延川南煤層氣開發(fā)試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署與優(yōu)化研究

程偉

(中石化華東分公司勘探開發(fā)研究院實(shí)驗(yàn)中心，江蘇 225607)

延川南煤層氣開發(fā)試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署與優(yōu)化研究

程偉

(中石化華東分公司勘探開發(fā)研究院實(shí)驗(yàn)中心，江蘇 225607)

煤層氣井網(wǎng)優(yōu)化是煤層氣開發(fā)的重要環(huán)節(jié)，井網(wǎng)部署的合理與否，不僅關(guān)系到單井產(chǎn)量的大小，而且直接影響到煤層氣試驗(yàn)區(qū)開發(fā)效果的成敗。本文對(duì)井網(wǎng)部署原則以及優(yōu)化方法進(jìn)行了探討，給出了井距優(yōu)選的多種方法，并把這些方法應(yīng)用于鄂爾多斯盆地延川南煤層氣試驗(yàn)區(qū)的開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化，為該區(qū)的煤層氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)提供了合理依據(jù)。

煤層氣 井網(wǎng)優(yōu)化 部署原則 井距優(yōu)選 方案設(shè)計(jì)

［HJ］Abstract:Optimization of CBM well pattern is an important link in CBM development．Whether the arrangement is rational or not it is not only related to the scale of a single well production，but also it affects directly the success of development in the CBM experimental zone．The paper deals with the principles of well pattern arrangement and the optimization methods．It proposes a multiple of methods for selection of well spacing．These methods have been applied to optimization of development well pattern in Yanchuan south CBM Experimental Zone in Ordos Basin．It provides rational criterion for design proposal for development of CBM in this zone．

Keywords:CBM;well pattern optimization;principles for arrangement of wells;selection of well-spacing;design proposal

1 前言

煤層氣井網(wǎng)的部署與常規(guī)天然氣井網(wǎng)有許多共性，但由于兩者賦存機(jī)制的差異，又有不少差別?？茖W(xué)、合理、經(jīng)濟(jì)、有效的井網(wǎng)部署應(yīng)以提高煤層氣動(dòng)用儲(chǔ)量、采收率、采氣速度、穩(wěn)產(chǎn)年限和經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)。煤層氣開發(fā)的井網(wǎng)部署應(yīng)考慮三個(gè)方面的因素:地質(zhì)因素、經(jīng)濟(jì)效益、開發(fā)要素。煤層氣開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化要素通常包括:井網(wǎng)樣式(井間平面幾何形態(tài))、井網(wǎng)方位和井網(wǎng)密度等。井網(wǎng)密度大小是井網(wǎng)優(yōu)化過程中需要反復(fù)論證的，其方法也有多種。根據(jù)國(guó)內(nèi)煤層氣開發(fā)的實(shí)際情況，并借鑒常規(guī)油氣井網(wǎng)優(yōu)化的一些算法，本文選取了適宜煤層氣井網(wǎng)優(yōu)化的一些方法:合理控制儲(chǔ)量法、經(jīng)濟(jì)極限井距法、模擬法、規(guī)定產(chǎn)能法等。

2 延川南煤層氣試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署依據(jù)

延川南區(qū)塊部署了A井和B井兩口參數(shù)井，根據(jù)探井的鉆探情況以及二維地震資料處理顯示，井區(qū)區(qū)域構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，遠(yuǎn)離已知大斷層，主力煤層厚度較大，分布穩(wěn)定，埋深小于1000m，上下頂?shù)装宸馍w能力較好，有條件進(jìn)一步擴(kuò)大評(píng)價(jià)。另外，通過單井試采評(píng)價(jià)，A井a(chǎn)號(hào)煤層和B井b號(hào)煤層實(shí)際解析壓力值高，解析壓力分別為3.95MPa和2.19MPa，臨儲(chǔ)比壓力值高，是非常有利的煤層氣開發(fā)條件。其中，A井單井最高日產(chǎn)氣量已達(dá)到2600m3/d，并且排采空間大，有比較好的開發(fā)前景。

3 井網(wǎng)樣式的確定

合理的井網(wǎng)布置樣式，可以大幅度地提高煤層氣井產(chǎn)量，降低開發(fā)成本。煤層氣井井網(wǎng)布置樣式通常有:不規(guī)則、矩形井網(wǎng)、五點(diǎn)式(菱形)井網(wǎng)等。

