赵庄井田煤层气水平井分段压裂参数优化研究

王 晶，姚团琪

(1.中煤科工集团西安研究院有限公司，西安 710054)



赵庄井田煤层气水平井分段压裂参数优化研究

王 晶，姚团琪

(1.中煤科工集团西安研究院有限公司，西安 710054)

针对山西赵庄井田瓦斯治理难度日益加大，该区尝试水平井分段压裂技术并取得成功。但目前国内运用水平井分段压裂开发煤层气的研究较少，针对煤层气分段压裂优化技术大多照搬石油行业标准，忽视煤层气自身开发特征。基于赵庄井田ZZ-01井煤层气地质特征，从产能、煤矿安全、经济效益三个方面，利用数值模拟方法对水平井分段压裂参数优化进行了深入研究，最终得到最佳压裂裂缝参数：压裂9段，压裂裂缝长度为100m。该研究成果为今后煤层气水平井分段压裂工程优化提供指导作用。

煤层气；分段压裂；赵庄井田；优化设计

煤层气水平井和水力压裂技术是煤层气储层改造、增加渗流通道、提高单井产量的最普遍最有效的手段[1]。近年来，针对山西赵庄井田瓦斯治理难度日益加大，蓝焰煤层气公司在该区进行了一系列地面煤层气水平井及压裂井预抽试验。其中在井田北部、西部实施煤层气垂直压裂井250余口，截止目前，垂直井产气效果均很差，平均日产气量不足1000 m3/d。在赵庄井田西北部实施1组分段压裂水平井，目前日产气量已超过5000m3。实际应用显示该区由于地质条件差，垂直压裂井开发效果不佳，而水平分段压裂技术在赵庄煤矿显示出一定的开发优势，由于目前煤层气水平井分段压裂尚处于起步阶段[2]，针对煤层气压裂井的压裂优化设计大多照搬石油行业标准或依靠经验进行压裂，因此存在以下问题：(1)压裂参数优化原则模糊。未考虑煤层气自身开发特征，导致开发后不满足煤矿安全指标；(2)压裂设计与地质条件不匹配， 开发后无法达到预期产量，压裂规模造成经济不可行等问题。

图1 ZZ-01井井位示意图Figure 1 Well ZZ-01 location

为此，晋煤集团蓝焰煤层气公司委托中煤科工集团西安研究院有限公司在赵庄井对3#煤层进行高效抽采试验，井位如图1所示。本文以ZZ-01为例，针对该区地质特征及开发要求，对煤层气水平井分段压裂优化原则和优化流程进行了分析研究，利用数值模拟方法完成该区压裂设计，为该区今后煤层气水平井分段压裂工程优化提供指导作用。

1 赵庄井田ZZ-01井开发地质概况

1.1 地质特征

赵庄煤矿位于沁水盆地南缘东西—北东向断裂带的北东部。井田地层总体走向为北北东，倾向北西西的单斜构造，地层倾角5°～10°，局部受构造应力影响，发育有次一级的波状起伏，表现为宽缓的中小型背斜和向斜，并伴生有中小型断层和较多的陷落柱。ZZ-01井位于赵庄煤矿四盘区中东部，井位避开断层带和陷落柱发育点，同时为了考虑井下采煤安全，水平井轨迹沿保护煤柱布置。

1.2 煤层特征

本区主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。主要开发煤系为山西组。山西组厚37.43～71.46m，一般厚46.10m，区南部较厚，本组自上而下含1#、2#、3#共3层煤，含煤系数12.10%，其中3#煤层为本区主采煤层之一，也是ZZ-01井开发层位，水平段所经区域3#煤煤厚在4.7～5.4m。

赵庄井田在前期钻孔和后期钻井过程中取样都进行了等温吸附实验，测试结果显示：3#煤平衡水分基Langmuir体积为19.80～30.17m3/t，平均25.74m3/t；空气干燥基Langmuir体积为27.12～35.34m3/t，平均32.17m3/t；Langmuir压力为1.53～2.63MPa，平均1.81MPa。

气含量测试结果显示：总体而言，3#煤层空气干燥基气含量0.37～20.12 cm3/g，平均6.78 cm3/g；ZZ-01的5个解吸样，样品的空气干燥基气含量为14.40～19.75 cm3/g，平均为15.99 cm3/g，空气干燥基甲烷含量14.10～19.42cm3/g，平均为15.65cm3/g，气含量相对较高。

ZZ-01所采3#煤煤样，煤体较为坚硬，为原生结构煤，易于成孔。煤中发育两组裂缝，裂缝走向大体一致，近垂直层理。主裂缝密度：8～30条/5cm，长度：0.5～3cm，次裂缝密度：3～10条/5cm。局部见镜煤中裂隙极发育，呈规则网状分布。

综合分析赵庄井田ZZ-01井的地质资料，该区地层倾角较小，原生结构煤，地层稳定连续，煤体坚硬，煤层较厚、气含量高，适合水平井分段压裂技术开采煤层气。

2 煤层气水平井分段压裂优化原则

水平井分段压裂技术优化参数包括压裂段数、裂缝长度、压裂间距、裂缝导流能力四个方面。由于常规油气田在开发过程中仅考虑产能这一单方面的因素，对产后剩余油气储量的要求较低，因此在压裂设计中可根据数值模拟单一因素分析法研究不同因素对产能的影响来确定压裂参数。但地面煤层气的开发与常规油气田有着很大的区别，由于目前煤层气的开采是和煤矿开采紧密相连，因此地面煤层气水平井在分段压裂设计上需考虑更多的因素。

