趙莊井田煤層氣水平井分段壓裂參數(shù)優(yōu)化研究

王 晶，姚團琪

(1.中煤科工集團西安研究院有限公司，西安 710054)

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趙莊井田煤層氣水平井分段壓裂參數(shù)優(yōu)化研究

王 晶，姚團琪

(1.中煤科工集團西安研究院有限公司，西安 710054)

針對山西趙莊井田瓦斯治理難度日益加大，該區(qū)嘗試水平井分段壓裂技術(shù)并取得成功。但目前國內(nèi)運用水平井分段壓裂開發(fā)煤層氣的研究較少，針對煤層氣分段壓裂優(yōu)化技術(shù)大多照搬石油行業(yè)標準，忽視煤層氣自身開發(fā)特征?；谮w莊井田ZZ-01井煤層氣地質(zhì)特征，從產(chǎn)能、煤礦安全、經(jīng)濟效益三個方面，利用數(shù)值模擬方法對水平井分段壓裂參數(shù)優(yōu)化進行了深入研究，最終得到最佳壓裂裂縫參數(shù)：壓裂9段，壓裂裂縫長度為100m。該研究成果為今后煤層氣水平井分段壓裂工程優(yōu)化提供指導(dǎo)作用。

煤層氣；分段壓裂；趙莊井田；優(yōu)化設(shè)計

煤層氣水平井和水力壓裂技術(shù)是煤層氣儲層改造、增加滲流通道、提高單井產(chǎn)量的最普遍最有效的手段[1]。近年來，針對山西趙莊井田瓦斯治理難度日益加大，藍焰煤層氣公司在該區(qū)進行了一系列地面煤層氣水平井及壓裂井預(yù)抽試驗。其中在井田北部、西部實施煤層氣垂直壓裂井250余口，截止目前，垂直井產(chǎn)氣效果均很差，平均日產(chǎn)氣量不足1000 m3/d。在趙莊井田西北部實施1組分段壓裂水平井，目前日產(chǎn)氣量已超過5000m3。實際應(yīng)用顯示該區(qū)由于地質(zhì)條件差，垂直壓裂井開發(fā)效果不佳，而水平分段壓裂技術(shù)在趙莊煤礦顯示出一定的開發(fā)優(yōu)勢，由于目前煤層氣水平井分段壓裂尚處于起步階段[2]，針對煤層氣壓裂井的壓裂優(yōu)化設(shè)計大多照搬石油行業(yè)標準或依靠經(jīng)驗進行壓裂，因此存在以下問題：(1)壓裂參數(shù)優(yōu)化原則模糊。未考慮煤層氣自身開發(fā)特征，導(dǎo)致開發(fā)后不滿足煤礦安全指標；(2)壓裂設(shè)計與地質(zhì)條件不匹配， 開發(fā)后無法達到預(yù)期產(chǎn)量，壓裂規(guī)模造成經(jīng)濟不可行等問題。

圖1 ZZ-01井井位示意圖Figure 1 Well ZZ-01 location

為此，晉煤集團藍焰煤層氣公司委托中煤科工集團西安研究院有限公司在趙莊井對3#煤層進行高效抽采試驗，井位如圖1所示。本文以ZZ-01為例，針對該區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)要求，對煤層氣水平井分段壓裂優(yōu)化原則和優(yōu)化流程進行了分析研究，利用數(shù)值模擬方法完成該區(qū)壓裂設(shè)計，為該區(qū)今后煤層氣水平井分段壓裂工程優(yōu)化提供指導(dǎo)作用。

1 趙莊井田ZZ-01井開發(fā)地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)特征

趙莊煤礦位于沁水盆地南緣東西—北東向斷裂帶的北東部。井田地層總體走向為北北東，傾向北西西的單斜構(gòu)造，地層傾角5°～10°，局部受構(gòu)造應(yīng)力影響，發(fā)育有次一級的波狀起伏，表現(xiàn)為寬緩的中小型背斜和向斜，并伴生有中小型斷層和較多的陷落柱。ZZ-01井位于趙莊煤礦四盤區(qū)中東部，井位避開斷層帶和陷落柱發(fā)育點，同時為了考慮井下采煤安全，水平井軌跡沿保護煤柱布置。

