李 朋，魯 杰，張 磊，譚永勝，何日升，陳羽羽

(1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059;2.中國(guó)石油西南油氣田分公司，四川成都 610051;3.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)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(jiǎn)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(guò)15°，個(gè)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(hào)和15號(hào)，總厚度為10.70m，埋深均在1000m以?xún)?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(hào)煤層

3號(hào)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(hào)煤層干燥無(wú)灰基氣含量多為 9.0～21.3m3/t;干燥無(wú)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(hào)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(hào)煤層孔隙度為3.95%～5.96%，平均為5.02%，實(shí)測(cè)滲透率為0.97～2.07mD，平均為1.47mD。

2.2 15號(hào)煤層

15號(hào)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(hào)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(hào)煤層干燥無(wú)灰基氣含量一般為10.8～22.5m3/t，總體上15號(hào)煤層氣含量高于3號(hào)煤層。15號(hào)煤干燥無(wú)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(hào)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(hào)煤層孔隙度為 5.1%～5.92%，平均為5.35%，滲透率略低于3號(hào)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(jì)算煤層氣地質(zhì)資源量 (儲(chǔ)量)。

式中 Gi——某斷塊煤層氣地質(zhì)資源量 (儲(chǔ)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(jì)算公式:

式中 Ω——資源豐度，m3/km2。

通過(guò)對(duì)研究區(qū)3號(hào)和15號(hào)煤層共計(jì)24塊巖心的測(cè)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(jì)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

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

3.1 3號(hào)煤層

3.1.1 煤的空氣干燥基密度

由表1的多組測(cè)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(cè)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(hào)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(hào)煤層資源豐度Ω3為1.37×108m3/km2。

3.2 15號(hào)煤層

3.2.1 煤的空氣干燥基密度

由表1的多組測(cè)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(cè)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(hào)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(hào)煤層資源豐度Ω15為1.01×108m3/km2。

4 開(kāi)發(fā)方案部署

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

4.1 開(kāi)發(fā)層系劃分

研究區(qū)3號(hào)和15號(hào)煤層共計(jì)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?dú)?(N2)。3號(hào)煤層甲烷濃度為79.42%～95.62%，平均為88.75%;15號(hào)煤層甲烷濃度為 81.58%～98.48%，平均為90.28%。結(jié)論為，3號(hào)煤層和15號(hào)煤層甲烷濃度含量相當(dāng) (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(lái)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(lèi)型及礦化度基本一致。

對(duì)3號(hào)煤層和15號(hào)煤層開(kāi)發(fā)層系劃分相關(guān)參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)對(duì)比 (表3)，為開(kāi)發(fā)層系的劃分提供依據(jù)［1－5］。

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

從表3中可見(jiàn)，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(kāi)發(fā)層系。

4.2 開(kāi)發(fā)方案確定

4.2.1 井型選擇

開(kāi)采井型的選擇與采收率的提高有著密切的關(guān)系，對(duì)沁端區(qū)塊3號(hào)和15號(hào)煤層相關(guān)儲(chǔ)層參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì) (表4)并分析，為有利開(kāi)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(jì)表Table 4 Statistics of horizontal well applicability conditions of CBM reservoir in Qinduan Block

從3號(hào)和15號(hào)煤層信息統(tǒng)計(jì)及水平井適應(yīng)條件的對(duì)比可知，兩煤層符合水平井開(kāi)采條件，適合用水平井對(duì)該區(qū)塊煤層進(jìn)行開(kāi)采。

4.2.2 井網(wǎng)優(yōu)選

煤層氣地面開(kāi)發(fā)的一個(gè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)是優(yōu)化開(kāi)發(fā)井網(wǎng)［1－4］，不同開(kāi)發(fā)井網(wǎng)的選擇對(duì)煤層氣儲(chǔ)層保護(hù)、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(jiàn)布井方式的依據(jù)及特點(diǎn)表Table 5 Basis and characteristics of commonly used CBM well spacing methods

沁端區(qū)塊3號(hào)和15號(hào)煤層總體屬于地質(zhì)構(gòu)造簡(jiǎn)單及儲(chǔ)層均質(zhì)性較好，構(gòu)造對(duì)煤層的影響相對(duì)較小，該區(qū)塊儲(chǔ)層的特點(diǎn)與五點(diǎn)布井法依據(jù)相吻合，因此3號(hào)煤層和15號(hào)煤層均可采用五點(diǎn)布井法對(duì)該區(qū)塊進(jìn)行開(kāi)采。

4.2.3 井距確定

4.2.3.1 井距計(jì)算相關(guān)參數(shù)

(1)水平井總成本與水平段長(zhǎng)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(zhǎng)度關(guān)系呈二次多項(xiàng)式的關(guān)系:

