣壓力高的含氣系統來降低系統間的相互干擾現象;熊燕莉等[19]認為早期高壓層氣體通過井筒向低壓層倒灌會隨控制區域的層間壓力達到平衡而消失;秦勇等[10,20]認為在不同含氣系統之間流體能量差異顯著則會致使高能勢含氣系統內流體屏蔽低能勢含氣系統內的流體向井眼流動。

上述研究受限于現場條件限制，因合采而導致的現象并不能被真實觀測到，而物理模擬試驗是實驗室內還原多層合采開發過程最直觀的手段，可用于探究儲層物性參數和產氣動態演化過程。國內外學者通過改變開發方式而構建的多層合采試驗設備的統計結果。胡勇等[21]、王文舉等[22]通過定產合采模擬研究了不同定產條件下雙層合采產氣特征，發現不同壓力層合采會出現層間干擾，而定產值是決定倒灌量的重要因素，定產值越小，倒灌量越大;閆長輝等[23]同樣通過雙層定產合采試驗發現層間壓差和物性差異時造成層間干擾的主要因素;馮毅等[24]、WANG Ziwei等[25]通過定壓雙層合采試驗研究了合采兼容性問題，認為層間干擾程度會隨滲透率差和儲層壓差增加而增大，且應控制井口定壓最低值來指導合采工藝;朱華銀等[26]和WANG Lu等[27]將合采層數擴增至3層和4層，依次探討了定產和定壓合采條件下層間干擾對生產動態的影響。

上述研究成果通過改變合采方式得到儲層壓差、儲層物性和定產差異性對合采產氣動態的影響。然而上述多層合采試驗設備主要是依托小尺度試件構建的，其本身在設計方面存在一些局限性，比如尺寸較小、儲層物性參數監測手段少，應力加載方式單一等，導致只能定性地分析產量特征。例如小尺度多層合采并聯試驗裝置因試件和管路尺寸較小導致多路氣體合流而產生倒灌等現象并不能真實反映層間擾動，從而使得利用上述多層合采試驗設備得出的試驗結果對認識多層合采局限性較大。因此，筆者擬采用大尺度型煤多層合采流體動態物理模擬試驗方法開展不同合采模式下多壓力系統煤層氣合采生產特征演化物理模擬試驗研究，以探究儲層內部流體運移特性和儲層動態響應特征，并系統分析不同合采模式下疊置含氣系統煤層氣合采全過程中的產氣、壓力和流體流動規律，以及合采流體的擾動機制。

1 試驗裝置及方法

1.1 試驗裝置

試驗所用的多場耦合疊置含氣系統煤層氣開采物理模擬試驗系統如圖1所示，設備主要由真三軸動力加載單元、煤儲層模擬單元、煤層氣開采單元、獨立注氣單元、試驗控制與數據采集單元和冷壓成型及就位單元等部分組成[28-32]原理如圖2所示。該試驗系統可實時采集疊置含氣系統煤層氣合采全過程中煤儲層內部各物理場參數、煤層氣井產氣量與壓力以及煤儲層內部流體運移過程等數據。

圖1 多場耦合疊置含氣系統煤層氣開采物理模擬試驗系統Fig.1 Multi-field coupling testing system for CBM exploitation in superimposed gas-bearing system

圖2 疊置含氣系統煤層氣開采物理模擬試驗原理[32]Fig.2 Schematic diagram of CBM exploitation in superimposed gas-bearing system[32]

為模擬疊置含氣系統煤層氣合采，這里采用了井筒模擬器、煤儲層模擬器和多通道獨立管路系統等，以實現對疊置含氣系統煤層氣的常規合采、定壓合采和定產合采方式等物理模擬:

(1)井筒模擬器。井筒模擬器與煤儲層接觸的部分區域設置有抽采段，一個抽采段對應一個煤儲層，在每個抽采段殼體壁表面上均設置8條徑向和螺旋導氣槽，其為寬2.0 mm，深1.7 mm，角度為60°的三角形槽，導氣槽彼此連通，且通過3個2.0 mm的導氣孔與抽采內管連通，抽采段寬度為80.0 mm，以保證煤儲層內流體能夠順利通過抽采段導氣槽匯集到導氣孔再進入井筒內部，如圖3所示。