1.2 煤層特征

本區(qū)主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組。主要開發(fā)煤系為山西組。山西組厚37.43～71.46m，一般厚46.10m，區(qū)南部較厚，本組自上而下含1#、2#、3#共3層煤，含煤系數(shù)12.10%，其中3#煤層為本區(qū)主采煤層之一，也是ZZ-01井開發(fā)層位，水平段所經(jīng)區(qū)域3#煤煤厚在4.7～5.4m。

趙莊井田在前期鉆孔和后期鉆井過程中取樣都進行了等溫吸附實驗，測試結(jié)果顯示：3#煤平衡水分基Langmuir體積為19.80～30.17m3/t，平均25.74m3/t；空氣干燥基Langmuir體積為27.12～35.34m3/t，平均32.17m3/t；Langmuir壓力為1.53～2.63MPa，平均1.81MPa。

氣含量測試結(jié)果顯示：總體而言，3#煤層空氣干燥基氣含量0.37～20.12 cm3/g，平均6.78 cm3/g；ZZ-01的5個解吸樣，樣品的空氣干燥基氣含量為14.40～19.75 cm3/g，平均為15.99 cm3/g，空氣干燥基甲烷含量14.10～19.42cm3/g，平均為15.65cm3/g，氣含量相對較高。

ZZ-01所采3#煤煤樣，煤體較為堅硬，為原生結(jié)構(gòu)煤，易于成孔。煤中發(fā)育兩組裂縫，裂縫走向大體一致，近垂直層理。主裂縫密度：8～30條/5cm，長度：0.5～3cm，次裂縫密度：3～10條/5cm。局部見鏡煤中裂隙極發(fā)育，呈規(guī)則網(wǎng)狀分布。

綜合分析趙莊井田ZZ-01井的地質(zhì)資料，該區(qū)地層傾角較小，原生結(jié)構(gòu)煤，地層穩(wěn)定連續(xù)，煤體堅硬，煤層較厚、氣含量高，適合水平井分段壓裂技術(shù)開采煤層氣。

2 煤層氣水平井分段壓裂優(yōu)化原則

水平井分段壓裂技術(shù)優(yōu)化參數(shù)包括壓裂段數(shù)、裂縫長度、壓裂間距、裂縫導(dǎo)流能力四個方面。由于常規(guī)油氣田在開發(fā)過程中僅考慮產(chǎn)能這一單方面的因素，對產(chǎn)后剩余油氣儲量的要求較低，因此在壓裂設(shè)計中可根據(jù)數(shù)值模擬單一因素分析法研究不同因素對產(chǎn)能的影響來確定壓裂參數(shù)。但地面煤層氣的開發(fā)與常規(guī)油氣田有著很大的區(qū)別，由于目前煤層氣的開采是和煤礦開采緊密相連，因此地面煤層氣水平井在分段壓裂設(shè)計上需考慮更多的因素。

趙莊井田ZZ-01井為3#煤高效抽采試驗井，同時該井布置在煤礦規(guī)劃區(qū)，結(jié)合油田水平分段壓裂井開發(fā)優(yōu)化原則，得到煤層氣水平壓裂井壓裂優(yōu)化原則如下：

(1)產(chǎn)能因素：作為3#煤高效抽采試驗井，ZZ-01井必須保證一定的煤層氣單井產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)時間才能確保項目開發(fā)價值及經(jīng)濟效益[3]。井田的含氣量、儲層壓力、滲透率、吸附性等地質(zhì)參數(shù)都直接影響著煤層氣井產(chǎn)量，因此需要根據(jù)該井數(shù)值模擬結(jié)果確定產(chǎn)能指標，進而對煤層氣水平井壓裂參數(shù)進行優(yōu)化。

(2)煤礦安全因素：ZZ-01井布置在煤礦規(guī)劃區(qū)，預(yù)設(shè)工作面寬度在150～200m，根據(jù)煤礦瓦斯抽采基本指標，煤層工作面采掘作業(yè)前，煤層瓦斯含量必須降到8m3/t以下，因此該井生產(chǎn)10a后工作面范圍內(nèi)氣含量必須低于8m3/t。