矩形井網(wǎng):要求沿主滲透和垂直于主滲透兩個(gè)方向垂直布井，且相鄰的四口井呈一矩形。矩形井網(wǎng)規(guī)整性好，布置方便，多適用于煤層滲透性在不同方向差別不大的地區(qū);矩形井網(wǎng)布井的主要缺陷表現(xiàn)在相鄰4口井的中心位置，壓力降低的速度慢、幅度小，導(dǎo)致排水采氣的效率低，可能造成該區(qū)域的煤層氣資源無法采出。正方形井網(wǎng)屬于矩形井網(wǎng)的一種特殊形式。

圖1 A井微震點(diǎn)分布及方位似合圖

五點(diǎn)式(菱形)井網(wǎng):該井網(wǎng)類型要求沿主滲透方向和垂直于主滲透兩個(gè)方向垂直布井，在四口井中心的位置，加密一口煤層氣開發(fā)井，使相鄰的四口井呈一菱形，主要是針對(duì)矩形井網(wǎng)的一種補(bǔ)充或者完善形式。該布井形式的最大優(yōu)點(diǎn)是在煤層氣開發(fā)排水降壓時(shí)，在井與井之間的壓力降低比較均勻，可以達(dá)到開發(fā)區(qū)域同時(shí)降壓的目的。

綜合考慮，延川南井組評(píng)價(jià)試驗(yàn)方案井網(wǎng)樣式采用五點(diǎn)式(菱形)井網(wǎng)。

圖2 B井微震點(diǎn)分布及方位似合圖

4 井網(wǎng)方位的選擇

井網(wǎng)方位的確定通常根據(jù)壓裂裂縫方位和主導(dǎo)天然裂隙方位將矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)邊方向與天然裂隙主導(dǎo)方向平行或與人工壓裂裂縫方向平行。

煤層中的天然裂隙是影響煤層滲透性的重要因素，因此煤中裂隙的主要延伸方向往往是滲透性較好的方向;人工壓裂裂縫可以改善天然裂縫，使其更好的溝通，壓裂裂縫主導(dǎo)方位多沿垂直于現(xiàn)今最小主應(yīng)力方向延伸。因此，布井要求沿煤層主滲透方向井間距適當(dāng)加大，將矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)邊方向與天然裂隙主導(dǎo)方向平行或與人工壓裂裂縫方向平行。

根據(jù)壓裂裂縫監(jiān)測(cè)情況顯示，A井和B井人工壓裂裂縫延展方向分別為北東向104°和北東向114°。見圖1、2，井網(wǎng)部署方位可適當(dāng)偏離地層最大主應(yīng)力方向0～10°，可適當(dāng)擴(kuò)大壓降范圍。綜合考慮，延川南井區(qū)部署井網(wǎng)方位確定為北東向110°，五點(diǎn)式(菱形)井網(wǎng)的長(zhǎng)軸方向沿北東向110°進(jìn)行布線、布井。

5 井網(wǎng)密度的優(yōu)化

通過以下幾種方法優(yōu)化井組井網(wǎng)密度:

(1)單井合理控制儲(chǔ)量法

開發(fā)井距的確定應(yīng)當(dāng)考慮單井的合理控制儲(chǔ)量，使高豐度區(qū)單井控制儲(chǔ)量不會(huì)過大，而低豐度區(qū)單井控制儲(chǔ)量應(yīng)大于經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量。在此基礎(chǔ)上根據(jù)資源豐度，進(jìn)一步求取井距或井網(wǎng)密度。

式中:Gg——單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量，m3;

q——穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)單井平均產(chǎn)能，m3/d;

t——?dú)獠胤€(wěn)產(chǎn)年限，年;

N——穩(wěn)產(chǎn)期末可采儲(chǔ)量采出程度;

Er——?dú)獠夭墒章?

d——每年產(chǎn)氣天數(shù)，一般取330天。

每年產(chǎn)氣天數(shù)取330天，初步設(shè)計(jì)的氣藏單井服務(wù)期15年，穩(wěn)產(chǎn)期為5年，穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)單井平均日產(chǎn)量為2000m3/d，假設(shè)穩(wěn)產(chǎn)期末可采儲(chǔ)量采出程度65%，氣藏采收率50%，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量0.102×108m3，儲(chǔ)量豐度1.31m3/km2，可求得單井泄氣面積0.078km2，以正方形井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)部署，則井距為279m×279m。

