要因素。含气量分布的不均匀性及裂缝发育程度的差异导致了煤层气井的产气量有高有低，差异较大。
（2）根据测井解释，大1–5井1189m–1204.6m井段、大1–6井1190m–1207m井段两个煤层之间夹有一层砂岩，含泥质较低，为一物性较好的水层。压裂后与煤层沟通，导致大量出水。从大1–1~大1–6井的地下水质分析结果来看，采出水的水型与石炭二叠系的水型一致，都是NaHCO3型，见表6–20。从地下水离子鉴定结果看，水中的阳离子以Na+、K+为主，Ca+2+离子含量较低，由于砂岩中含有较多的长石，Na+、K+离子又易于随地下水迁移，因此可以证实煤层与顶板砂岩含水层连通。大1–5、大1–6井经压裂后大量出水的结果，直接影响了煤层排水，导致动液面下降速度缓慢，动液面高度与大1–4井相差达279–405m，煤层压力下降幅度小。在试气后期动液面较稳定的条件下，大1–5、大1–6井底流压仍较高，分别为3.4MPa和3.7MPa，回压较大。从而造成大1–5、大1–6井煤层气解吸量少，产气量低。而大1–1、1–4井出水量较少的原因是两个煤层之间的夹层是含泥质较高的粉砂岩，物性比前2口井差。
表6–20 大1–1井~大1–6井水质分析化验结果统计表
井 号 Na++K+(mg/L) Ca+(mg/L) Mg+(mg/L) CO32-(mg/L) CI-(mg/L) SO42-(mg/L) HCO3(mg/L) 总矿化度(mg/L) 水型 大1–1 2661 21.1 10.7 103.82 3506.01 5.76 659.81 6968.2 NaHCO3 大1–4 2450.5 24.4 8.98 127.42 3179.87 10.7 683.8 6485.67 NaHCO3 大1–5 2305.8 24.4 7.43 117.98 2886.34 952.52 6294.47 NaHCO3 大1–6 2358.4 22.8 7.47 165.17 2878.19 1007.71 6439.74 NaHCO3
（3）压裂措施效果不同
大1–1、1–6井用的是活性水压裂液，而大1–4、大1–5井用的是冻胶压裂液。冻胶压裂液对煤层渗透性有一定影响，使得大1–4、大1–5井的产气
量低于大1–1、大1–6井。而冻胶压裂液对水量较高的含水层伤害不大，故大1–5、大1–6井虽然用了不同的压裂液，产水量均相当高。
（4）大城试验井组的含气饱和度和解吸压力都较低，如大1–1井平均饱和度只有30.94%，解吸压力为3.73MPa，气体不易解吸，因此导致整个井组产气量都较低。在目前的开采技术条件下，很难得到好的经济效益。
6.4产量预测
6.4.1煤层气藏数值模拟
煤层气数值模拟软件描述了煤层气的解吸扩散及渗流规律，主要用于模拟煤储层中的气–水流动，对煤储层进行生产历史拟合、储层参数敏感性分析、动态预测、产能预测、试采方案设计研究、增产措施评估、井网优化、开发方案编制及开发机理等多项研究工作。
1、模拟软件
研究仍然选用模型为三维二相双孔隙的COAL GAS煤层气数值模拟软件，对大1–1井进行试采历史拟合及动态预测。
2、煤层气数值模拟参数确定
数值模拟所需要参数较多，参数选取至关重要。经分析可以确定的参数包括煤层厚度、气水性质参数、含气量、等温吸附常数，压力、初始条件、边界条件及运行控制参数等多数为实际数据。详见表6–21。
表6–21大城试验井组模拟参数表
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 参数 表皮系数 井底半径（m） 煤层厚度（m） 煤层埋深（m） 煤层温度（C） 煤层原始压力（MPa） 临界解析压力（MPa） 气体中H2S浓度（％） ?三煤 -3.3 0.1 8.6 1168 56 10.94 4.57 0 四煤 -5.1 0.1 3 1194.7 56 11.55 2.13 0 数据来源 数据来源 试井 测试 电测曲线+录井 电测曲线+录井 测试 试井 测试+计算 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 气体中CO2浓度（％） 气体中N2浓度（％） 灰分含量（％） 地层水矿化度（cppm） 兰氏压力（MPa） 兰氏体积（m3/t） 吸附时间（d） 含气量（m3/t） 含气饱和度（％） 地层压缩系数（1/MPa） 水粘度（cp） 煤的密度（g/cm3） 扩散系数（cm2/s） 1.223 3.7 12.99 6968.2 3.432 17.13 7.57 10.23 76 0.000215 1 1.31 2.50E-07
