煤層氣開發(fā)井網(wǎng)密度和井距優(yōu)化研究-以韓城北區(qū)塊為例

王之朕 ，張松航 ，唐書恒 ，王凱峰 ，張 遷 ，林文姬

（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京) 能源學(xué)院, 北京 100083；2.海相儲(chǔ)層演化與油氣富集機(jī)理教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 100083；3.非常規(guī)天然氣地質(zhì)評(píng)價(jià)與開發(fā)工程北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 100083；4.中石油煤層氣有限責(zé)任公司, 北京 100028；5.中聯(lián)煤層氣國(guó)家工程研究中心有限責(zé)任公司, 北京 100095）

0 引 言

煤層氣開發(fā)井網(wǎng)的設(shè)計(jì)與優(yōu)化是煤層氣開發(fā)過程中的重要研究?jī)?nèi)容，也是煤層氣開發(fā)方案中的重要組成部分，其合理性、適用性會(huì)決定單井和井組的產(chǎn)量、采收率等，也會(huì)直接影響整個(gè)煤層氣開發(fā)項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益[1-2]。由于國(guó)內(nèi)煤儲(chǔ)層非均質(zhì)性大多都較強(qiáng)，滲透率較低，且不同區(qū)塊煤儲(chǔ)層差異性較大，因此針對(duì)不同區(qū)塊設(shè)計(jì)一套科學(xué)合理的井網(wǎng)部署方案尤為重要[3]。井網(wǎng)部署主要考慮3 個(gè)要素，井網(wǎng)樣式、井網(wǎng)方位以及井網(wǎng)密度[1]。其中，儲(chǔ)層物性的非均質(zhì)性影響井網(wǎng)樣式；水平最大主應(yīng)力方向和主裂縫延伸方向決定井網(wǎng)方位；而井網(wǎng)密度和井距受到資源豐度、裂縫長(zhǎng)度、儲(chǔ)層物性以及經(jīng)濟(jì)效益等多方面因素影響[4-7]。一個(gè)合理的井網(wǎng)設(shè)計(jì)，既可以提高資源利用率，還可以降低成本、提高經(jīng)濟(jì)效益。楊秀春等[2]采用合理控制儲(chǔ)量法、經(jīng)濟(jì)極限井距法和數(shù)值模擬法等方法對(duì)山西某區(qū)塊的井網(wǎng)密度進(jìn)行優(yōu)化。趙欣等[5]以煤層氣地質(zhì)條件為依據(jù)確定煤層氣開發(fā)井網(wǎng)的樣式、井型和方位等要素，采用數(shù)值模擬等方法對(duì)于井距進(jìn)行設(shè)計(jì)優(yōu)化，再根據(jù)地表、地下和工程因素進(jìn)行調(diào)整，最后通過動(dòng)態(tài)檢測(cè)跟蹤觀測(cè)井間干擾現(xiàn)象，便于及時(shí)調(diào)整，使其設(shè)計(jì)與部署更為合理。孟召平等[1]采用ECLIPSE 數(shù)值模擬軟件對(duì)不同埋深煤層的產(chǎn)能進(jìn)行模擬預(yù)測(cè)，再基于經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)得到的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和采收率等因素對(duì)其合理井距進(jìn)行優(yōu)化，得到不同煤層埋深的最優(yōu)井間距。