(3)經(jīng)濟可行性：煤層氣開發(fā)是一種新興產(chǎn)業(yè)，針對其的投資也是一種商業(yè)行為，為獲得最大經(jīng)濟利益為目的。經(jīng)濟評價是在資源評價、市場預(yù)測、產(chǎn)量預(yù)測和規(guī)模分析的基礎(chǔ)上，對擬建項目的投入費用和產(chǎn)出效益進行合理的計算、分析，并通過不同方案的比較，分析論證項目的財務(wù)可行性、經(jīng)濟合理性，評估項目開發(fā)風(fēng)險大小，為項目投資提供科學(xué)決策的依據(jù)[4-5]。煤層氣水平井壓裂段數(shù)越大、壓裂裂縫長度越長，產(chǎn)量越高，但同時開發(fā)成本也在增加，因此在趙莊井田ZZ-01井在保證產(chǎn)能、煤礦安全的基礎(chǔ)上所優(yōu)選的方案也必須經(jīng)濟最優(yōu)化。

3 ZZ-01水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化

3.1 基本參數(shù)和數(shù)值模型建立

根據(jù)收集到的趙莊井田試驗井ZZ-01井3#煤層小層厚度數(shù)據(jù)、物性資料及地層壓力和含氣數(shù)據(jù)(見表1)，利用ECLIPSE建立煤層氣雙孔模型，如圖2、3所示。本文僅考慮壓裂后形成穩(wěn)定分布、垂直水平段裂縫這一理想化情況，且每條裂縫的半長、高度、導(dǎo)流能力等參數(shù)均相等。模擬煤層氣藏區(qū)域1000m×400m，設(shè)定水平段長度為800m，網(wǎng)格設(shè)置根據(jù)壓裂段數(shù)變化，X、Y方向采用對數(shù)網(wǎng)格加密方法劃分網(wǎng)格，最小網(wǎng)格寬0.3048m。3#煤巖儲層的裂縫孔隙度、煤巖密度、擴散系數(shù)以及Langmuir壓力等煤巖參數(shù)，如下表1，模擬時間為10a。

表1 趙莊井田ZZ-01井數(shù)值模擬初始參數(shù)

圖2 地質(zhì)模型示意圖Figure 2 A schematic diagram of geological model

圖3 模擬裂縫網(wǎng)格設(shè)置示意圖Figure 3 A schematic diagram of simulated fissure grid settings

3.2 裂縫參數(shù)模擬范圍

(1)壓裂間距及壓裂段數(shù)。壓裂間距的選取與滲透率有著直接聯(lián)系。滲透率越高，儲層滲流能力越大，動用面積越大。因此若壓裂間距太大，就會造成裂縫間干擾過大，開采資源重疊，產(chǎn)量下降；間距太小，出現(xiàn)開采盲區(qū)，造成裂縫間儲量損失。由于趙莊井田煤層滲透率普遍較低，結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果及以往煤層氣壓裂經(jīng)驗，該區(qū)壓裂間距在80～130m，因此根據(jù)壓裂間距確定該區(qū)壓裂段數(shù)為6～10段。

(2)裂縫導(dǎo)流能力。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，裂縫導(dǎo)流能力越大，累計產(chǎn)氣量越高，但當裂縫導(dǎo)流能力增加到一定程度，導(dǎo)流能力對產(chǎn)能的影響不在顯著，因此在壓裂過程中不能單純追求過高導(dǎo)流能力，根據(jù)研究區(qū)以往壓裂井的壓裂經(jīng)驗，煤層壓裂形成裂縫導(dǎo)流能力合理取值范圍在15～25μm2.cm，因此本次模擬優(yōu)化裂縫參數(shù)設(shè)定導(dǎo)流能力為20μm2.cm。

