李 朋，魯 杰，張 磊，譚永勝，何日升，陳羽羽

(1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059;2.中國石油西南油氣田分公司，四川成都 610051;3.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100)

1 區(qū)塊概況

沁端區(qū)塊位于沁水盆地南部，區(qū)內(nèi)由老到新依次發(fā)育奧陶系、石炭系、二疊系、三疊系和第四系。研究區(qū)構(gòu)造簡單 (圖1)，構(gòu)造形態(tài)總體為走向北北東、傾向北西西的單斜構(gòu)造，在此基礎(chǔ)上發(fā)育了一系列近南北向—北北東向的寬緩褶曲，地層傾角一般不超過15°，個別部位受構(gòu)造影響地層傾角變化大;斷層不發(fā)育，規(guī)模較大的僅有一條F1正斷層，該斷層地表露頭斷面清楚，斷層寬約3m，產(chǎn)狀為300°∠45゜，斷距約為100m。

圖1 沁端區(qū)塊構(gòu)造綱要圖Fig.1 Structural outline of Qinduan Block

2 煤層地質(zhì)特征

沁端區(qū)塊內(nèi)主要含煤地層為上石炭統(tǒng)太原組(C3t)和下二疊統(tǒng)山西組 (P1s)，煤系地層平均總厚度為163.02m。共含煤17層/14.67m，含煤系數(shù)為9.1%。其中主要可采煤層為3號和15號，總厚度為10.70m，埋深均在1000m以內(nèi)。該區(qū)塊含氣面積約為31.3km2，含氣量約為74.5×108m3。

2.1 3號煤層

3號煤層位于山西組下部，上距K9砂巖30m，下距K7砂巖8m，厚6.05～6.6m，平均為6.24m。3號煤層干燥無灰基氣含量多為 9.0～21.3m3/t;干燥無灰基的最大吸附容量 (蘭氏體積)為30.39～47.16m3/t，平均為36.98m3/t;蘭氏壓力為1.9～2.49MPa，平均為2.19MPa。3號煤層真密度為1.5～1.58t/m3，視密度為 1.42～1.5t/m3，由煤的真密度和視密度可得3號煤層孔隙度為3.95%～5.96%，平均為5.02%，實測滲透率為0.97～2.07mD，平均為1.47mD。

2.2 15號煤層

15號煤層位于太原組一段頂部，直接下伏于K2灰?guī)r之下，上距3號煤層85～96m，下距K1砂巖9m。煤層厚為3.8～4.5m，平均為4.14m。15號煤層干燥無灰基氣含量一般為10.8～22.5m3/t，總體上15號煤層氣含量高于3號煤層。15號煤干燥無灰基的最大吸附容量 (蘭氏體積)為35.4～46.88m3/t，平均為38.82m3/t;蘭氏壓力為0.88～2.73MPa，平均為2.18MPa，15號煤層真密度為1.48～1.57t/m3，視密度為 1.4～1.49t/m3，由真密度和視密度可得15號煤層孔隙度為 5.1%～5.92%，平均為5.35%，滲透率略低于3號煤層，為0.68～1.76mD，平均為1.165mD。

3 煤層資源豐度研究

用體積法計算煤層氣地質(zhì)資源量 (儲量)。

式中 Gi——某斷塊煤層氣地質(zhì)資源量 (儲量)，m3;

A——煤層氣含氣面積，m2;

h——煤層平均厚度，m;

Dad——煤的空氣干燥基密度 (煤的容重)，t/m3;

Cad——煤的空氣干燥基含氣量，m3/t。

資源豐度計算公式:

式中 Ω——資源豐度，m3/km2。

通過對研究區(qū)3號和15號煤層共計24塊巖心的測試，其煤的空氣干燥基密度Dad和煤的空氣干燥基含氣量Cad的統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表1。

表1 樣品測試數(shù)據(jù)表Table 1 Sample test data

3.1 3號煤層

3.1.1 煤的空氣干燥基密度

由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值，可得空氣干燥基密度Dad=1.45t/m3。

3.1.2 煤的空氣干燥基含氣量

由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值，可得空氣干燥基含氣量Cad=15.108m3/t。

3.1.3 地質(zhì)資源量

3號煤層的平均厚度為6.24 m，則其地質(zhì)資源量為 31.3×106×6.24×1.45×15.108=42.8×108m3。

3.1.4 資源豐度

3號煤層資源豐度Ω3為1.37×108m3/km2。

3.2 15號煤層

3.2.1 煤的空氣干燥基密度

由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值，可得空氣干燥基密度Dad=1.445t/m3。

3.2.2 煤的空氣干燥基含氣量

由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值，可得空氣干燥基含氣量Cad=16.925m3/t。

3.2.3 地質(zhì)資源量

15號煤層的平均厚度為4.14m，則其地質(zhì)資源量為 31.3×106×4.14×1.445×16.925=31.7×108m3。

3.2.4 資源豐度

15號煤層資源豐度Ω15為1.01×108m3/km2。

4 開發(fā)方案部署

煤層氣開發(fā)方案研究主要包括開發(fā)層系的劃分、開發(fā)方案的確定 (包括井型選擇、井網(wǎng)優(yōu)選、井距確定)、開發(fā)方案的優(yōu)選等幾個方面。