韓城北區(qū)塊從20 世紀(jì)80 年代中期開始進(jìn)行煤層氣資源評(píng)價(jià)工作。1997 年部署了3 口煤層氣參數(shù)井和試驗(yàn)生產(chǎn)井，取得了較好的儲(chǔ)層參數(shù)及產(chǎn)量。截止到2020 年8 月，共完成了二維地震275.95 km，鉆井74 口（直井23 口，定向井51 口），壓裂31 口55 層，投產(chǎn)井31 口，10 口井獲得工業(yè)氣流，日產(chǎn)氣量在1 000～2 388 m3。目前，韓城北區(qū)塊在勘探階段進(jìn)行了部分生產(chǎn)試驗(yàn)，對(duì)于煤層氣開發(fā)井網(wǎng)的樣式以及方位開展了一定的研究，而對(duì)于最優(yōu)的井網(wǎng)密度和井距沒有統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)，因此研究合理的井網(wǎng)密度和井距成為韓城北區(qū)塊下一步開發(fā)的關(guān)鍵工作。通過5 種井網(wǎng)密度計(jì)算方法對(duì)適用于韓城北區(qū)塊的合理井網(wǎng)密度進(jìn)行計(jì)算，再通過Comet3 數(shù)值模擬軟件進(jìn)行產(chǎn)能模擬優(yōu)化，得到4 種方案，最后使用折現(xiàn)現(xiàn)金法對(duì)得到的4 個(gè)方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，綜合考慮產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)效益，得到適用于韓城北區(qū)塊的最優(yōu)開發(fā)井距。

1 煤層氣地質(zhì)及開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 地質(zhì)概況

韓城北區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣渭北隆起帶東端，延川南區(qū)塊的南部，韓城區(qū)塊的東北部。區(qū)塊內(nèi)整體構(gòu)造簡(jiǎn)單，僅區(qū)塊東南角局部受邊淺部隆起斷裂構(gòu)造帶影響，發(fā)育少量斷層。構(gòu)造總體為向西、向西北傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角平緩，一般1°～6°，發(fā)育有斷層和小褶皺（圖1）。韓城北區(qū)塊主要含煤地層是山西組和太原組，其中山西組5 號(hào)煤和太原組11 號(hào)煤層厚度大，發(fā)育廣泛，連續(xù)性好，平面分布穩(wěn)定，是本區(qū)主要的勘探目的層[8-11]。區(qū)塊內(nèi)水文地質(zhì)條件簡(jiǎn)單，發(fā)育多套含水層，含水層之間被隔水層隔開，在自然條件下各含水層之間基本上無水力聯(lián)系，補(bǔ)給條件差，對(duì)5 號(hào)、11 號(hào)煤層無影響。韓城北區(qū)塊地下水受大氣降水補(bǔ)給，埋藏較深，受地層傾向控制，地下水徑流方向與煤層氣運(yùn)移方向相反，形成水壓封閉氣藏，處于承壓弱徑流區(qū)，利于煤層氣保存，對(duì)于煤層氣勘探開發(fā)具有比較優(yōu)越的地質(zhì)條件。

圖1 韓城北區(qū)塊構(gòu)造綱要Fig.1 Tectonic outline map of Hanchengbei Block

1.2 煤層特征

該區(qū)山西組5 號(hào)煤和太原組11 號(hào)煤厚度較大，發(fā)育穩(wěn)定，是本區(qū)主要的勘探目的層[5]。研究區(qū)內(nèi)，儲(chǔ)量區(qū)面積為61.11 km2，其中根據(jù)體積法計(jì)算5 號(hào)煤層的煤層氣資源量為46.21×108m3，11 號(hào)煤層的煤層氣資源量為23.17×108m3，5 號(hào)煤層的煤層氣資源豐度為0.62×108～0.88×108m3/km2，11 號(hào)煤層的煤層氣資源豐度為0.28×108～0.46×108m3/km2（圖2）。

圖2 韓城北區(qū)塊主力煤層的煤層氣資源豐度等值線圖Fig.2 Contour map of CBM resource abundance of the main coal seam in the Hanchengbei Block

山西組5 號(hào)煤主要埋深范圍為200～1 400 m，平均埋深856 m。煤層厚1.7～7.2 m，平均凈厚度3.7 m。含氣量范圍為8.76～14.87 m3/t，平均含氣量為11.98 m3/t。煤層滲透率在3×10-11～5.4×10-10m2，平均滲透率為1.9×10-10m2；孔隙度在2.00%～3.98%，平均孔隙度為3.22%。含氣飽和度為64%～95%，平均73%。5 號(hào)煤的蘭氏體積介于20.51～26.69 m3/t，平均23.41 m3/t；蘭氏壓力介于1.67～3.16 MPa，平均2.30 MPa；吸附時(shí)間平均為10.14 d。儲(chǔ)層壓力為4.63～11.27 MPa，壓力梯度0.87～0.99 MPa/hm，屬于正常壓力狀態(tài)。