式中 a、b、c——系數(shù);

y——水平段鉆井成本，萬(wàn)元;

x——水平段長(zhǎng)度，m。

圖2是水平段長(zhǎng)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(zhǎng)度資料［6－7］，代入式 (6)，對(duì)系數(shù) a、b、c 進(jìn)行擬合，得到a=0.0003、b=0.55、c=1921.8，即:

圖2 水平段長(zhǎng)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(jì)。

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(guó)內(nèi)煤層氣開(kāi)發(fā)相關(guān)經(jīng)驗(yàn)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(jì)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(jì)算［8－21］

(1)經(jīng)濟(jì)極限井距。

①單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量。

一口煤層氣井從開(kāi)始鉆井到開(kāi)采截止時(shí)支出的總費(fèi)用數(shù)額較大，要想取得經(jīng)濟(jì)效益，其總費(fèi)用應(yīng)小于銷(xiāo)售收入，這就需要有足夠的地質(zhì)儲(chǔ)量，即單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量。

式中 Gg——單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，m3;

C——單井投資總費(fèi)用，元;

P——單井年平均采氣操作費(fèi)用，元;

T——開(kāi)采時(shí)間，a;

Ag——煤層氣售價(jià)，元/m3;

Er——煤層氣采收率。

②經(jīng)濟(jì)極限井距的確定。

經(jīng)濟(jì)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(duì)采收率影響的情況下由單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量可算出經(jīng)濟(jì)極限井距。

式中 d——經(jīng)濟(jì)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(chǔ)量的氣藏，如果給定了產(chǎn)能，則可以求得單位面積上的井?dāng)?shù)。

式中 n——井?dāng)?shù);

G——?dú)獠氐刭|(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(jì)極限—合理井網(wǎng)密度法。

資金投入等于產(chǎn)出效益時(shí)，對(duì)應(yīng)的井網(wǎng)密度為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。

式中 SPACmin——經(jīng)濟(jì)極限單位含氣面積上的井?dāng)?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(rùn)LR=0.15AgEr，考慮資金與效益產(chǎn)出因素，經(jīng)濟(jì)效益最大時(shí)的井網(wǎng)密度為氣田的最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為:

式中 SPACa——?dú)馓锏淖罴呀?jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度。

氣田的實(shí)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(jì)算得到的井距結(jié)果見(jiàn)表7。

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

通過(guò)開(kāi)發(fā)層系劃分，優(yōu)選的開(kāi)采井型、井網(wǎng)及井距的分析，設(shè)計(jì)出4種開(kāi)發(fā)方案 (表8)。

表8 開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)結(jié)果表Table 8 Design results of development schemes

4.3 開(kāi)發(fā)方案的優(yōu)選

通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)設(shè)計(jì)的4種開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行井網(wǎng)部署，對(duì)各個(gè)方案的累計(jì)產(chǎn)氣量進(jìn)行預(yù)測(cè)。

4.3.1 井網(wǎng)部署

通過(guò)數(shù)值模擬，CBM1、CBM2、CBM3和CBM4開(kāi)發(fā)方案的井網(wǎng)部署見(jiàn)圖3。

圖3 4種開(kāi)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(jì)產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)

通過(guò)數(shù)值模擬，4種開(kāi)發(fā)方案的最終累計(jì)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(jiàn)圖4。

圖4 4個(gè)方案的累計(jì)產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)圖Fig.4 Forecast of total gas production by four schemes

4.3.3 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

煤層氣的開(kāi)發(fā)支出費(fèi)用主要是鉆井成本，根據(jù)各方案預(yù)測(cè)總產(chǎn)量所得的市場(chǎng)利潤(rùn)，以及開(kāi)發(fā)過(guò)程所布水平井和直井支出費(fèi)用，得到沁端區(qū)塊煤氣層各開(kāi)發(fā)方案利潤(rùn)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù) (表9)。

沁端區(qū)塊煤層氣水平井開(kāi)發(fā)所需費(fèi)用較大，方案CBM1和CBM2水平井井?dāng)?shù)較多，總支出費(fèi)用較大，利潤(rùn)為負(fù)數(shù);方案CBM4全部布直井開(kāi)采，鉆完井總支出費(fèi)用較少，但直井的低采收率使開(kāi)發(fā)所得利潤(rùn)較少。方案CBM3采用適量的水平井和直井搭配進(jìn)行開(kāi)采，總支出較少且采收率較高，整體利潤(rùn)較大。根據(jù)方案設(shè)計(jì)及采收率預(yù)測(cè)情況，優(yōu)選CBM3方案為開(kāi)發(fā)方案。最終采收率為42.25%，累計(jì)產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