圖3 井筒模擬器結構Fig.3 Structural diagram of well simulator

(2)煤儲層模擬器。在煤儲層模擬器內部設置4套獨立煤儲層，單一煤儲層尺寸為212 mm×380 mm×390 mm。相鄰煤儲層之間、煤儲層模擬器四壁與煤儲層之間均設置隔水阻氣層，從而構建擁有4套不同壓力系統的疊置含氣系統，煤儲層和隔水阻氣層在煤儲層模擬器內的空間布置關系如圖4所示。為便于獲取煤儲層內各個測點儲層壓力和繪制煤層氣流場圖，在各個煤儲層內中心位置均布置了9個儲層壓力傳感器，傳感器測點布置方式如圖5(a)所示。壓力傳感器選用熱電阻式，最大量程為6.0 MPa，精度為0.5%，安裝在煤儲層模擬器側壁上傳感器通道，并通過PU管將測點和傳感器連通，PU管具有耐壓、耐磨、耐用性強和阻力系數小等特征，如圖5(b)所示。儲層壓力傳感器與數據采集系統連接，可對試驗過程中儲層壓力的實時監測、顯示及采集，數據采集系統界面如圖6所示。

圖4 煤儲層與隔水阻氣層在煤儲層模擬器內空間布置Fig.4 Spatial layout of coal reservoirs and impermeable gas barriers in coal reservoir simulator

圖5 傳感器布置方式Fig.5 Schematic diagram of sensor layout

圖6 數據采集系統界面Fig.6 Data acquisition system interface

(3)多通道獨立管路系統。鑒于物理模擬試驗系統設計了4層獨立煤儲層，為此，多通道獨立管路系統也相應地考慮了4個開采支路及1個開采總路，如圖7所示。不同合采模式的實現主要是通過調整開采支路和開采總路上的相應設備實施控制，其中，常規合采和定壓合采模式是基于井筒最大輸出壓力所設定，常規合采模式通過調整開采總路上的調壓閥設定使煤層氣合采不產生層間干擾現象，井筒輸出壓力為0.30 MPa，定壓合采模式同樣通過調整開采支路及開采總路上的調壓閥控制，井筒輸出壓力為0.15 MPa，而定產合采模式則是基于井筒輸出最大流量所設定的，通過調整開采支路及開采總路上的氣體質量流量控制閥控制，井筒輸出流量為15 L/min。

圖7 多通道獨立管路系統Fig.7 Multi channel independent pipeline system

不同壓力系統下產出水形成的倒灌對低壓煤儲層產氣的抑制作用是不可忽略的，但受限于氣體質量流量控制器只能針對干燥氣體進行監測，含有水分等雜質的氣體通過氣體質量流量控制器會對其測量精度造成損害。因此，需在氣體質量流量控制器的進氣口端安裝氣液分離器，額定處理能力為3.6 m3/min，具體如圖8所示。在不安裝氣液分離器的情況下，出氣口會有氣液兩相的流體呈噴霧狀產生。本文中的產出的水分與現場排水存在差異性，基于試驗條件，忽略水在不同含氣系統的中作用。

圖8 氣液分離器示意Fig.8 Schematic diagram of gas liquid separator

1.2 試驗步驟及方案

排采管控是重要的煤層氣開發措施，直接影響氣井產氣效果[33]。定產的本質是控制煤層氣產氣量，從而確保煤層氣的穩定持續產出，且一般應用于煤層氣井達到產氣量高峰階段，而定壓的本質則是通過控制定壓值大小來有效地保障近井地帶流體合理的流動速率，且一般應用于煤層氣開采初期階段。定壓和定產2者在控制手段上存在差異，進而導致不同合采模式下多壓力系統煤層氣生產動態特征方面形成差異。因此，本試驗設計了常規合采、定壓合采和定產合采3種模式，即僅改變井筒出口限定條件，并保證地應力和初始儲層壓力等設定條件相同。

(1)試驗步驟主要包含試件材料選取、試件制作和煤層氣開采環節3部分組成。

① 試件材料選取:試件材料由煤儲層材料、隔水阻氣層材料和膠結劑材料3部分組成。煤儲層材料選取煤，隔水阻氣層材料選取封隔性強的黏土。膠結劑為聚醋酸乙烯酯乳液膠粘劑和石膏粉，其中聚醋酸乙烯酯乳液膠粘劑用于增強試件塑形，石膏粉可增強試件強度。煤和黏土經過除雜、破碎和篩分后分別得到0.250～0.425，0.180～0.250，0.150～0.180,0～0.150 mm四種粒徑和0～0.425 mm一種粒徑，煤樣工業分析見表1，型煤孔、裂隙結構特征如圖9所示。