太原組11 號(hào)煤主要埋深范圍為300～1 500 m，平均埋深887 m(圖3)。煤層厚1.2～3.9 m，平均凈厚度2.15 m。含氣量范圍為8.68～12.98 m3/t，平均含氣量為11.60 m3/t(圖4)。滲透率相對(duì)較低，在1×10-11～2×10-10m2，平均滲透率為1.1×10-10m2；孔隙度在2.17%～5.13%，平均孔隙度為3.56%。含氣飽和度為56%～80%，平均70%。11 號(hào)煤的蘭氏體積介于19.39～31.21 m3/t，平均為24.55 m3/t；蘭氏壓力介于1.39～3.51 MPa，平均為2.55 MPa；吸附時(shí)間平均為17.07 d。11 號(hào)煤儲(chǔ)層壓力8.95～10.27 MPa，壓力梯度0.70～1.00 MPa/hm，屬于欠壓-正常壓力狀態(tài)。

圖3 韓城北區(qū)塊主力煤層埋深等值線圖Fig.3 Contour map of the burial depth of the main coal seam in Hanchengbei Block

圖4 韓城北區(qū)塊主力煤層含氣量等值線圖Fig.4 Contour map of gas content of the main coal seam in Hanchengbei Block

1.3 開發(fā)現(xiàn)狀

目前韓城北區(qū)塊共實(shí)施煤層氣井77 口，其中31 口井具有排采曲線，均壓裂排采。研究區(qū)內(nèi)排采井以單井和井組2 種形式進(jìn)行排采，單井生產(chǎn)有W-26 等井，井組生產(chǎn)有W12、W22、W23 井組等。

W-26 井為5 號(hào)煤和11 號(hào)煤合采，初期經(jīng)過244 d的排采開始產(chǎn)氣，累計(jì)排采1 141 d，平均產(chǎn)氣量993.25 m3/d，最高產(chǎn)氣量1 716 m3/d。排采490 d 后進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，平均產(chǎn)氣量1 150.69 m3/d，其中產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1 000 m3/d 以上累計(jì)超過376 d（圖5）。

圖5 韓城北區(qū)塊W26 井排采曲線Fig.5 Drainage production curve of well W26 in Hanchengbei Block

W23 井組共有4 口生產(chǎn)井，矩形井網(wǎng)，井距為200 m×250 m，其中W23-1 和W23-2 具有排采曲線（圖6）。其中W23-1 井為5 號(hào)煤和11 號(hào)煤合采，初期經(jīng)過197 d 的排采開始產(chǎn)氣，累計(jì)產(chǎn)氣663 d，平均產(chǎn)氣量469.36 m3/d，見氣第152 天進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，平均產(chǎn)氣量542.95 m3/d，最高產(chǎn)氣量940 m3/d。W23-2井為5 號(hào)煤和11 號(hào)煤合采，初期經(jīng)過85 d 的排采開始產(chǎn)氣，累計(jì)產(chǎn)氣805 d，平均產(chǎn)氣量?jī)H為170.8 m3/d。見氣第62 天進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，平均產(chǎn)氣量179.85 m3/d，最高產(chǎn)氣量350 m3/d。

圖6 韓城北區(qū)塊W23 井組排采曲線Fig.6 Drainage production curve of well cluster W23 in Hanchengbei Block

根據(jù)研究區(qū)典型井排采曲線和數(shù)據(jù)，分析了不同排采階段的生產(chǎn)特征，整體來看，韓城北區(qū)塊產(chǎn)氣前景較好，采用合理的排水速率和排采制度，穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量可達(dá)1 000 m3/d 以上。但是在生產(chǎn)試驗(yàn)過程中還發(fā)現(xiàn)一些問題，如同一井組產(chǎn)氣量相差較大等。