4.1 開發(fā)層系劃分

研究區(qū)3號和15號煤層共計24塊巖心的氣體組分分析結(jié)果顯示，煤層甲烷 (CH4)濃度較高，另含少量二氧化碳 (CO2)和氮氣 (N2)。3號煤層甲烷濃度為79.42%～95.62%，平均為88.75%;15號煤層甲烷濃度為 81.58%～98.48%，平均為90.28%。結(jié)論為，3號煤層和15號煤層甲烷濃度含量相當 (表2)。

表2 煤層巖心樣品氣體組分分析結(jié)果表Table 2 Results of coalbed core sample gas composition analysis

續(xù)表

從產(chǎn)水特征來看，生產(chǎn)初期煤層產(chǎn)出水型以NaCl為主，平均礦化度為4000mg/L。生產(chǎn)20～40天后產(chǎn)出水接近地層水，水型以NaHCO3型為主，平均礦化度為1200mg/L，pH值為8，兩主力煤層產(chǎn)水類型及礦化度基本一致。

對3號煤層和15號煤層開發(fā)層系劃分相關(guān)參數(shù)進行統(tǒng)計對比 (表3)，為開發(fā)層系的劃分提供依據(jù)［1－5］。

表3 開發(fā)層系劃分參數(shù)表Tabel 3 Parameters for development horizons division

從表3中可見，兩主力煤層物性、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)一致，均具有一定規(guī)模的地質(zhì)資源量和生產(chǎn)能力，因此可以劃為一套開發(fā)層系。

4.2 開發(fā)方案確定

4.2.1 井型選擇

開采井型的選擇與采收率的提高有著密切的關(guān)系，對沁端區(qū)塊3號和15號煤層相關(guān)儲層參數(shù)進行統(tǒng)計 (表4)并分析，為有利開采井型的選擇提供依據(jù)。

表4 沁端區(qū)塊煤層氣藏水平井適應(yīng)性條件統(tǒng)計表Table 4 Statistics of horizontal well applicability conditions of CBM reservoir in Qinduan Block

從3號和15號煤層信息統(tǒng)計及水平井適應(yīng)條件的對比可知，兩煤層符合水平井開采條件，適合用水平井對該區(qū)塊煤層進行開采。

4.2.2 井網(wǎng)優(yōu)選

煤層氣地面開發(fā)的一個關(guān)鍵環(huán)節(jié)是優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)［1－4］，不同開發(fā)井網(wǎng)的選擇對煤層氣儲層保護、裂縫溝通以及采收率的提高等有著重要的影響作用 (表5)。

表5 煤層氣常見布井方式的依據(jù)及特點表Table 5 Basis and characteristics of commonly used CBM well spacing methods

沁端區(qū)塊3號和15號煤層總體屬于地質(zhì)構(gòu)造簡單及儲層均質(zhì)性較好，構(gòu)造對煤層的影響相對較小，該區(qū)塊儲層的特點與五點布井法依據(jù)相吻合，因此3號煤層和15號煤層均可采用五點布井法對該區(qū)塊進行開采。

4.2.3 井距確定

4.2.3.1 井距計算相關(guān)參數(shù)

(1)水平井總成本與水平段長度的關(guān)系。

根據(jù)前人研究［5］，水平井水平段鉆井成本與水平井水平段長度關(guān)系呈二次多項式的關(guān)系:

式中 a、b、c——系數(shù);

y——水平段鉆井成本，萬元;

x——水平段長度，m。

圖2是水平段長度與水平段鉆井成本關(guān)系，根據(jù)前人研究得出水平段鉆井成本與水平段長度資料［6－7］，代入式 (6)，對系數(shù) a、b、c 進行擬合，得到a=0.0003、b=0.55、c=1921.8，即:

圖2 水平段長度與水平段鉆井成本關(guān)系圖Fig.2 Relationship between the length of horizontal section and the drilling cost of horizontal section

(2)基本參數(shù)統(tǒng)計。

結(jié)合沁端區(qū)塊含氣面積、地質(zhì)資源量等參數(shù)，根據(jù)國內(nèi)煤層氣開發(fā)相關(guān)經(jīng)驗數(shù)據(jù)［8－11］，確定沁端區(qū)塊煤層氣井距相關(guān)參數(shù) (表6)。

表6 沁端區(qū)塊煤層氣井距計算相關(guān)參數(shù)表Table 6 Parameters related to CBM well spacing calculation of Qinduan Block

4.2.3.2 井距計算［8－21］

(1)經(jīng)濟極限井距。

①單井經(jīng)濟極限控制儲量。

一口煤層氣井從開始鉆井到開采截止時支出的總費用數(shù)額較大，要想取得經(jīng)濟效益，其總費用應(yīng)小于銷售收入，這就需要有足夠的地質(zhì)儲量，即單井控制經(jīng)濟極限儲量。

式中 Gg——單井控制經(jīng)濟極限儲量，m3;