(3)裂縫半長。由于煤的特殊性，其裂縫支撐半長一般為60～140m[6]，因此優(yōu)化模擬壓裂長度設(shè)定為60～140m。

3.3方案模擬

裂縫半長分別為60、100、140m的情況下，基于以上設(shè)定的導(dǎo)流能力及裂縫半長，分別模擬了不同壓裂段數(shù)(6段、7段、8段、9段、10段)時水平井10a累計產(chǎn)氣變化。(圖4)

圖4 壓裂裂縫半長為60m不同壓裂段數(shù)水平井產(chǎn)氣情況Figure 4 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 60m with different fracturing sections

圖5 壓裂裂縫半長為100m不同壓裂段數(shù)水平井產(chǎn)氣情況Figure 4 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 100m with different fracturing sections

圖6 壓裂裂縫半長為140m不同壓裂段數(shù)水平井產(chǎn)氣情況Figure 6 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 140m with different fracturing sections

圖7 不同方案10a累計產(chǎn)氣量曲線Figure 7 Ten years cumulative gas output curves under different fracturing schemes

從圖4～圖7中可以看出，當壓裂裂縫長度不變時，隨著壓裂段數(shù)的增加，煤層氣水平井日產(chǎn)氣量逐漸增加，10a累計產(chǎn)氣量也逐漸增加，但增加幅度是逐漸趨于平緩的。壓裂段數(shù)大于8段時，產(chǎn)氣效果較好，日產(chǎn)氣量峰值基本維持在1×104m3/d或更高；壓裂段數(shù)不變，隨著壓裂長度的增加，日產(chǎn)氣量峰值先增加后有小幅度下浮，壓裂段數(shù)越少，影響越小，裂縫長度主要影響穩(wěn)產(chǎn)期，裂縫長度增加，峰值降低變緩，穩(wěn)產(chǎn)期較長。

3.4 指標優(yōu)選

(1)產(chǎn)能指標篩選。根據(jù)模擬結(jié)果計算不同方案穩(wěn)產(chǎn)時間，結(jié)果如表2。

根據(jù)趙莊井田ZZ-01井產(chǎn)量模擬結(jié)果及穩(wěn)產(chǎn)時間分析得到，壓裂裂縫半長為60m時，壓裂6、7、8、9段，穩(wěn)產(chǎn)時間分別為2.3、3.2、4.3、4.8、5.1a；壓裂裂縫半長為100m時穩(wěn)產(chǎn)時間分別為4.4、 5.0、5.3、5.5、5.6a；壓裂裂縫半長為100m時穩(wěn)產(chǎn)時間分別為5.0、5.4、5.6、5.7、5.8a；壓裂段數(shù)大于8，產(chǎn)氣高峰才能達到萬方以上。綜合考慮產(chǎn)氣峰值，同時認為穩(wěn)產(chǎn)時間越長越好，以國內(nèi)煤層氣水平井普遍產(chǎn)量5000m3/d的指標，確定穩(wěn)產(chǎn)5000m3/d超5a的原則，同時峰值達到萬方以上，確定15套方案中，共有7套方案是滿足產(chǎn)能指標：壓裂8、9段，裂縫長度100m、140m，壓裂10段，裂縫長度為60m、100m、140m。

表2 不同方案穩(wěn)產(chǎn)時間對比

圖8 不同壓裂方案穩(wěn)產(chǎn)時間圖Figure 8 Stabilized production period duration under different fracturing schemes

(2)煤礦安全指標篩選模擬方案。通過模擬計算，可以得到開采10a，煤層氣水平井附近剩余氣含量分布數(shù)據(jù)，表3為水平井開發(fā)10a，瓦斯含量降到8m3/t以下的影響寬度。

表3 水平井不同壓裂方案開發(fā)10a后剩余瓦斯含量分布情況

如表3所示，壓裂段數(shù)越大，裂縫長度越大，瓦斯含量降低到8m3/t的范圍越大。根據(jù)ZZ-01井附近工作面布置情況，該區(qū)工作面寬度在150～200m，因此為了達到煤礦開采要求，需要將該區(qū)工作面(150～200m)范圍內(nèi)的瓦斯含量降低到8m3/t。由表看出：壓裂6段，裂縫長度為60m時，開采10a降低瓦斯程度最低，安全合格范圍僅47.4m，而壓裂10段，裂縫長度為140m時，開發(fā)10a降低瓦斯程度最好，安全合格范圍達到了286m。根據(jù)本次設(shè)定的水平井煤礦安全指標，共篩選出4個方案：壓裂7段，裂縫長度為140m，壓裂8段，裂縫長度為100m，壓裂9段，裂縫長度為100m，壓裂10段，裂縫長度為60m。