表1 煤樣工業分析結果Table 1 Proximate analysis of coal samples

圖9 1 000倍下型煤試件孔隙與裂隙結構Fig.9 Pore and fracture structure of briquette specimen under 1 000 times

② 煤儲層試件制作:型煤冷壓成型工藝是較常用的一種坯體成型方法，即將加定量膠結劑的煤粉攪拌均勻裝入模具內，在壓力機的作用下形成一定形狀的人工塊煤。首先將照粒徑分類的煤粉和黏土粉分別放進干燥箱內干燥處理;干燥后，對不同粒徑煤粉(黏土粉)稱重，將不同粒徑的煤粉(黏土粉)放入攪拌機混合，并依據配比方案[29,32]加入預定分量的膠結劑和水分;將攪拌均勻的相似材料分批加入煤儲層模擬器內，并埋設井筒模擬器和傳感器，通過控制5 000 kN壓力機進行成型作業，成型壓力10.0 MPa荷載，保壓時間為1.0 h，具體流程關系如圖10所示，成型效果如圖11所示。

圖10 大尺度試件制作流程Fig.10 Production flow for large-scale specimen

圖11 大尺度試件實拍Fig.11 Photograph for large-scale specimen

③ 煤層氣開采環節:連接好相關設備和相應管路等，并完成系統運行狀態調試與檢測、設備氣密性檢測和傳感器標定等工作;啟動獨立注氣單元，完成抽真空作業后，依據試驗方案并以0.25 MPa為梯度進行階梯式充氣，直至達到吸附平衡狀態[34-35]。需要說明的是，由于試驗過程試件尺寸較大，氣體用量大，考慮安全因素，以安全性較高的CO2代替CH4;啟動應力加載程序，以階梯式并按照試驗方案施加三向地應力，地應力加載位置與煤儲層對應的空間關系詳如圖12所示。完成上述步驟后，關閉獨立注氣單元，調整多通道獨立管路系統中開采總路上的調壓閥和氣體質量流量控制器，并重新開始記錄數據，最后打開總出口開始試驗。

圖12 地應力加載空間位置Fig.12 Spatial location of geo-stress loading

(2)試驗方案。滇東黔西盆地的地應力中的三向主應力和初始初始儲層壓力均隨埋深的增加呈遞增的趨勢[36-37]，因此，各煤儲層地應力和初始儲層壓力從上到下依次增加。經計算，原型與模型的幾何比CL為2.31，容重比Cγ為1.04，由此得到地應力相似比Cσ=CLCγ為2.4，由相似定理推導知，必須保證地應力和初始儲層壓力相似CP比保持一致(Cσ=CP)。根據垂直地應力[38]和初始儲層壓力經驗[37]計算公式:

σv=γH

(1)

P=0.006 7H+0.222 8

(2)

其中，σv為煤層所受垂直地應力，MPa;γ為上覆巖層平均容重，取27.00 kN/m3;H為煤層埋深，I號煤儲層取350 m;P為初始儲層壓力。經計算，I號垂直地應力和初始儲層壓力分別約為4.0，1.0 MPa。最小與最大水平主應力之比a在大多數情況下為0.4～0.8，本文選擇0.6[39]。2個水平主應力的平均值和垂向主應力的比值為側壓系數k，一般為0.39～1.95[38]，本文選擇0.6。依據三向應力關系，I號煤層最大和最小水平主應力分別為3.0 MPa和1.6 MPa。滇東黔西地區初始儲層壓力和最大水平主應力梯度[36-37]分別為0.67，2.32 MPa/hm，初始儲層壓力和地應力梯度須滿足Cσ=CP關系，計算得到試驗條件下初始儲層壓力、最大和最小水平主應力梯度分別0.3，1.0和0.6 MPa/hm。綜上，得到表2試驗方案。

表2 試驗方案Table 2 Experiment scheme

2 試驗結果

2.1 產氣動態演化規律

圖13(a)為常規合采模式下疊置含氣系統與煤儲層對應的瞬時產氣量隨時間演化曲線。

由圖13(a)可知，疊置含氣系統與4個煤儲層瞬時產氣量曲線演化規律較為一致，均表現為在合采瞬間，瞬時產氣量迅速達到峰值并快速下降，呈現單峰類指數遞減規律。煤儲層瞬時產氣量大小關系整體上呈現IV號>III號>II號>I號，且I號～IV號煤儲層對應的瞬時產氣量峰值依次為0.78,5.45,12.19和23.04 L/min。