2 井網(wǎng)部署及優(yōu)化要素

煤層氣井網(wǎng)的設(shè)計(jì)與優(yōu)化主要包括井網(wǎng)樣式、井網(wǎng)方位以及井網(wǎng)密度和井距。其中，井網(wǎng)密度和井距的確定最為重要，需要反復(fù)計(jì)算和對(duì)比，井網(wǎng)密度過大無法形成有效的井間干擾，影響煤層氣井的產(chǎn)能和采收率；而井網(wǎng)密度過小會(huì)使煤層氣資源的開發(fā)成本加大，影響區(qū)塊內(nèi)資源開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益；而井與井之間的間距不僅受到井網(wǎng)密度的影響，也受到井網(wǎng)樣式和儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響[6,12]。

2.1 井網(wǎng)樣式

在煤層氣開發(fā)中，選擇合適的井網(wǎng)樣式可以大幅提高煤層氣生產(chǎn)井的產(chǎn)量，提高經(jīng)濟(jì)效益。煤層氣井常用的井網(wǎng)樣式有矩形井網(wǎng)、菱形井網(wǎng)、五點(diǎn)式井網(wǎng)和七點(diǎn)式井網(wǎng)等。矩形井網(wǎng)具有井網(wǎng)規(guī)整、便于部署等優(yōu)點(diǎn)，適用于儲(chǔ)層構(gòu)造簡(jiǎn)單、地層傾角小，煤層滲透率各向異性相差不大的地區(qū)。韓城北區(qū)塊內(nèi)，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，地層平緩，煤層厚度較大，滲透率較低，因此適用于矩形井網(wǎng)[3]。

2.2 井網(wǎng)方位

煤層氣開發(fā)需要對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行壓裂改造。由于國(guó)內(nèi)大部分煤層滲透率都存在各向異性，因此壓裂裂縫在不同方向延伸不同的距離[13]。因此，為使煤層氣壓降速率保持一致，井間干擾形成時(shí)間大致相同，以達(dá)到產(chǎn)能最高、經(jīng)濟(jì)效益最好的結(jié)果，需要井網(wǎng)內(nèi)平行主要滲透率方向的井距大于垂直其方向的井距，即矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)邊平行于主要滲透率方向。

研究區(qū)內(nèi)，根據(jù)地應(yīng)力和裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，煤層最大水平主應(yīng)力方向、主裂縫走向?yàn)楸睎|向49°。綜上考慮，矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)邊方向沿NE49°布井。

2.3 井網(wǎng)密度及井距

井網(wǎng)密度是煤層氣開發(fā)中重要的因素之一，對(duì)煤層氣生產(chǎn)井的產(chǎn)能、采收率等都有較大的影響[5,14-15]。因此，當(dāng)井網(wǎng)密度與資源條件、儲(chǔ)層物性等因素相適應(yīng)時(shí)，可以得到較為優(yōu)異的經(jīng)濟(jì)效益。目前國(guó)內(nèi)對(duì)于煤層氣井網(wǎng)密度的計(jì)算主要有幾種方法，分別是經(jīng)驗(yàn)對(duì)比法、單井合理控制儲(chǔ)量法、經(jīng)濟(jì)極限井距法、規(guī)定單井產(chǎn)能法和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法[1-2]。確定井網(wǎng)密度之后，依據(jù)煤層地應(yīng)力以及裂縫延伸長(zhǎng)度來確定矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)短邊之比。根據(jù)區(qū)內(nèi)裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，北西向裂縫延伸長(zhǎng)度小于北東向裂縫，二者比值約為0.8。由此確定，矩形井網(wǎng)的長(zhǎng)短邊之比為0.8。

1）經(jīng)驗(yàn)對(duì)比法。經(jīng)驗(yàn)對(duì)比法是通過對(duì)于勘探期的試驗(yàn)生產(chǎn)井組采用的井距和排采效果的分析，來指導(dǎo)整個(gè)區(qū)塊的煤層氣井網(wǎng)部署。韓城北區(qū)塊內(nèi)2007 年到2015 年，共計(jì)鉆探47 口探井和生產(chǎn)試驗(yàn)井，其中4 個(gè)井組的具體生產(chǎn)效果見表1。分析發(fā)現(xiàn)，韓城北區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)井網(wǎng)普遍采用300 m 左右的井距，而且在主應(yīng)力方向適當(dāng)加大井距的情況下，井組煤層氣產(chǎn)能普遍更高。因此，在開發(fā)中要考慮到在最大主應(yīng)力方向，即主要滲透率方向適當(dāng)加大井距。