C——單井投資總費用，元;

P——單井年平均采氣操作費用，元;

T——開采時間，a;

Ag——煤層氣售價，元/m3;

Er——煤層氣采收率。

②經(jīng)濟極限井距的確定。

經(jīng)濟極限井距與資源豐度有較大的聯(lián)系，在不考慮井網(wǎng)密度對采收率影響的情況下由單井控制經(jīng)濟極限儲量可算出經(jīng)濟極限井距。

式中 d——經(jīng)濟極限井距，m;

Ω——資源豐度，108m3/km2。

(2)規(guī)定單井產(chǎn)能法。

有一定地質(zhì)儲量的氣藏，如果給定了產(chǎn)能，則可以求得單位面積上的井數(shù)。

式中 n——井數(shù);

G——氣藏地質(zhì)資源量，108m3;

vg——平均年采氣速度;

q——單井平均產(chǎn)能，m3/d;

η——井綜合利用率。

(3)經(jīng)濟極限—合理井網(wǎng)密度法。

資金投入等于產(chǎn)出效益時，對應(yīng)的井網(wǎng)密度為經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。

式中 SPACmin——經(jīng)濟極限單位含氣面積上的井數(shù);

a——商品率;

A——含氣面積，km2;

R——貸款利率;

Ta——稅收率。

如果選用合理利潤LR=0.15AgEr，考慮資金與效益產(chǎn)出因素，經(jīng)濟效益最大時的井網(wǎng)密度為氣田的最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度為:

式中 SPACa——氣田的最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度。

氣田的實際井網(wǎng)密度應(yīng)在最佳井網(wǎng)密度與極限井網(wǎng)密度之間，并盡量靠近最佳井網(wǎng)密度，可采用加三差分法SPAC。

計算得到的井距結(jié)果見表7。

表7 井距計算結(jié)果表Table 7 Well spacing calculation results

通過開發(fā)層系劃分，優(yōu)選的開采井型、井網(wǎng)及井距的分析，設(shè)計出4種開發(fā)方案 (表8)。

表8 開發(fā)方案設(shè)計結(jié)果表Table 8 Design results of development schemes

4.3 開發(fā)方案的優(yōu)選

通過數(shù)值模擬對設(shè)計的4種開發(fā)方案進行井網(wǎng)部署，對各個方案的累計產(chǎn)氣量進行預測。

4.3.1 井網(wǎng)部署

通過數(shù)值模擬，CBM1、CBM2、CBM3和CBM4開發(fā)方案的井網(wǎng)部署見圖3。

圖3 4種開發(fā)方案的井網(wǎng)部署圖井型是兩種水平井和直井;圖中顏色代表生產(chǎn)15年后含氣飽和度分布情況Fig.3 Well pattern deployment of four development schemes

4.3.2 累計產(chǎn)氣量預測

通過數(shù)值模擬，4種開發(fā)方案的最終累計產(chǎn)氣量分別為 20.87×108m3、17.23×108m3、31.7×108m3、15.5×108m3，其采收率分別為 28.01%、23.13%、42.25%、20.8%，各方案的模擬結(jié)果見圖4。

圖4 4個方案的累計產(chǎn)氣量預測圖Fig.4 Forecast of total gas production by four schemes

4.3.3 經(jīng)濟評價

煤層氣的開發(fā)支出費用主要是鉆井成本，根據(jù)各方案預測總產(chǎn)量所得的市場利潤，以及開發(fā)過程所布水平井和直井支出費用，得到沁端區(qū)塊煤氣層各開發(fā)方案利潤預測數(shù)據(jù) (表9)。

沁端區(qū)塊煤層氣水平井開發(fā)所需費用較大，方案CBM1和CBM2水平井井數(shù)較多，總支出費用較大，利潤為負數(shù);方案CBM4全部布直井開采，鉆完井總支出費用較少，但直井的低采收率使開發(fā)所得利潤較少。方案CBM3采用適量的水平井和直井搭配進行開采，總支出較少且采收率較高，整體利潤較大。根據(jù)方案設(shè)計及采收率預測情況，優(yōu)選CBM3方案為開發(fā)方案。最終采收率為42.25%，累計產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

表9 開發(fā)利潤預測表Tabel 9 Forecast of development profits

5 結(jié)束語

(1)沁端區(qū)塊主力煤層3號和15號煤層符合水平井開采條件，適合用水平井對該區(qū)塊煤層氣進行開采。

(2)沁端區(qū)塊3號和15號煤層總體構(gòu)造簡單、儲層均質(zhì)性較好，儲層物性、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)一致，具有一定規(guī)模的地質(zhì)資源量和生產(chǎn)能力，構(gòu)造作用對煤層的影響相對較小，兩煤層可劃分為一套開發(fā)層系，采用五點布井法進行開采。

(3)通過數(shù)值模擬可知，采用CBM3(145口直井和20口水平井兩種井型搭配)的開發(fā)方案利潤最大，為沁端區(qū)塊煤層氣的最佳開采方案，理想情況下能使該區(qū)塊煤層氣最終采收率達到42.25%，累計產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

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