沁端区块煤层气开发方案研究

2015-12-13谭永胜何日升陈羽羽

非常规油气 2015年4期

李朋，鲁杰，张磊，谭永胜，何日升，陈羽羽

(1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059;2.中国石油西南油气田分公司，四川成都 610051;3.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100)

1 区块概况

沁端区块位于沁水盆地南部，区内由老到新依次发育奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和第四系。研究区构造简单 (图1)，构造形态总体为走向北北东、倾向北西西的单斜构造，在此基础上发育了一系列近南北向—北北东向的宽缓褶曲，地层倾角一般不超过15°，个别部位受构造影响地层倾角变化大;断层不发育，规模较大的仅有一条F1正断层，该断层地表露头断面清楚，断层宽约3m，产状为300°∠45゜，断距约为100m。

图1 沁端区块构造纲要图Fig.1 Structural outline of Qinduan Block

2 煤层地质特征

沁端区块内主要含煤地层为上石炭统太原组(C3t)和下二叠统山西组 (P1s)，煤系地层平均总厚度为163.02m。共含煤17层/14.67m，含煤系数为9.1%。其中主要可采煤层为3号和15号，总厚度为10.70m，埋深均在1000m以内。该区块含气面积约为31.3km2，含气量约为74.5×108m3。

2.1 3号煤层

3号煤层位于山西组下部，上距K9砂岩30m，下距K7砂岩8m，厚6.05～6.6m，平均为6.24m。3号煤层干燥无灰基气含量多为 9.0～21.3m3/t;干燥无灰基的最大吸附容量 (兰氏体积)为30.39～47.16m3/t，平均为36.98m3/t;兰氏压力为1.9～2.49MPa，平均为2.19MPa。3号煤层真密度为1.5～1.58t/m3，视密度为 1.42～1.5t/m3，由煤的真密度和视密度可得3号煤层孔隙度为3.95%～5.96%，平均为5.02%，实测渗透率为0.97～2.07mD，平均为1.47mD。

2.2 15号煤层

15号煤层位于太原组一段顶部，直接下伏于K2灰岩之下，上距3号煤层85～96m，下距K1砂岩9m。煤层厚为3.8～4.5m，平均为4.14m。15号煤层干燥无灰基气含量一般为10.8～22.5m3/t，总体上15号煤层气含量高于3号煤层。15号煤干燥无灰基的最大吸附容量 (兰氏体积)为35.4～46.88m3/t，平均为38.82m3/t;兰氏压力为0.88～2.73MPa，平均为2.18MPa，15号煤层真密度为1.48～1.57t/m3，视密度为 1.4～1.49t/m3，由真密度和视密度可得15号煤层孔隙度为 5.1%～5.92%，平均为5.35%，渗透率略低于3号煤层，为0.68～1.76mD，平均为1.165mD。

3 煤层资源丰度研究

用体积法计算煤层气地质资源量 (储量)。

式中 Gi——某断块煤层气地质资源量 (储量)，m3;

A——煤层气含气面积，m2;

h——煤层平均厚度，m;

Dad——煤的空气干燥基密度 (煤的容重)，t/m3;

Cad——煤的空气干燥基含气量，m3/t。

资源丰度计算公式:

式中 Ω——资源丰度，m3/km2。

通过对研究区3号和15号煤层共计24块岩心的测试，其煤的空气干燥基密度Dad和煤的空气干燥基含气量Cad的统计数据见表1。

表1 样品测试数据表Table 1 Sample test data

3.1 3号煤层

3.1.1 煤的空气干燥基密度

由表1的多组测试数据求取平均值，可得空气干燥基密度Dad=1.45t/m3。

3.1.2 煤的空气干燥基含气量

由表1的多组测试数据求取平均值，可得空气干燥基含气量Cad=15.108m3/t。

3.1.3 地质资源量

3号煤层的平均厚度为6.24 m，则其地质资源量为 31.3×106×6.24×1.45×15.108=42.8×108m3。

3.1.4 资源丰度

3号煤层资源丰度Ω3为1.37×108m3/km2。

3.2 15号煤层

3.2.1 煤的空气干燥基密度

由表1的多组测试数据求取平均值，可得空气干燥基密度Dad=1.445t/m3。

3.2.2 煤的空气干燥基含气量

由表1的多组测试数据求取平均值，可得空气干燥基含气量Cad=16.925m3/t。

3.2.3 地质资源量

15号煤层的平均厚度为4.14m，则其地质资源量为 31.3×106×4.14×1.445×16.925=31.7×108m3。

3.2.4 资源丰度

15号煤层资源丰度Ω15为1.01×108m3/km2。

4 开发方案部署

煤层气开发方案研究主要包括开发层系的划分、开发方案的确定 (包括井型选择、井网优选、井距确定)、开发方案的优选等几个方面。

4.1 开发层系划分

研究区3号和15号煤层共计24块岩心的气体组分分析结果显示，煤层甲烷 (CH4)浓度较高，另含少量二氧化碳 (CO2)和氮气 (N2)。3号煤层甲烷浓度为79.42%～95.62%，平均为88.75%;15号煤层甲烷浓度为 81.58%～98.48%，平均为90.28%。结论为，3号煤层和15号煤层甲烷浓度含量相当 (表2)。

表2 煤层岩心样品气体组分分析结果表Table 2 Results of coalbed core sample gas composition analysis

续表

从产水特征来看，生产初期煤层产出水型以NaCl为主，平均矿化度为4000mg/L。生产20～40天后产出水接近地层水，水型以NaHCO3型为主，平均矿化度为1200mg/L，pH值为8，两主力煤层产水类型及矿化度基本一致。