表1 韓城北區(qū)塊不同井距產(chǎn)量Table 1 Production from different well spacing in Hanchengbei Block

2）單井合理控制儲(chǔ)量法。該方法主要考慮在高豐度區(qū)合理控制井間距，使單井控制儲(chǔ)量不要偏大，造成資源浪費(fèi)；在低豐度區(qū)單井控制儲(chǔ)量要高于經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，降低投資風(fēng)險(xiǎn)。

式中：Gg為單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；d為每年的生產(chǎn)時(shí)間，取330 d；q為穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)單井平均產(chǎn)能，m3/d；t為穩(wěn)產(chǎn)年限；N為穩(wěn)產(chǎn)期可采儲(chǔ)量采出程度，%；Er為氣藏采收率，%。

根據(jù)韓城北區(qū)塊內(nèi)前期生產(chǎn)試驗(yàn)井參數(shù)，資源豐度1.2×108m3/km2，單井平均產(chǎn)能為1 200 m3/d，穩(wěn)產(chǎn)年限5 a，穩(wěn)產(chǎn)期可采儲(chǔ)量采出程度52%。氣藏整體采收率50%。最后得出，單井合理控制儲(chǔ)量為747×104m3，控制面積0.063 5 km2，井網(wǎng)密度為15.76 口/km2，考慮采用矩形井網(wǎng)估算合理井距為225 m×282 m。

3）經(jīng)濟(jì)極限井距法。① 單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量。一口生產(chǎn)井要使其具有經(jīng)濟(jì)效益，要求其總收入大于成本。其中，煤層氣生產(chǎn)井的收入絕大部分來源于銷售氣價(jià)，而成本包括：鉆采費(fèi)用、地面費(fèi)用、生產(chǎn)費(fèi)用、財(cái)務(wù)費(fèi)用以及經(jīng)營(yíng)費(fèi)用等。因此，要求單井控制足夠的儲(chǔ)量，即單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量。

式中：C為單井鉆采與地面工程合計(jì)成本，萬元；P為單井年均采氣操作費(fèi)用，萬元；T為開采年限，a；Ag為煤層氣售價(jià)，元/m3。

② 經(jīng)濟(jì)極限井距。由于經(jīng)濟(jì)極限井距還受到資源豐度的影響，在不考慮采收率變化的情況下，根據(jù)單井經(jīng)濟(jì)極限控制井距與資源豐度，計(jì)算出經(jīng)濟(jì)極限井距。

式中：D為經(jīng)濟(jì)極限井距，m；F為資源豐度，108m3/km2。

根據(jù)已有數(shù)據(jù)，單井鉆壓采以及地面投資為218 萬元，單井年均操作費(fèi)用15.60 萬，開采年限15 a，售價(jià)1.4 元/m3，采收率50%，資源豐度1.2×108m3/km2，計(jì)算得出Gg為633×104m3，井網(wǎng)密度為21.86 口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為191 m×239 m。

4）規(guī)定單井產(chǎn)能法。還可以通過規(guī)定單口煤層氣生產(chǎn)井的產(chǎn)能來確定井網(wǎng)密度，在確定了一個(gè)地區(qū)的資源儲(chǔ)量的情況下，規(guī)定單井產(chǎn)能，計(jì)算單位面積內(nèi)的井?dāng)?shù)，結(jié)合井網(wǎng)類型確定井距。

式中：A為含氣面積，km2；G為探明地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3；v為平均年采氣速度，%；η為氣井綜合利用率，%；n為氣藏開發(fā)所需要的井?dāng)?shù)。

在韓城北區(qū)塊，1 km2范圍內(nèi)煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量為1.2×108m3，平均年采氣速度為4%，平均單井產(chǎn)能為1 000 m3/d，氣井綜合利用率為95%，計(jì)算得出井網(wǎng)密度為每平方公里15.31 口井，單井控制面積0.065 3 km2，井距約為229 m×286 m。

