雞西盆地梨樹鎮(zhèn)凹陷煤層氣試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)數(shù)值優(yōu)化

譚寶德

（大慶油田勘探開發(fā)研究院塔木察格室，黑龍江大慶163712）

雞西盆地煤炭資源極其豐富，煤層氣資源也十分可觀，2011年計(jì)算的煤層氣預(yù)測(cè)儲(chǔ)量可達(dá)1874.87×108m3。為了減少煤礦瓦斯爆炸風(fēng)險(xiǎn)和煤層氣開采的環(huán)保需要，大慶油田在雞西盆地梨樹鎮(zhèn)凹陷實(shí)施了煤層氣井的鉆探，首口井Jq1井即獲得2471m3/t工業(yè)產(chǎn)能。為進(jìn)一步降低瓦斯爆炸風(fēng)險(xiǎn)和提高煤層氣產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，決定依托Jq1井，部署煤層氣井網(wǎng)，建立煤層氣試驗(yàn)區(qū)。

目前在雞西盆地梨樹鎮(zhèn)凹陷實(shí)施試驗(yàn)區(qū)尚屬首次，并無先例參考。本文依托微地震和Jq1井實(shí)驗(yàn)測(cè)試資料，并結(jié)合研究區(qū)二維地震資料，同時(shí)運(yùn)用國際先進(jìn)的comet3軟件對(duì)試驗(yàn)區(qū)開展而煤層氣數(shù)值模擬。通過對(duì)250m×200m、300m×200m、350m×200m三種不同井距模擬，結(jié)果對(duì)比分析表明，井距350m×200m為最佳井距，三角型井網(wǎng)為最佳井網(wǎng)形式。

1 地質(zhì)背景

雞西盆地煤層氣試驗(yàn)區(qū)位于雞西盆地南部梨樹鎮(zhèn)凹陷合作區(qū)塊，在構(gòu)造上為一斷背斜[1]。研究區(qū)主力煤層為116Ⅱ、117號(hào)煤層，埋深在1252.2～1306.6m之間，煤層厚度為3m，演化程度中等，Ro測(cè)值為0.85%～1.07%，屬半亮型煤，煤巖結(jié)構(gòu)較為完整[2]。煤層含氣量在4.62～8.86m3/t，平均為6.73m3/t；含氣飽和 度 在41.62%～69.54%，平均為56.87%[3]。

研究區(qū)首鉆Jq1井即獲得工業(yè)氣流，為擴(kuò)大產(chǎn)能和實(shí)現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，目前通常的是運(yùn)用多井排采實(shí)現(xiàn)降壓穩(wěn)產(chǎn)[4]。多井排采對(duì)井網(wǎng)形式、井排方向和井距提出了要求，為此需要開展井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)[5]。

2 井網(wǎng)形式和井排方向

2.1 井排方向

本次三維地質(zhì)模型建立基于已經(jīng)確定的井排方向和井網(wǎng)形式,井排方向的確定主要是基于地應(yīng)力方向，而地應(yīng)力方向的確定主要是來自于微地震監(jiān)測(cè)，井網(wǎng)形式的確定主要基于Jq1井采用壓裂微地震監(jiān)測(cè)方法確定地應(yīng)力方向[6]。監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示：116Ⅱ、117號(hào)煤層合壓，壓裂深度為1252.2～1254.6m，主縫方位為北東33.9°，支縫方位為垂直于主縫方位；118號(hào)砂巖層壓裂深度為1256.4～1257.6m，主縫方位為NE34°，支縫方位為垂直于主縫方位；122號(hào)煤層壓裂深度為1297.0～1304.2m，主縫方位為NE47.2°，支縫方位為垂直于主縫方位（圖1）。Jq1井壓裂檢測(cè)結(jié)果表明人工裂縫方向?yàn)镹E33.9°～47.2°。綜合考慮取人工裂縫方向的平均值NE40°為試驗(yàn)區(qū)的井排方向[7]。