圖13 不同合采模式下瞬時產氣演化規律對比Fig.13 Comparison of instantaneous gas production evolution under different CBM coproduction modes

圖13(b)為定壓合采模式下疊置含氣系統與煤儲層對應的瞬時產氣量隨時間演化曲線。可知，定壓合采模式下疊置含氣系統瞬時產氣量曲線形態規律處于常規和定產合采模式之間，即并未出現明顯的單峰形態和穩產期。I號～III號煤儲層的瞬時產氣量曲線在合采初期均呈現逐漸增加的規律，但I號煤儲層瞬時產氣量曲線在開采瞬間呈現負值，其負值在t=2.1 min達到最大，為-1.3 L/min，而IV號煤儲層瞬時產氣量則呈現從峰值遞減的規律。

圖13(c)為定產合采模式下疊置含氣系統與煤儲層對應的瞬時產氣量隨時間演化曲線。觀察可知，疊置含氣系統瞬時產氣量維持了41.7 min的15.0 L/min的恒定生產階段。因此，可將整個生產過程劃分為穩產期和衰減期2個階段。這里值得注意的是，在穩產期內，I號煤儲層瞬時產氣量曲線由負值-10.4 L/min開始增加，并在t=6.2 min恢復為0 L/min，之后繼續增加;II號煤儲層瞬時產氣曲線表現與I號煤儲層有類似的現象，即在穩產期內逐漸增加，但并未出現瞬時產氣量為負值的階段;III號和IV號煤儲層的瞬時產氣量則呈現隨時間減小的規律。

2.2 套壓動態演化規律

圖14為不同合采模式下套壓隨時間演化曲線。由圖14可知，3種合采模式的套壓均在合采初期迅速達到峰值，并隨時間而逐步衰減，定壓與定產合采模式的套壓峰值依次為1.02 MPa和1.14 MPa，均超過了I號煤儲層的初始儲層壓力(PI=1.0 MPa)，且大于PI值持續時間依次為3.1 min和7.5 min，而在常規合采模式下，套壓峰值僅為0.48 MPa，遠低于PI值。

圖14 不同合采模式下套壓演化對比Fig.14 Comparison of casing pressure evolution under different CBM coproduction modes

2.3 儲層壓力動態演化規律

圖15為I號煤儲層的儲層壓降平面圖。通過觀察圖15(a)中3種合采模式下的壓降漏斗形態發現，在t=2 min，定壓和定產合采模式均出現了較強的壓力擾動，表現為異常的壓力上升現象，壓力上升幅度最大區域位于井筒中心。壓力擾動由井筒中心逐漸向遠井地帶傳遞，即近井地帶擾動越強烈，壓力上升幅度越大，遠井地帶擾動幅度變弱，壓力上升幅度較小。常規合采模式相較于上述定壓和定產兩種合采模式，其并未出現壓力擾動現象，這意味著對井筒出口施加限定條件，易使低壓煤儲層受到壓力擾動。值得注意的是，壓降漏斗隨著合采時間的延長，由生產初期的壓力反常現象恢復為正常的壓降漏斗，而這種壓力“上升—下降”變化極易造成對近井地帶造成儲層傷害，形成“應力激動破壞”[26]。

由圖15(b)知，在t=7 min，常規合采模式的儲層壓力下降較快，從井筒到遠井地帶的壓降漏斗較陡，而對井口施加限定條件(定壓和定產合采模式)的儲層壓力下降慢，未形成明顯的壓降漏斗，近井地帶和遠井地帶差異不大。因此，對井口施加限定條件的儲層壓降漏斗延展速率會明顯滯后，同時側面說明對井口施加限定條件會延緩低壓煤儲層內流體流動速率。

通過觀察圖15(c),(d)的壓降漏斗形態可知，以t=180 min為例，3種合采模式的壓降漏斗延展范圍趨勢接近，即隨著合采時間的延長，井筒施加限定條件與常規合采模式壓降漏斗曲線的差異逐漸減小。這表明在長時間煤層氣合采后，不同合采模式的儲層壓力差異性減小，煤儲層內流體也基本釋放完畢，壓力分布曲線趨于穩定。

圖15 不同合采模式下I號煤儲層壓降漏斗形態對比Fig.15 Comparison of pressure drop funnel in No.I coal reservoir under different CBM coproduction modes