(2)規(guī)定單井產(chǎn)能法

設(shè)一個(gè)氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量，規(guī)定了一定的產(chǎn)能，則可以求得單位面積上的井?dāng)?shù):

式中:G——?dú)獠氐刭|(zhì)儲(chǔ)量，m3;

A——含氣面積，km2;

V——平均年采氣速度，%;

q——單井平均產(chǎn)能，m3/d;

η——?dú)饩C合利用率;

n——?dú)獠亻_發(fā)所需要的井?dāng)?shù)。

氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量1.198×108m3，含氣面積為172km2，采氣速度為3%，平均單井產(chǎn)能為2000m3/d，氣井綜合利用率95%，則氣藏開發(fā)所需要的井?dāng)?shù)共為986口，單位含氣面積上的井?dāng)?shù)為5.7口井/km2，單井控制面積為0.175km2，正方型井網(wǎng)井距為418m×418m。

(3)經(jīng)濟(jì)極限井距

①單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量

一口煤層氣井從鉆井到廢棄時(shí)支出的總費(fèi)用包括:鉆井、儲(chǔ)層改造、地面建設(shè)、采氣成本等方面。要想取得經(jīng)濟(jì)效益，其總費(fèi)用應(yīng)該大于銷售收入，這要求具備足夠的儲(chǔ)量，即單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，它是選擇合理井距的一個(gè)重要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

式中:Gg——單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，m3;

C——單井鉆井和氣建合計(jì)成本(包括鉆井、儲(chǔ)層改造、地面建設(shè)系統(tǒng)工程投資分?jǐn)?，元/井;

P——單井年平均采氣操作費(fèi)用，元/年·井;

T——開采年限，年;

Ag——煤層氣售價(jià)，元/m3。

Er——?dú)獠夭墒章省?/p>

②經(jīng)濟(jì)極限井距

由于經(jīng)濟(jì)極限井距的大小同時(shí)受資源豐度的影響很大，在不考慮井網(wǎng)密度對(duì)于采收率的影響時(shí)，根據(jù)單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，可以算出經(jīng)濟(jì)極限井距。經(jīng)濟(jì)極限井距如下式:

式中:D——經(jīng)濟(jì)極限井距，m;

Gg——單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，m3;

F——資源豐度，108m3/km2。

假設(shè)單井鉆井和氣建合計(jì)成本采用200萬元/井，單井年平均采氣操作費(fèi)用20萬元/年·井，開采年限15年，煤層氣售價(jià)1.3元/m3，煤層氣采收率50%。則單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量為0.077×108m3，在資源豐度為1.3×108m3/km2，則單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量面積0.059km2，相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限井距為243m×243m。

(4)經(jīng)濟(jì)極限－合理井網(wǎng)密度法

當(dāng)資金投入與產(chǎn)出效益相同時(shí)，即氣田開發(fā)總利潤(rùn)為0時(shí)，對(duì)應(yīng)的井網(wǎng)密度計(jì)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;

G——探明地質(zhì)儲(chǔ)量，億m3;

Ag——煤層氣售價(jià)，元/m3;

C——單井鉆井和氣建總投資，萬元/井(包括鉆井、儲(chǔ)層改造、地面建設(shè)系統(tǒng)工程等分?jǐn)偼顿Y);

Er——煤層氣采收率;

T——評(píng)價(jià)年限，年;

P——平均采氣操作費(fèi)用，元/m3;

R——貸款利率;

A——商品率;

Ta——稅收率。

如果選用合理利潤(rùn)LR=0.15Ag·Er，考慮資金與效益產(chǎn)出因素，當(dāng)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:

氣田的實(shí)際井網(wǎng)密度應(yīng)在最佳井網(wǎng)有與極限井網(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:

根據(jù)目前的情況，估算單井鉆井和氣建總投資為200萬元/井，平均采氣操作費(fèi)用為0.34元/m3，稅收率為0.13，商品率為0.95，貸款利率為7.11%，評(píng)價(jià)年限期10年，煤層氣售價(jià)1.28元/m3，煤層氣采收率50%，含氣面積130km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1.33×106億m3，計(jì)算得到經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度SPACmin為9口井/km2;如果選用合理利潤(rùn)為0.096，最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度SPACa為6口井/km2。則氣田合理井網(wǎng)密度為6～9口井/km2，相應(yīng)的井距為330m×330m～399m×399m。