表9 開(kāi)發(fā)利潤(rùn)預(yù)測(cè)表Tabel 9 Forecast of development profits

5 結(jié)束語(yǔ)

(1)沁端區(qū)塊主力煤層3號(hào)和15號(hào)煤層符合水平井開(kāi)采條件，適合用水平井對(duì)該區(qū)塊煤層氣進(jìn)行開(kāi)采。

(2)沁端區(qū)塊3號(hào)和15號(hào)煤層總體構(gòu)造簡(jiǎn)單、儲(chǔ)層均質(zhì)性較好，儲(chǔ)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(duì)煤層的影響相對(duì)較小，兩煤層可劃分為一套開(kāi)發(fā)層系，采用五點(diǎn)布井法進(jìn)行開(kāi)采。

(3)通過(guò)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(kāi)發(fā)方案利潤(rùn)最大，為沁端區(qū)塊煤層氣的最佳開(kāi)采方案，理想情況下能使該區(qū)塊煤層氣最終采收率達(dá)到42.25%，累計(jì)產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

［1］趙慶波，孫粉錦，李五忠，等.煤層氣地質(zhì)與勘探技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2011.

［2］湯達(dá)禎，王生維.煤儲(chǔ)層物性控制機(jī)理及有利儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法［M］.北京:科學(xué)出版社，2010.

［3］要惠芳，王秀蘭.沁水盆地南部煤層氣儲(chǔ)層地質(zhì)特征［M］.北京:煤炭工業(yè)出版社，2009.

［4］孟昭平，田永東，李國(guó)富，等.煤層氣開(kāi)發(fā)地質(zhì)學(xué)理論與方法［M］.北京:科學(xué)出版社，1970.

［5］麻成斗.大慶外圍油田低滲透薄油層水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)應(yīng)用 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2008.

［6］胡俊坤，周志斌，李曉平.氣井水平段的最優(yōu)經(jīng)濟(jì)價(jià)值長(zhǎng)度確定方法［J］.天然氣工業(yè)，2014，142－146.

［7］任科.靖邊氣田水平井合理工作制度研究 ［D］.西南石油大學(xué)，2010.

［8］楊秀春，葉建平.煤層氣開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署與優(yōu)化方法［J］.中國(guó)煤層氣，2008，5(1):13－17.

［9］周學(xué)民，郭平，黃全華，等.升平氣田火山巖氣藏井網(wǎng)井距研究［J］.天然氣工業(yè)，2006，26(5):79－81.

［10］張波，李君，賴(lài)海濤.蘇里格低滲氣田井網(wǎng)井距計(jì)算方法探討 ［J］.石油化工應(yīng)用，2010，29(6):42－44.

［11］桑浩田，桑樹(shù)勛，周效志，等.沁水盆地南部煤層氣井生產(chǎn)歷史擬合與井網(wǎng)優(yōu)化研究 ［J］.山東科技大學(xué)學(xué)報(bào)，2011，30(4):58－65.

［12］史進(jìn)，吳曉東，韓國(guó)慶，等.煤層氣開(kāi)發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.煤田地質(zhì)與勘探，2011，39(6):20－23.

［13］汪周華，郭平，黃全華，等.大牛地低滲透氣田試采井網(wǎng)井距研究 ［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004，26(4):18－20.

［14］王秀芝，石志良，龍勝祥，等.元壩氣田開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)合理井距研究 ［J］.斷塊油氣田，2012，19(3):340－342.

［15］張培河，白建平.煤礦區(qū)煤層氣開(kāi)發(fā)部署方法［J］.煤田地質(zhì)與勘探，2010，38(6):33－36.

［16］付利，申瑞臣，喬磊，等.煤層氣開(kāi)采井組合方案設(shè)計(jì)與分析 ［J］.石油鉆探技術(shù)，2012，40(2):87－91.

［17］程偉.延川南煤層氣開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署與優(yōu)化研究 ［J］.中國(guó)煤層氣，2012，9(4):25－28.

［18］張建國(guó)，苗耀，李夢(mèng)溪.沁水盆地煤層氣水平井產(chǎn)能影響因素分析 ［J］.中國(guó)石油勘探，2010，20(2):49－55.

［19］許春花，趙冠軍，龍勝祥，等.提高煤層氣采收率新技術(shù)分析 ［J］.中國(guó)石油勘探，2010，20(3):51－72.

［20］嚴(yán)緒朝，郝宏毅.國(guó)外煤層氣的開(kāi)發(fā)利用狀況及其技術(shù)水平 ［J］.石油科技論壇，2007，26(6):24－30.

［21］鄭得文，張君峰，孫廣伯，等.煤層氣資源儲(chǔ)量評(píng)估基礎(chǔ)參數(shù)研究 ［J］.中國(guó)石油勘探，2008，18(3):1－4.