3 討 論

3.1 合采產氣特征

圖16為3種合采模式下各煤儲層產能貢獻率量演化曲線。

由圖16(a)可知，在常規合采模式下，4個煤儲層產能產能貢獻大小關系整體上呈現IV號>III號>II號>I號，產能貢獻率最終穩定值依次為17.3%，20.2%，27.6%和34.8%。表明在常規合采模式下，煤儲層的產氣能力大小和其自身初始儲層壓力大小正相關，各個煤儲層產氣分配較為均衡，且不存在相互干擾現象。

由圖16(b)可知，在定壓合采模式下，相較于常規合采，I號～III號煤儲層產能貢獻率被極大的抑制，且I號煤儲層產能貢獻率曲線存在小于0的階段。表明定壓合采模式下，初始流體能量最高的煤儲層會抑制相對初始流體能量低的煤儲層產氣能力，甚至使初始流體能量低的煤儲層出現倒灌現象。

圖16 不同合采模式下產能貢獻率對比Fig.16 Comparison of capacity contribution rate under different CBM coproduction modes

由圖16(c)可知，在定產合采模式下，相較于常規合采模式，穩產期內各煤儲層之間產能貢獻率差異變大，IV號煤儲層產能貢獻率存在大于100%的階段，而I號煤儲層則存在小于0的階段。表明定產合采模式下，各煤儲層之間會形成一種“動態分配”的產氣模式，即當流體能量高的煤儲層產氣量過大，并超越定產值時，致使一部分來自初始流體能量高煤儲層的流體向初始流體能量低的煤儲層反向注入。

根據沁水盆地、韓城地區、滇東地區老廠區塊的煤層氣合采案例可知，多層合采過程中會因倒灌等現象而產生強烈的層間干擾，這與與試驗結果相吻合[12,40-42]。

3.2 煤層氣流動特征

為了研究煤儲層內流體運移特性，借助Matlab軟件繪制了能夠反映流體流速大小和流向的流場圖。

利用Griddata函數和已有的9個測點數據進行插值，最后利用Quiver(x,y,u,v)命令繪制流場矢量圖，該函數能夠來直觀的反映煤儲層內流體流動矢量場[28]。

圖17分別為t=2 min時刻I號煤儲層在常規、定壓和定產合采模式的流場圖。依據3種生產模式下流場圖特征，可將其劃分為兩大類:一是流動箭頭整體指向井筒，呈向心流，即流體表現為向井筒內流動，如常規合采模式;二是流動箭頭整體指向煤儲層四周，呈離心流，即流體表現為由井筒向煤儲層四周流動，如定壓和定產合采模式。煤儲層內流體流動規律受到煤儲層勢能空間分布特征的控制，即由高勢區流向低勢區[43-44]。壓力擾動通過在局部區域內形成相對高勢帶來改變煤儲層內勢能的空間分布形態，即在近井地帶形成一個高勢帶，從而使煤儲層內流體在高勢帶的擾動下改變其原有的流動方向，向煤儲層四周方向流動。在合采初期，對井筒施加限定條件而形成的壓力擾動會致使近井地帶高勢帶的能量變大，進而導致高初始流體能量的煤儲層產出的流體抑制或屏蔽相對較低初始流體能量煤儲層的流體產出，具體表現為改變煤儲層內流體流動方向或降低流動速率。

圖17 t=2 min時刻不同合采模式下煤層氣流場圖對比Fig.17 Comparison of flow field chart with different CBM coproduction modes at t=2 min

圖18分別為t=7 min時刻I號煤儲層在常規、定壓和定產合采模式的流場圖。依據流場特征可知，3種合采模式下流體流動均呈現向心流動。這意味著對井筒出口施加限定條件而造成對低壓煤儲層的壓力擾動程度會隨著時間而消弱，導致因壓力擾動而在近井地帶形成一個高勢帶的能量減小，進而使低壓煤儲層內流體正常產出。

圖18 t=7 min時刻不同合采模式下煤層氣流場圖對比Fig.18 Comparison of flow field chart with different CBM coproduction modes at t=7 min

這里需要說明的是，不同壓力系統下產出水的倒灌是影響合采的重要因素，其會極大抑制低壓儲層產出。但試驗裝置尚無法對排水量進行實時監測，目前暫從儲層壓力、產氣量等角度出發展開分析，忽略了水倒灌產生的影響。同時，這是也本文試驗裝置及方法存在的一個缺陷。圖19為試驗條件下的排水過程。