对3号煤层和15号煤层开发层系划分相关参数进行统计对比 (表3)，为开发层系的划分提供依据［1－5］。

表3 开发层系划分参数表Tabel 3 Parameters for development horizons division

从表3中可见，两主力煤层物性、流体性质、压力系统一致，均具有一定规模的地质资源量和生产能力，因此可以划为一套开发层系。

4.2 开发方案确定

4.2.1 井型选择

开采井型的选择与采收率的提高有着密切的关系，对沁端区块3号和15号煤层相关储层参数进行统计 (表4)并分析，为有利开采井型的选择提供依据。

表4 沁端区块煤层气藏水平井适应性条件统计表Table 4 Statistics of horizontal well applicability conditions of CBM reservoir in Qinduan Block

从3号和15号煤层信息统计及水平井适应条件的对比可知，两煤层符合水平井开采条件，适合用水平井对该区块煤层进行开采。

4.2.2 井网优选

煤层气地面开发的一个关键环节是优化开发井网［1－4］，不同开发井网的选择对煤层气储层保护、裂缝沟通以及采收率的提高等有着重要的影响作用 (表5)。

表5 煤层气常见布井方式的依据及特点表Table 5 Basis and characteristics of commonly used CBM well spacing methods

沁端区块3号和15号煤层总体属于地质构造简单及储层均质性较好，构造对煤层的影响相对较小，该区块储层的特点与五点布井法依据相吻合，因此3号煤层和15号煤层均可采用五点布井法对该区块进行开采。

4.2.3 井距确定

4.2.3.1 井距计算相关参数

(1)水平井总成本与水平段长度的关系。

根据前人研究［5］，水平井水平段钻井成本与水平井水平段长度关系呈二次多项式的关系:

式中 a、b、c——系数;

y——水平段钻井成本，万元;

x——水平段长度，m。

图2是水平段长度与水平段钻井成本关系，根据前人研究得出水平段钻井成本与水平段长度资料［6－7］，代入式 (6)，对系数 a、b、c 进行拟合，得到a=0.0003、b=0.55、c=1921.8，即:

图2 水平段长度与水平段钻井成本关系图Fig.2 Relationship between the length of horizontal section and the drilling cost of horizontal section

(2)基本参数统计。

结合沁端区块含气面积、地质资源量等参数，根据国内煤层气开发相关经验数据［8－11］，确定沁端区块煤层气井距相关参数 (表6)。

表6 沁端区块煤层气井距计算相关参数表Table 6 Parameters related to CBM well spacing calculation of Qinduan Block

4.2.3.2 井距计算［8－21］

(1)经济极限井距。

①单井经济极限控制储量。

一口煤层气井从开始钻井到开采截止时支出的总费用数额较大，要想取得经济效益，其总费用应小于销售收入，这就需要有足够的地质储量，即单井控制经济极限储量。

式中 Gg——单井控制经济极限储量，m3;

C——单井投资总费用，元;

P——单井年平均采气操作费用，元;

T——开采时间，a;

Ag——煤层气售价，元/m3;

Er——煤层气采收率。

②经济极限井距的确定。

经济极限井距与资源丰度有较大的联系，在不考虑井网密度对采收率影响的情况下由单井控制经济极限储量可算出经济极限井距。

式中 d——经济极限井距，m;

Ω——资源丰度，108m3/km2。

(2)规定单井产能法。

有一定地质储量的气藏，如果给定了产能，则可以求得单位面积上的井数。

式中 n——井数;

G——气藏地质资源量，108m3;

vg——平均年采气速度;

q——单井平均产能，m3/d;

η——井综合利用率。

(3)经济极限—合理井网密度法。

资金投入等于产出效益时，对应的井网密度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;

R——贷款利率;

Ta——税收率。

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

式中 SPACa——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密度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SPAC。

计算得到的井距结果见表7。

表7 井距计算结果表Table 7 Well spacing calculation results

通过开发层系划分，优选的开采井型、井网及井距的分析，设计出4种开发方案 (表8)。

表8 开发方案设计结果表Table 8 Design results of development schemes

4.3 开发方案的优选

通过数值模拟对设计的4种开发方案进行井网部署，对各个方案的累计产气量进行预测。

4.3.1 井网部署

通过数值模拟，CBM1、CBM2、CBM3和CBM4开发方案的井网部署见图3。

图3 4种开发方案的井网部署图井型是两种水平井和直井;图中颜色代表生产15年后含气饱和度分布情况Fig.3 Well pattern deployment of four development schemes

4.3.2 累计产气量预测

通过数值模拟，4种开发方案的最终累计产气量分别为 20.87×108m3、17.23×108m3、31.7×108m3、15.5×108m3，其采收率分别为 28.01%、23.13%、42.25%、20.8%，各方案的模拟结果见图4。

图4 4个方案的累计产气量预测图Fig.4 Forecast of total gas production by four schemes

4.3.3 经济评价

煤层气的开发支出费用主要是钻井成本，根据各方案预测总产量所得的市场利润，以及开发过程所布水平井和直井支出费用，得到沁端区块煤气层各开发方案利润预测数据 (表9)。

沁端区块煤层气水平井开发所需费用较大，方案CBM1和CBM2水平井井数较多，总支出费用较大，利润为负数;方案CBM4全部布直井开采，钻完井总支出费用较少，但直井的低采收率使开发所得利润较少。方案CBM3采用适量的水平井和直井搭配进行开采，总支出较少且采收率较高，整体利润较大。根据方案设计及采收率预测情况，优选CBM3方案为开发方案。最终采收率为42.25%，累计产气量为31.7×108m3。