延川南煤层气开发试验区井网部署与优化研究

2012-10-21程伟

中国煤层气 2012年4期

关键词：井距延川井网

程伟

(中石化华东分公司勘探开发研究院实验中心，江苏 225607)

延川南煤层气开发试验区井网部署与优化研究

程伟

(中石化华东分公司勘探开发研究院实验中心，江苏 225607)

煤层气井网优化是煤层气开发的重要环节，井网部署的合理与否，不仅关系到单井产量的大小，而且直接影响到煤层气试验区开发效果的成败。本文对井网部署原则以及优化方法进行了探讨，给出了井距优选的多种方法，并把这些方法应用于鄂尔多斯盆地延川南煤层气试验区的开发井网优化，为该区的煤层气开发方案设计提供了合理依据。

煤层气井网优化部署原则井距优选方案设计

［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

煤层气井网的部署与常规天然气井网有许多共性，但由于两者赋存机制的差异，又有不少差别。科学、合理、经济、有效的井网部署应以提高煤层气动用储量、采收率、采气速度、稳产年限和经济效益为目标。煤层气开发的井网部署应考虑三个方面的因素:地质因素、经济效益、开发要素。煤层气开发井网优化要素通常包括:井网样式(井间平面几何形态)、井网方位和井网密度等。井网密度大小是井网优化过程中需要反复论证的，其方法也有多种。根据国内煤层气开发的实际情况，并借鉴常规油气井网优化的一些算法，本文选取了适宜煤层气井网优化的一些方法:合理控制储量法、经济极限井距法、模拟法、规定产能法等。

2 延川南煤层气试验区井网部署依据

延川南区块部署了A井和B井两口参数井，根据探井的钻探情况以及二维地震资料处理显示，井区区域构造相对简单，远离已知大断层，主力煤层厚度较大，分布稳定，埋深小于1000m，上下顶底板封盖能力较好，有条件进一步扩大评价。另外，通过单井试采评价，A井a号煤层和B井b号煤层实际解析压力值高，解析压力分别为3.95MPa和2.19MPa，临储比压力值高，是非常有利的煤层气开发条件。其中，A井单井最高日产气量已达到2600m3/d，并且排采空间大，有比较好的开发前景。

3 井网样式的确定

合理的井网布置样式，可以大幅度地提高煤层气井产量，降低开发成本。煤层气井井网布置样式通常有:不规则、矩形井网、五点式(菱形)井网等。

矩形井网:要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的四口井呈一矩形。矩形井网规整性好，布置方便，多适用于煤层渗透性在不同方向差别不大的地区;矩形井网布井的主要缺陷表现在相邻4口井的中心位置，压力降低的速度慢、幅度小，导致排水采气的效率低，可能造成该区域的煤层气资源无法采出。正方形井网属于矩形井网的一种特殊形式。

图1 A井微震点分布及方位似合图

五点式(菱形)井网:该井网类型要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，在四口井中心的位置，加密一口煤层气开发井，使相邻的四口井呈一菱形，主要是针对矩形井网的一种补充或者完善形式。该布井形式的最大优点是在煤层气开发排水降压时，在井与井之间的压力降低比较均匀，可以达到开发区域同时降压的目的。

综合考虑，延川南井组评价试验方案井网样式采用五点式(菱形)井网。

图2 B井微震点分布及方位似合图

4 井网方位的选择

井网方位的确定通常根据压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位将矩形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行。

煤层中的天然裂隙是影响煤层渗透性的重要因素，因此煤中裂隙的主要延伸方向往往是渗透性较好的方向;人工压裂裂缝可以改善天然裂缝，使其更好的沟通，压裂裂缝主导方位多沿垂直于现今最小主应力方向延伸。因此，布井要求沿煤层主渗透方向井间距适当加大，将矩形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行。

根据压裂裂缝监测情况显示，A井和B井人工压裂裂缝延展方向分别为北东向104°和北东向114°。见图1、2，井网部署方位可适当偏离地层最大主应力方向0～10°，可适当扩大压降范围。综合考虑，延川南井区部署井网方位确定为北东向110°，五点式(菱形)井网的长轴方向沿北东向110°进行布线、布井。

5 井网密度的优化

通过以下几种方法优化井组井网密度:

(1)单井合理控制储量法

开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使高丰度区单井控制储量不会过大，而低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量。在此基础上根据资源丰度，进一步求取井距或井网密度。

式中:Gg——单井控制地质储量，m3;

q——稳产期内单井平均产能，m3/d;

t——气藏稳产年限，年;

N——稳产期末可采储量采出程度;

Er——气藏采收率;

d——每年产气天数，一般取330天。

每年产气天数取330天，初步设计的气藏单井服务期15年，稳产期为5年，稳产期内单井平均日产量为2000m3/d，假设稳产期末可采储量采出程度65%，气藏采收率50%，单井控制地质储量0.102×108m3，储量丰度1.31m3/km2，可求得单井泄气面积0.078km2，以正方形井网进行开发部署，则井距为279m×279m。