圖19 排水過程Fig.19 Drainage process diagram

3.3 合采流體擾動機制

為揭示合采流體擾動效應的形成機制，本節基于套壓與瞬時產量的耦合關系來展開討論。圖20為不同合采模式下套壓與煤儲層產氣耦合關系。結合分析圖20(a)～(c)可知，常規、定壓和定產合采模式的套壓最大憋壓值依次為0.48,1.02和1.14 MPa，其中定壓和定產合采模式的套壓峰值均高于I號煤儲層初始儲層壓力(PI=1.0 MPa)。在常規合采模式下，I號煤儲層的瞬時產氣量與套壓之間存在較好的對應關系，即其瞬時產氣量隨著套壓的改變而變化;在定壓合采模式下，套壓曲線存在高于I號煤儲層初始儲層壓力的階段，而與之對應的瞬時產量呈現下降—上升—下降的3個階段，這意味著當套壓處于相較煤儲層為高壓力狀態時，多壓力系統為維持“動態壓力平衡”驅動流體向I號煤儲層流動，即形成因倒灌而引起產氣量下降;在定產合采模式下，套壓曲線同樣存在高于I號煤儲層初始儲層壓力的階段，瞬時產量曲線僅存在上升—下降2個階段，但值得注意的是其瞬時產量開始下降的階段為41.7 min，即穩產期結束的時刻，這意味著在定產合采模式下產氣不僅受“動態壓力平衡”的作用，還受到來自定產合采特有的“動態分配”產氣的影響，從而致使發生流體干擾作用。

圖20(d)～(f)為不同合采模式下套壓與II號煤儲層瞬時產氣量的耦合關系。常規、定壓和定產合采模式下套壓最大憋壓值均低于II號煤儲層的初始儲層壓力值(PII=1.3 MPa)。3種模式下，瞬時產量曲線均沒有出現瞬時產氣量為負值的階段，即未發生倒灌現象。定壓和定產合采模式的瞬時產量值整體上遠低于常規合采模式，定壓條件出現了小幅度產氣量衰減階段。這意味著套壓與初始儲層壓力差值較小時，合采流體效應會對煤儲層產氣形成擾動作用，但不至于形成倒灌的現象，表現為產氣抑制現象。

圖20(g)～(i)與圖20(j)～(l)為不同合采模式下套壓與III號和IV號煤儲層瞬時產氣量的耦合關系。整體來看，3種合采方式下的III號和IV號煤儲層瞬時產量曲線演化特征均可劃分為2個階段，不存在因合采流體效應導致的倒灌和產氣抑制而改變瞬時產氣量曲線特征。這意味著套壓與初始儲層壓力差值較小時，流體擾動效應對高初始流體能量的煤儲層產氣形成擾動相較于低初始流體能量的煤儲層為小。

綜上可知，在井筒出口壓力或流量限定(定壓和定產合采模式)的作用下，壓力存在差異的各個煤儲層和井筒之間形成一種“動態壓力平衡”關系，在壓力勢能的作用下高初始流體能量煤儲層的流體被迫向低初始流體能量煤儲層流動，以達到壓力平衡狀態。同時，定產合采模式會在各個煤儲層產氣能力之間形成“動態分配”產氣模式，加劇合采流體效應對煤儲層產氣能力的擾動程度。此外，初始流體能量越小的煤儲層，其遭受到的合采擾動程度越大，合采兼容性越差。

4 結 論

(1)當對井筒出口施加限定條件，多壓力系統煤層氣合采過程中較低初始流體能量的煤儲層易遭受壓力擾動，致使其近井地帶出現壓力上升的現象，但該壓力擾動主要存在于合采初期階段，并隨著時間而消弱。

(2)壓力擾動會改變煤儲層內勢能的空間分布形態，即在近井地帶形成一個高勢帶，從而使低初始流體能量煤儲層內流體在高勢帶的擾動下而改變其原有的流動特征，具體表現為改變煤儲層內流體流動方向或降低流體流動速率。

(3)常規合采模式下，煤儲層的產氣能力大小與其自身初始儲層壓力大小正相關，各個煤儲層產氣分配較為均衡，且不存在相互干擾現象。

(4)定壓合采模式下，壓力存在差異的各個煤儲層系統和井筒之間形成一種“動態壓力平衡”關系，在壓力勢能的作用下，來自高初始流體能量煤儲層內流體被向低初始流體能量的煤儲層流動。

(5)定產合采模式下，穩產期內各煤儲層之間會形成一種“動態分配”產氣模式，即當初始流體能量高的煤儲層產氣量過大，并超越定產值時，致使一部分來自高初始流體能量煤儲層的流體向低初始流體能量的煤儲層反向注入。