2.2 井網(wǎng)形式

圖1 Jq1井區(qū)K1ch最大水平地應(yīng)力方向頻率圖

合理的井網(wǎng)布置樣式,不僅可以大幅度地提高煤層氣井產(chǎn)量,而且會(huì)降低開發(fā)成本[8]。井網(wǎng)形式主要考慮以下因素：第一,在不影響開發(fā)的前提下，盡量設(shè)計(jì)成規(guī)則井網(wǎng)，便于后期管理；第二，井網(wǎng)設(shè)計(jì)應(yīng)該實(shí)現(xiàn)不能采出的部分“死角”最小化；第三，兼顧壓裂時(shí)裂縫“擺動(dòng)”時(shí)可能發(fā)生的變化。第四，井網(wǎng)形式不僅要考慮到地下地質(zhì)情況，同時(shí)也要考慮到地面能否實(shí)施等因素。

常見的煤層氣井井網(wǎng)布置樣式通常有:梯形井網(wǎng)、矩形井網(wǎng)、五點(diǎn)式井網(wǎng)、梅花型井網(wǎng)、菱形井網(wǎng)、三角型井網(wǎng)等[9]。從Jq1井的壓裂情況分析，該井區(qū)最大主應(yīng)力方向和最小主應(yīng)力方向的煤儲(chǔ)層的滲透性相差較大，適合該地質(zhì)條件的有梯形井網(wǎng)、梅花型井網(wǎng)、三角型井網(wǎng)[10]。通過對(duì)這三種井網(wǎng)進(jìn)行計(jì)算對(duì)比，發(fā)現(xiàn)三角型井網(wǎng)不可動(dòng)區(qū)域面積最小，因此，本次采用三角型井網(wǎng)（圖2）。

圖2 Jq1井區(qū)井網(wǎng)形式圖

3 模型建立及數(shù)值優(yōu)化

3.1 地質(zhì)模型的建立

建立三維地質(zhì)模型主要輸入的參數(shù)有工區(qū)等高線圖、厚度圖、壓力等值線圖。在三維地質(zhì)建?；A(chǔ)之上，定義模型的地質(zhì)、流體、壓力、水體、工作制度等，建立初步符合實(shí)際的數(shù)值模型。利用有限差分方法求解所建立的模型，在適當(dāng)?shù)牡试S誤差和舍入誤差條件下，求取數(shù)值解。主要包括求解壓力、飽和度、產(chǎn)量、吸附等參數(shù)。結(jié)果輸出生產(chǎn)曲線、壓力、飽和度變化圖。

模型建立并輸入相關(guān)參數(shù)以后，首先對(duì)井距開展模擬，模擬主要針對(duì)單井日產(chǎn)量、累產(chǎn)和時(shí)間變化關(guān)系，最后確定產(chǎn)量最大化的井距方案作為井距的實(shí)施依據(jù)。

3.2 井距優(yōu)化

根據(jù)雞西試驗(yàn)區(qū)的地質(zhì)特點(diǎn)，參考國內(nèi)其它煤層氣區(qū)塊勘探開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為滲透性、壓裂影響范圍和累計(jì)產(chǎn)氣量是試驗(yàn)區(qū)井距確立的關(guān)鍵因素。

煤層氣井距受滲透性控制，儲(chǔ)層滲透性越差，則需要井距越近。雞西盆地煤儲(chǔ)層的滲透性差（＜1mD），比國內(nèi)同類的盆地滲透率低，因此井距不宜過大；其次，井距受壓裂范圍影響，Jq1井的壓裂監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，長縫為147.5～199.1m，短縫方向?yàn)?3.6～189.6m，為保證橫向不壓穿煤層，井距要求不低于200m,排距不低于190m。鄂爾多斯盆地和沁水盆地，井排距設(shè)計(jì)均在(200～400m)×(300～150m)之間。

應(yīng)用COMET3軟件對(duì)下煤組在不同井距下煤層氣日產(chǎn)量變化和累計(jì)產(chǎn)量進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測(cè)，對(duì)比井距分別為250m×200m、300m×200m、350m×200m時(shí)開發(fā)效果，模型預(yù)測(cè)1800d（第1800d后仍然處于穩(wěn)產(chǎn)階段）（圖3-a、3-b）。

當(dāng)井距為350m×200m時(shí)，第112d時(shí)，產(chǎn)量可以達(dá)到2000m3以上，超過2000m3以上可達(dá)92d，其中最高日產(chǎn)2781m3，之后產(chǎn)量經(jīng)過一個(gè)正常的回落，最低產(chǎn)量回落到1491m3，然后再增產(chǎn)，最后維持穩(wěn)產(chǎn)在日平均2020m3，1800d累計(jì)產(chǎn)量可達(dá)342×104m3。