(2)规定单井产能法

设一个气藏地质储量，规定了一定的产能，则可以求得单位面积上的井数:

式中:G——气藏地质储量，m3;

A——含气面积，km2;

V——平均年采气速度，%;

q——单井平均产能，m3/d;

η——气井综合利用率;

n——气藏开发所需要的井数。

气藏地质储量1.198×108m3，含气面积为172km2，采气速度为3%，平均单井产能为2000m3/d，气井综合利用率95%，则气藏开发所需要的井数共为986口，单位含气面积上的井数为5.7口井/km2，单井控制面积为0.175km2，正方型井网井距为418m×418m。

(3)经济极限井距

①单井经济极限控制储量

一口煤层气井从钻井到废弃时支出的总费用包括:钻井、储层改造、地面建设、采气成本等方面。要想取得经济效益，其总费用应该大于销售收入，这要求具备足够的储量，即单井控制经济极限储量，它是选择合理井距的一个重要经济指标。

式中:Gg——单井控制经济极限储量，m3;

C——单井钻井和气建合计成本(包括钻井、储层改造、地面建设系统工程投资分摊)，元/井;

P——单井年平均采气操作费用，元/年·井;

T——开采年限，年;

Ag——煤层气售价，元/m3。

Er——气藏采收率。

②经济极限井距

由于经济极限井距的大小同时受资源丰度的影响很大，在不考虑井网密度对于采收率的影响时，根据单井控制经济极限储量，可以算出经济极限井距。经济极限井距如下式:

式中:D——经济极限井距，m;

Gg——单井控制经济极限储量，m3;

F——资源丰度，108m3/km2。

假设单井钻井和气建合计成本采用200万元/井，单井年平均采气操作费用20万元/年·井，开采年限15年，煤层气售价1.3元/m3，煤层气采收率50%。则单井控制经济极限储量为0.077×108m3，在资源丰度为1.3×108m3/km2，则单井经济极限控制储量面积0.059km2，相应的经济极限井距为243m×243m。

(4)经济极限－合理井网密度法

当资金投入与产出效益相同时，即气田开发总利润为0时，对应的井网密度计为经济极限井网密度:

式中:SPACmin——经济极限单位含气面积上的井数;

a——商品率;

A——含气面积，km2;

G——探明地质储量，亿m3;

Ag——煤层气售价，元/m3;

C——单井钻井和气建总投资，万元/井(包括钻井、储层改造、地面建设系统工程等分摊投资);

Er——煤层气采收率;

T——评价年限，年;

P——平均采气操作费用，元/m3;

R——贷款利率;

A——商品率;

Ta——税收率。

如果选用合理利润LR=0.15Ag·Er，考虑资金与效益产出因素，当经济效益最大时的井网密度为气田的最佳经济井网密度:

气田的实际井网密度应在最佳井网有与极限井网密度之间，并尽量靠近最佳井网密度，可采用加三差分法:

根据目前的情况，估算单井钻井和气建总投资为200万元/井，平均采气操作费用为0.34元/m3，税收率为0.13，商品率为0.95，贷款利率为7.11%，评价年限期10年，煤层气售价1.28元/m3，煤层气采收率50%，含气面积130km2，探明地质储量1.33×106亿m3，计算得到经济极限井网密度SPACmin为9口井/km2;如果选用合理利润为0.096，最佳经济井网密度SPACa为6口井/km2。则气田合理井网密度为6～9口井/km2，相应的井距为330m×330m～399m×399m。

(5)数值模拟法

油藏数值模拟的基本原理是根据煤层气赋存特征，以及生产排采过程中的渗流特征，建立合理的地质模型以及数学模型，在综合地质研究以及储层评价的基础上，利用先进的储层数值模拟软件，模拟多种不同井网的煤层气产能动态，研究井距对于长期产期的影响。并根据模拟结果，综合对比多个指标，如单井累积产量、单井服务年限、高峰期、采收率等，在此基础上进行井距优选。

利用煤层气数值模拟软件SIMEDWin对和顺区块进行模拟，分别对240m×240m、250m×250m、280m×280m、300m×300m、350m×350m五种井距进行模拟，数值模拟结果:若井距增加，产量高峰值推迟，但稳定期延长;如果采用超过280m×280m划分网格，产量达到高峰值的时间会超过3年;小于250m×250m划分网格时，产量高峰值虽然与采用250m×250m划分网格的产量最高值相当，但稳产时间明显比采用250m×250m划分网格时的稳产时间短。而且，相同渗透率条件下，井距越小，出现干扰时间越早。综合考虑，250m井距较为适中，稳产时间和产量高峰期均达到较好效果(表1)。