5）經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法。當(dāng)項(xiàng)目整體支出與收入相同時(shí)，即煤層氣田開發(fā)總利潤(rùn)為0 時(shí)，對(duì)應(yīng)的井網(wǎng)密度即為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度：

式中：SPACmin為經(jīng)濟(jì)極限單位含氣面積上的井?dāng)?shù)；a為商品率，%；C為單井鉆井和氣建總投資，萬元/井；P為平均采氣操作費(fèi)用，元/m3；R為貸款利率，%；Ta為稅率，%。

在韓城北區(qū)塊，1 km2內(nèi)煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量為1.2×108m3，煤層氣售價(jià)1.4 元/m3，單井投資158 萬元，采收率50%，評(píng)價(jià)年限15 年，采氣操作成本0.29元/ m3，商品率98%，稅率9%，不考慮貸款，計(jì)算得出井網(wǎng)密度為每平方公里27.65 口井，單井控制面積0.036 2 km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為170 m×213 m。

煤層氣開發(fā)的合理井距應(yīng)該大于經(jīng)濟(jì)極限井距，小于單井合理控制儲(chǔ)量井距和規(guī)定單井產(chǎn)能井距，根據(jù)幾種計(jì)算結(jié)果確定合理井距在170 m×213 m～229 m×286 m，合理的井網(wǎng)密度應(yīng)該在15～20 口/km2之間?？紤]到韓城北區(qū)塊的生產(chǎn)試驗(yàn)井取得不錯(cuò)的產(chǎn)量，可以將合理井距擴(kuò)大至300 m×350 m，合理井網(wǎng)密度調(diào)整至10～20 口/km2，詳細(xì)計(jì)算結(jié)果見表2。

表2 不同井網(wǎng)密度及井距計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculation results of different well network density and well spacing

3 基于數(shù)值模擬的井距優(yōu)選

數(shù)值模擬是煤層氣開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計(jì)和優(yōu)化工作中重要的方法[16-17]。采用煤層氣專業(yè)模擬軟件Comet3評(píng)價(jià)不同井網(wǎng)密度和井距對(duì)于煤層氣產(chǎn)能的影響，預(yù)測(cè)不同井網(wǎng)密度和井距下的煤層氣產(chǎn)量，通過對(duì)比分析，以達(dá)到對(duì)井網(wǎng)密度和井距進(jìn)行優(yōu)化的目的。

3.1 歷史擬合

歷史擬合是數(shù)值模擬的第一步工作，目的是進(jìn)行儲(chǔ)層參數(shù)的修正，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層參數(shù)的精確表征，以達(dá)到相對(duì)準(zhǔn)確模擬煤層氣井產(chǎn)能的效果。本次擬合采用定井底流壓擬合產(chǎn)氣量的方法，通過調(diào)整儲(chǔ)層滲透率、含氣量等參數(shù)，使得擬合產(chǎn)氣量與實(shí)際產(chǎn)氣量基本吻合。調(diào)整后的含氣量、滲透率等各項(xiàng)參數(shù)均在實(shí)測(cè)值的波動(dòng)范圍內(nèi)。

研究在選取研究區(qū)內(nèi)生產(chǎn)連續(xù)性較好的兩口井進(jìn)行歷史擬合，分別是W23-2、W26 井，其中W23-2為W23 井組內(nèi)的一口口生產(chǎn)井，位于區(qū)塊南部；W26 位單井生產(chǎn)，位于區(qū)塊中部偏北。下圖為部分生產(chǎn)井?dāng)M合效果圖（圖7），圖中顯示，W26 井和W23-2 井產(chǎn)氣歷史擬合較好，為下一步產(chǎn)能預(yù)測(cè)提供了較可靠的依據(jù)。

圖7 韓城北區(qū)塊部分生產(chǎn)井?dāng)M合效果Fig.7 Fitting effect of some production wells in Hanchengbei Block

3.2 產(chǎn)能預(yù)測(cè)