當(dāng)井距為300m×200m時(shí)，第40d時(shí)，產(chǎn)量可以達(dá)到2000m3以上，超過2000m3以上為81d，其中最高日產(chǎn)3664m3，之后產(chǎn)量經(jīng)過一個(gè)正常的回落，最低產(chǎn)量回落到1271m3，然后再增產(chǎn)，最后維持穩(wěn)產(chǎn)在日平均1772m3，1800d累計(jì)產(chǎn)量可達(dá)299×104m3。

當(dāng)井距為250m×200m時(shí)，第35d時(shí)，產(chǎn)量可以達(dá)到2000m3以上，超過2000m3以上僅為56d，其中最高日產(chǎn)3766m3，之后產(chǎn)量經(jīng)過一個(gè)正常的回落，最低產(chǎn)量回落到1047m3，然后再增產(chǎn)，維持在1424m3繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，1800d累計(jì)產(chǎn)量可達(dá)240×104m3。

通過對(duì)比三種井距情況下累計(jì)產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)期的產(chǎn)量大小，認(rèn)為井距350m×200m可以實(shí)現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，且累計(jì)產(chǎn)量最大，因此試驗(yàn)區(qū)采用井距350m×200m相對(duì)更優(yōu)。

在確定試驗(yàn)區(qū)井距350m×200m的情況下，應(yīng)用COMET3軟件開展排采效果模擬，確定在該井距下煤層排采的動(dòng)態(tài)情況。在試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造圖和煤層厚度圖基礎(chǔ)之上建立模型，對(duì)虛擬井利用Jq1井的煤巖學(xué)參數(shù)，包括煤層厚度、含氣量、含氣飽和度、滲透率（通過排采擬合算出，估算為1mD左右），結(jié)合Jq1井實(shí)際排采動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)開展歷史擬合。本次參與運(yùn)算8口井（含Jq1井和J2井），其中6口為虛擬井，且假設(shè)除厚度、埋深以外，其它參數(shù)相同，模型預(yù)測(cè)時(shí)間5年（圖4）。

通過模擬試驗(yàn)區(qū)8口井在見產(chǎn)若干年，圖5中展示了1年后、2年后、3年后、4年后和5年后的下煤組含氣飽和度的變化情況。在排采1年左右，含氣飽和度以單井獨(dú)自排采為主，各井之間沒有實(shí)現(xiàn)連通，在排采2年左右，含氣飽和度平面實(shí)現(xiàn)連片，井間出現(xiàn)干擾，第3、4、5年實(shí)現(xiàn)相互干擾，實(shí)現(xiàn)了多井降壓的目的（圖5）。

4 結(jié)論

圖3 不同井距下單井日產(chǎn)量（a）、累計(jì)產(chǎn)量（b）隨時(shí)間變化關(guān)系圖

圖4 試驗(yàn)區(qū)下煤組頂板構(gòu)造圖（a）、煤層厚度圖（b）

（1）井排方向的確定主要是基于地應(yīng)力方向，而地應(yīng)力方向的確定主要是來自于微地震監(jiān)測(cè)，井網(wǎng)形式的確定主要基于Jq1井采用壓裂微地震監(jiān)測(cè)方法確定地應(yīng)力方向，綜合確定人工裂縫方向的平均值NE40°為試驗(yàn)區(qū)的井排方向。

（2）通過對(duì)這三種井網(wǎng)進(jìn)行計(jì)算對(duì)比，發(fā)現(xiàn)三角型井網(wǎng)不可動(dòng)區(qū)域面積最小，因此，本次采用三角型井網(wǎng)。

（3）通過對(duì)比三種井距情況下累計(jì)產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)期的產(chǎn)量大小，認(rèn)為井距350m×200m可以實(shí)現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，且累計(jì)產(chǎn)量最大，因此試驗(yàn)區(qū)采用井距350m×200m相對(duì)更優(yōu)；煤層氣模擬結(jié)果表明，試驗(yàn)區(qū)8口井，含6口模擬井在2年左右，井間出現(xiàn)連通，第3～5年全面實(shí)現(xiàn)相互干擾，實(shí)現(xiàn)了多井降壓的目的。

圖5 試驗(yàn)區(qū)不同年度含氣飽和度變化圖