6.527 14.589 18.29 6968.2 4.707 25.41 7.559 6.2 41 0.000215 1 1.49 2.50E-07 实验 实验 实验 实验 实验 实验 实验 实验 实验 实验+试井 实验 实验 实验 另外一些参数难以确定，对模拟结果有一定程度的影响，如渗透率、孔隙度。要通过反复模拟而定。
3、单井生产历史拟合
因为资料的限制，只对大1–1井进行生产拟合。根据大1–1 井实际生产数据，通过数值模拟计算结果与实际生产动态进行比较，适当调整模型参数，进行单井生产历史拟合：通过生产历史拟合，分析主要煤层参数的可靠性，使模型能够较准确地描述煤层气田地质开发的实际情况，确定主要煤层参数。在历史拟合过程中，主要对网格的渗透率及孔隙度进行了修改，最后得到了较好的历史拟合结果。见图6-13。
?32 Kx?3.2?10?m拟合结果：渗透率
Ky?0.9?10?3?m2
孔隙度??3.96%
图6-13 大1–1井模拟日产气量与实际日产气量拟合曲线
6.4.2产量预测
根据大1–1井生产历史拟合结果，采用拟合修正后的参数，对大城试验井组进行产能预测。
采用参数：
Kx?3.2(?10?3?m2)、Ky?0.9(?10?3?m2)、
Kz?0.2(?10?3?m2)，井距200m、裂缝半长38m，其它参数按煤层实际参数输入，预测结果见表6-22。
根据数值模拟预测结果，大城试验井组4口井十年累计产气310.51?104m3，平均单井累计产气77.6?104m3；十年平均日产气850m3，平均单井日产气212.5m3；第十年平均日产气90.39m3，平均单井日产气22.59m3，平均地层压力为0.28MPa，井底流压为0.1MPa。其中大1–1 井最高产气量为3128.56m3，十年累计产气量为1198?104m3，平均日产气量为328.23m3；第十年平均日产气量为36.68m3，平均地层压力为0.32MPa，井底流压为0.1MPa，生产压差为0.22MPa。从图6-14、6-15中可以看出，大城试验井组产气量从第二年开始下降，且下降速度很快。据经济评价结果，平均单井日产气量要在1000m3以上时，才可能有好的经济效益，而大城试验井组十年平均单井日产气量均远远低于；即使产气量最高的大1–1井，其平均单井日产气量在第二年就只有594.81m3，以后逐年下降。可见大城试验
井组在目前的开采条件下，很难得到好的经济效益。
表6-22 大城试验井组产气量预测表
项目 井号 第 二 年 累计产气量（104m3） 平均日产气（m3） 二年平均日产气（m3） 平均地层压力（MPa） 井底流压（MPa） 第十年 累计产气量（104m3） 平均日产气（m3） 十年平均日产气（m3） 平均地层压力（MPa） 井底流压（MPa） 大1–1 82.81 594.81 1153.78 1.45 0.10 119.80 36.68 328.23 0.32 0.10 大1–4 21.83 174.82 300.25 1.07 0.10 27.27 3.57 74.70 0.17 0.10 大1–5 47.10 679.19 629.69 2.50 0.10 73.61 24.34 201.67 0.34 0.10 大1–6 61.36 771.99 814.33 2.18 0.10 89.83 25.80 246.10 0.30 0.10 合计 213.10 2220.81 2898.05 1.80 0.10 310.51 90.39 850.70 0.28 0.10
图6-14 大城试验井组日产气量预测曲线
图6-15 大城试验井组累计产气量预测曲线
6.5 本章小结
通过大量的煤层气地质特征研究、动态分析及模拟研究，对大城煤层气试验区得到如下认识：
1、大城试验区煤层气井有一定产能，但产量普遍较低
试验井组中的大参1井压裂后抽排试气，日产气量最高达6391.7m3/d，大1–1井压裂后连续出气阶段平均日产气达1171.5m3/d，最高达3128m3/d，说明该试验区煤层气井有一定的产能。但从大1–1井产量预测结果看，十年累计产气量只有119.8?104m3，平均日产气量只有328.23m3/d,在目前的产量及开采技术条件下，很难得到较好的经济效益。
2、平面上煤层物性参数变化较严重
煤储层物性横向变化大，非均质性较严重，造成含气量的分布不均匀导致了煤层气井的产气量有高有低，差异较大。
3、含气饱和度和解吸压力低
大城试验井组的含气饱和度解吸压力都较低，气体不易解吸，气相渗透率低，层气井产量较低。
4、从试验情况看，现有钻井、完井压裂，测试及抽排试气等工艺基本能够满足煤层气勘探开发的需要，今后继续完善提高逐步规范化。