依據(jù)計(jì)算得出的合理井網(wǎng)密度和井距，在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)和生產(chǎn)試驗(yàn)井產(chǎn)氣曲線歷史擬合結(jié)果的基礎(chǔ)上，得到韓城北區(qū)塊主力煤層模擬參數(shù)（表3），利用煤層氣數(shù)值模擬軟件Comet3 對(duì)主力開發(fā)煤層5 號(hào)+11號(hào)煤層200 m×250 m、250 m×300 m、260 m×320 m、300 m×350 m 四種井距下的產(chǎn)能進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測(cè)，模擬產(chǎn)氣時(shí)間為15 年。

表3 韓城北區(qū)塊主力煤層參數(shù)Table 3 Main coal seam parameters in Hanchengbei Block

模擬結(jié)果表明（圖8、圖9），隨著井距的增加，煤層氣井產(chǎn)氣量降低，達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)時(shí)的產(chǎn)氣量也隨之降低，累計(jì)產(chǎn)氣量下降。井間距為200 m×250 m 時(shí)，煤層氣井見氣時(shí)間較早、穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量最高，并且在生產(chǎn)年限內(nèi)累計(jì)產(chǎn)量也最多。對(duì)比表明，200 m×250 m是4 種井距中最優(yōu)的方案。

圖8 韓城北區(qū)塊不同井距年產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.8 Forecast results of annual gas production from different well spacing in Hanchengbei Block

圖9 韓城北區(qū)塊不同井距累計(jì)產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.9 Cumulative gas production forecast results for different well spacing in Hanchengbei Block

4 基于經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的井距優(yōu)選

經(jīng)濟(jì)效益是一個(gè)煤層氣開發(fā)項(xiàng)目的最終目的。對(duì)于單位控制面積來說，部署的井?dāng)?shù)不同，總的產(chǎn)氣量也就不同。單位面積上井?dāng)?shù)越多，煤層氣井的產(chǎn)氣時(shí)間越短，總產(chǎn)氣量就越大，但其總成本也隨之增加[2,12]。煤層氣開發(fā)要在充分利用地質(zhì)儲(chǔ)量的基礎(chǔ)上還要有一定的經(jīng)濟(jì)效益，因此從項(xiàng)目財(cái)務(wù)角度對(duì)煤層氣開發(fā)具備的盈利能力進(jìn)行分析是必要的[18-19]。以不同井距下的產(chǎn)能模擬為基礎(chǔ)，結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)中的相關(guān)參數(shù)，對(duì)4 種井網(wǎng)密度進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，從而選擇出最優(yōu)的井網(wǎng)密度和井距。

4.1 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法

折現(xiàn)現(xiàn)金流法是目前應(yīng)用最為廣泛、最成熟的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，是國(guó)內(nèi)外常規(guī)油氣項(xiàng)目的主要評(píng)價(jià)方法，也是國(guó)內(nèi)評(píng)價(jià)煤層氣開發(fā)項(xiàng)目的主要方法[20-23]。在使用折現(xiàn)現(xiàn)金流法時(shí)，主要通過3 個(gè)參數(shù)來表征項(xiàng)目是否經(jīng)濟(jì)，它們分別是凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率和投資回收期[24-26]。

采用折現(xiàn)現(xiàn)金流法最重要的是測(cè)算出煤層氣開發(fā)過程中的各項(xiàng)現(xiàn)金流入和流出。其中現(xiàn)金流入主要來源于生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)過程中的銷售收入；現(xiàn)金流出主要包括項(xiàng)目開發(fā)投資、生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)期間的操作費(fèi)、管理費(fèi)、稅費(fèi)[27]。

選擇韓城北區(qū)塊中部的1 km2的方形區(qū)域進(jìn)行模擬布井，按照不同井距分為4 個(gè)方案：方案一采用200 m×250 m 井距，單位面積內(nèi)20 口煤層直井；方案二采用250 m×300 m 井距，單位面積內(nèi)14 口煤層直井；方案三采用260 m×320 m 井距，單位面積內(nèi)12口煤層直井；方案四采用300 m×350 m 井距，單位面積內(nèi)10 口煤層直井（圖10）。