(5)數(shù)值模擬法

油藏?cái)?shù)值模擬的基本原理是根據(jù)煤層氣賦存特征，以及生產(chǎn)排采過程中的滲流特征，建立合理的地質(zhì)模型以及數(shù)學(xué)模型，在綜合地質(zhì)研究以及儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，利用先進(jìn)的儲(chǔ)層數(shù)值模擬軟件，模擬多種不同井網(wǎng)的煤層氣產(chǎn)能動(dòng)態(tài)，研究井距對(duì)于長(zhǎng)期產(chǎn)期的影響。并根據(jù)模擬結(jié)果，綜合對(duì)比多個(gè)指標(biāo)，如單井累積產(chǎn)量、單井服務(wù)年限、高峰期、采收率等，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行井距優(yōu)選。

利用煤層氣數(shù)值模擬軟件SIMEDWin對(duì)和順區(qū)塊進(jìn)行模擬，分別對(duì)240m×240m、250m×250m、280m×280m、300m×300m、350m×350m五種井距進(jìn)行模擬，數(shù)值模擬結(jié)果:若井距增加，產(chǎn)量高峰值推遲，但穩(wěn)定期延長(zhǎng);如果采用超過280m×280m劃分網(wǎng)格，產(chǎn)量達(dá)到高峰值的時(shí)間會(huì)超過3年;小于250m×250m劃分網(wǎng)格時(shí)，產(chǎn)量高峰值雖然與采用250m×250m劃分網(wǎng)格的產(chǎn)量最高值相當(dāng)，但穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間明顯比采用250m×250m劃分網(wǎng)格時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。而且，相同滲透率條件下，井距越小，出現(xiàn)干擾時(shí)間越早。綜合考慮，250m井距較為適中，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和產(chǎn)量高峰期均達(dá)到較好效果(表1)。

表1 不同井距、相同滲透率條件下進(jìn)行模擬結(jié)果表

5 結(jié)論

(1)井網(wǎng)部署需要考慮的要素:地質(zhì)基礎(chǔ)、經(jīng)濟(jì)效益、開發(fā)要素。

(2)目前適用于煤層氣井往優(yōu)化的方法有單井合理控制儲(chǔ)量法、經(jīng)濟(jì)極限井距、規(guī)定單井產(chǎn)能法、經(jīng)濟(jì)極限－合理井網(wǎng)密度法、數(shù)值模擬法。

(3)綜合以上各種方法，延川南區(qū)塊煤層氣井組評(píng)價(jià)試驗(yàn)方案開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)采用菱形井網(wǎng)，井網(wǎng)方位確定為N110°E方向，沿此方向進(jìn)行布線、布井，井網(wǎng)井距選擇300m×250m。

［1］李士倫等，氣田開發(fā)方案設(shè)計(jì) ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2006，98－115.

［2］Jerrald L Saulsberry.A GUIDE TO COALBEDMETHANE RESERVOIR ENGNEERING［M］.GRI，1996.

［3］何鮮，石占中等.難動(dòng)用儲(chǔ)量油藏評(píng)價(jià)方法［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2005，131－132.

［4］陳春琳，林大楊.等溫吸附曲線方法在煤層氣可采資源量估算中的應(yīng)用 ［J］.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào)，2005，34(5):679－682.

［5］蘇現(xiàn)波，陳江峰，孫俊民等.煤層氣地質(zhì)學(xué)與勘探開發(fā)［M］.北京:科學(xué)出版社，2001.

［6］張新民，莊軍，張遂安.中國(guó)煤層氣地質(zhì)與資源評(píng)價(jià) ［M］.北京:科學(xué)出版社，2002:74－77.

Study on Well Pattern Arrangement and Optimization in CBM Experimental and Testing Zone in Yanchuan South

Cheng Wei
(Exploration Development＆Research Institute Test Center of SINOPEC East China Subsidiary Company，Jiangsu 225607)［HJ*4］

程偉，助理工程師，現(xiàn)工作于中石化華東分公司勘探開發(fā)研究院實(shí)驗(yàn)中心，主要從事煤層氣、頁巖氣的實(shí)驗(yàn)研究。

(責(zé)任編輯 韓甲業(yè))