(3)經(jīng)濟指標篩選模擬方案。根據(jù)產(chǎn)能和煤礦安全篩選指標，同時符合兩個指標的方案共有3個：壓裂8段、裂縫長度100m，壓裂9段、裂縫長度100m，壓裂10段、裂縫長度60m。

根據(jù)對不同方案投入和產(chǎn)出的估算，使用現(xiàn)金流量法來分析項目的財務(wù)可行性和經(jīng)濟合理性。一般認為，項目稅后財務(wù)內(nèi)部收益率大于財務(wù)內(nèi)部基準收益率8%，財務(wù)凈現(xiàn)值大于0，投資回收期小于基準投資回收期8a，項目具有一定的財務(wù)可行性和經(jīng)濟合理性，結(jié)果如下表4。

表4 全部投資財務(wù)評價指標

由表4可以看到，8段、9段三個方案都是盈利的，具有經(jīng)濟可行性。其中壓裂9段的內(nèi)部收益率和財務(wù)凈現(xiàn)值最高，其次為壓裂8段，最差的為壓裂10段的結(jié)果，從投資回收期來看，壓裂9段靜態(tài)回收期最短為6.96a，時間最短，其次為壓裂8段，壓裂10段投資回收期最長為7.90a。因此通過綜合分析，最終將壓裂9段，裂縫長度為100m作為最終的優(yōu)化方案。

4 結(jié)論

(1)煤層氣作為新興能源，一方面彌補了常規(guī)油氣資源的不足，同時承擔(dān)著減輕礦井災(zāi)害的目的，因此煤層氣水平井分段壓裂設(shè)計必須同時考慮產(chǎn)能、煤礦安全、經(jīng)濟性三方面因素。

(1)趙莊井田ZZ-01井所處區(qū)域，煤體較為堅硬，為原生結(jié)構(gòu)煤，易成孔；平均煤厚在5.2m左右，空氣干燥基氣含量平均為15.99cm3/g，氣含量較高，適宜煤層氣水平井分段壓裂開采。

(2)利用ECLIPSE產(chǎn)能模擬軟件通過15套方案模擬，優(yōu)選出山西趙莊井田水平井分段壓裂參數(shù)，最終將壓裂9段，裂縫長度為100m作為該區(qū)水平井分段壓裂的優(yōu)化方案。

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Study on CBM Horizontal Well Sectional Fracturing Parameters Optimization in Zhaozhuang Minefield

Wang Jing and Yao Tuanqi

(Xi′an Research Institute, China Coal Technology and Engineering Group Corp, Xi′an, Shaanxi 710054)

In allusion to coalmine security situation of increasing gas control difficulty in the Zhaozhuang minefield, Shanxi Province, the horizontal well sectional fracturing technique has been successfully tested. But there are few studies in this field in China, thus in the CBM exploitation mostly can only copy petroleum industry standards, and neglect CBM own exploitation characteristics. Based on the well ZZ-01 CBM geological characteristics in Zhaozhuang minefield, from the capacity, coalmine security and economic effect three aspects, through numerical simulation, intensively studied horizontal well sectional fracturing parameter optimization. Finally have got optimized parameters including 9 sections fracturing and fractured fissure length 100m. The studied result can provide guidance for CBM horizontal well sectional fracturing engineering optimization henceforth.

CBM; sectional fracturing; Zhaozhuang minefield; design optimization

王晶(1986—)，女，滿族，河北保定人，助理工程師，畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)，從事煤煤層氣開發(fā)研究，電子信箱：393741007@163.com。

2016-11-24

文獻標識碼：A

責(zé)任編輯：宋博輦