圖10 不同方案井網(wǎng)布置示意（每個(gè)方格均為1 km×1 km）Fig.10 Schematic of well network arrangement for different schemes (each square is 1 km×1 km)

以不同井距模擬所得產(chǎn)能曲線為依據(jù)，采用單井均價(jià)估算法，選擇單井投資乘以井?dāng)?shù)計(jì)算出不同井網(wǎng)密度下的建設(shè)投資；采用平均成本法，通過對(duì)每千方或萬方煤層氣的成本估算，乘以預(yù)測(cè)產(chǎn)氣量對(duì)各項(xiàng)成本費(fèi)用進(jìn)行估算；按照規(guī)定計(jì)取管理費(fèi)等其他費(fèi)用；參考市場(chǎng)氣價(jià)及商品率，根據(jù)單井預(yù)測(cè)產(chǎn)氣量計(jì)算不同設(shè)計(jì)方案的銷售收入；依據(jù)國(guó)家現(xiàn)行稅法及銷售收入，對(duì)稅金及附加進(jìn)行估算。采用現(xiàn)金流量法結(jié)合所測(cè)算出的各項(xiàng)現(xiàn)金流入和流出，計(jì)算出各井距方案的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率及投資回收期，從而對(duì)所設(shè)計(jì)的4 種井距方案進(jìn)行優(yōu)選。

4.2 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)

韓城北區(qū)塊主要經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)如下，根據(jù)此參數(shù)可以計(jì)算不同井距方案下的凈現(xiàn)金流，從而得到相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

4.3 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果

對(duì)1 km2內(nèi)的4 種不同井距井布井方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，結(jié)果見表4。

表4 不同方案的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果Table 4 Results of economic evaluation of different programs

根據(jù)項(xiàng)目不同方案的現(xiàn)金流量表分析，計(jì)算結(jié)果得方案一、二、三的內(nèi)部收益率分別為11.27%、8.56%、7.99%，均高于6%的基準(zhǔn)收益率，有一定的經(jīng)濟(jì)效益；方案四內(nèi)部收益率小于6%，不具備經(jīng)濟(jì)可行性。其中，方案一的內(nèi)部收益率最佳，為11.27%，凈現(xiàn)值為1 439 萬元，具備最好的經(jīng)濟(jì)效益。

5 結(jié) 論

1）韓城北區(qū)塊構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層相對(duì)平緩，不同方向滲透率存在差異，最佳的煤層氣井網(wǎng)樣式為矩形井網(wǎng)，井網(wǎng)方位與最大主應(yīng)力方向一致為NE49°。

2）通過經(jīng)驗(yàn)對(duì)比法、單井合理控制儲(chǔ)量法、經(jīng)濟(jì)極限井距法、規(guī)定單井產(chǎn)能法和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法計(jì)算了韓城北區(qū)塊煤層氣開發(fā)井網(wǎng)密度和井距方案，韓城北區(qū)塊的合理開發(fā)井網(wǎng)密度在10～20 口/km2，合理井間距在(170 m×210 m)～(300 m×350 m)。

3）利用數(shù)值模擬軟件從產(chǎn)能角度模擬了200 m×250 m、250 m×300 m、260 m×320 m、300 m×350 m四種井間距的產(chǎn)量，結(jié)果表明200 m×250 m 的井距方案穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)氣量高，衰減較慢，產(chǎn)能表現(xiàn)最好。

4）1 km2范圍內(nèi)4 種不同井距布井方案的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，方案1、2、3 的內(nèi)部收益率均大于行業(yè)基準(zhǔn)收益率，都具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。其中方案1 200 m×250 m 井距方案的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)最好，內(nèi)部收益率可達(dá)11.27%，凈現(xiàn)值為1 437 萬元，投資回收期為7.49 年。綜合分析產(chǎn)能評(píng)價(jià)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)2 方面因素，均表明韓城北區(qū)塊最佳的開發(fā)井網(wǎng)密度為20 口/km2，最佳井距方案為200 m×250 m。