赵庄井田ZZ-01井为3#煤高效抽采试验井，同时该井布置在煤矿规划区，结合油田水平分段压裂井开发优化原则，得到煤层气水平压裂井压裂优化原则如下：

(1)产能因素：作为3#煤高效抽采试验井，ZZ-01井必须保证一定的煤层气单井产量及稳产时间才能确保项目开发价值及经济效益[3]。井田的含气量、储层压力、渗透率、吸附性等地质参数都直接影响着煤层气井产量，因此需要根据该井数值模拟结果确定产能指标，进而对煤层气水平井压裂参数进行优化。

(2)煤矿安全因素：ZZ-01井布置在煤矿规划区，预设工作面宽度在150～200m，根据煤矿瓦斯抽采基本指标，煤层工作面采掘作业前，煤层瓦斯含量必须降到8m3/t以下，因此该井生产10a后工作面范围内气含量必须低于8m3/t。

(3)经济可行性：煤层气开发是一种新兴产业，针对其的投资也是一种商业行为，为获得最大经济利益为目的。经济评价是在资源评价、市场预测、产量预测和规模分析的基础上，对拟建项目的投入费用和产出效益进行合理的计算、分析，并通过不同方案的比较，分析论证项目的财务可行性、经济合理性，评估项目开发风险大小，为项目投资提供科学决策的依据[4-5]。煤层气水平井压裂段数越大、压裂裂缝长度越长，产量越高，但同时开发成本也在增加，因此在赵庄井田ZZ-01井在保证产能、煤矿安全的基础上所优选的方案也必须经济最优化。

3 ZZ-01水平井压裂参数优化

3.1 基本参数和数值模型建立

根据收集到的赵庄井田试验井ZZ-01井3#煤层小层厚度数据、物性资料及地层压力和含气数据(见表1)，利用ECLIPSE建立煤层气双孔模型，如图2、3所示。本文仅考虑压裂后形成稳定分布、垂直水平段裂缝这一理想化情况，且每条裂缝的半长、高度、导流能力等参数均相等。模拟煤层气藏区域1000m×400m，设定水平段长度为800m，网格设置根据压裂段数变化，X、Y方向采用对数网格加密方法划分网格，最小网格宽0.3048m。3#煤岩储层的裂缝孔隙度、煤岩密度、扩散系数以及Langmuir压力等煤岩参数，如下表1，模拟时间为10a。

表1 赵庄井田ZZ-01井数值模拟初始参数

图2 地质模型示意图Figure 2 A schematic diagram of geological model

图3 模拟裂缝网格设置示意图Figure 3 A schematic diagram of simulated fissure grid settings

3.2 裂缝参数模拟范围

(1)压裂间距及压裂段数。压裂间距的选取与渗透率有着直接联系。渗透率越高，储层渗流能力越大，动用面积越大。因此若压裂间距太大，就会造成裂缝间干扰过大，开采资源重叠，产量下降；间距太小，出现开采盲区，造成裂缝间储量损失。由于赵庄井田煤层渗透率普遍较低，结合数值模拟结果及以往煤层气压裂经验，该区压裂间距在80～130m，因此根据压裂间距确定该区压裂段数为6～10段。

(2)裂缝导流能力。数值模拟结果显示，裂缝导流能力越大，累计产气量越高，但当裂缝导流能力增加到一定程度，导流能力对产能的影响不在显著，因此在压裂过程中不能单纯追求过高导流能力，根据研究区以往压裂井的压裂经验，煤层压裂形成裂缝导流能力合理取值范围在15～25μm2.cm，因此本次模拟优化裂缝参数设定导流能力为20μm2.cm。

(3)裂缝半长。由于煤的特殊性，其裂缝支撑半长一般为60～140m[6]，因此优化模拟压裂长度设定为60～140m。

3.3方案模拟

裂缝半长分别为60、100、140m的情况下，基于以上设定的导流能力及裂缝半长，分别模拟了不同压裂段数(6段、7段、8段、9段、10段)时水平井10a累计产气变化。(图4)

图4 压裂裂缝半长为60m不同压裂段数水平井产气情况Figure 4 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 60m with different fracturing sections

图5 压裂裂缝半长为100m不同压裂段数水平井产气情况Figure 4 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 100m with different fracturing sections

图6 压裂裂缝半长为140m不同压裂段数水平井产气情况Figure 6 Horizontal well gas production situations under fractured fissure half length 140m with different fracturing sections

图7 不同方案10a累计产气量曲线Figure 7 Ten years cumulative gas output curves under different fracturing schemes

从图4～图7中可以看出，当压裂裂缝长度不变时，随着压裂段数的增加，煤层气水平井日产气量逐渐增加，10a累计产气量也逐渐增加，但增加幅度是逐渐趋于平缓的。压裂段数大于8段时，产气效果较好，日产气量峰值基本维持在1×104m3/d或更高；压裂段数不变，随着压裂长度的增加，日产气量峰值先增加后有小幅度下浮，压裂段数越少，影响越小，裂缝长度主要影响稳产期，裂缝长度增加，峰值降低变缓，稳产期较长。

3.4 指标优选

(1)产能指标筛选。根据模拟结果计算不同方案稳产时间，结果如表2。

根据赵庄井田ZZ-01井产量模拟结果及稳产时间分析得到，压裂裂缝半长为60m时，压裂6、7、8、9段，稳产时间分别为2.3、3.2、4.3、4.8、5.1a；压裂裂缝半长为100m时稳产时间分别为4.4、 5.0、5.3、5.5、5.6a；压裂裂缝半长为100m时稳产时间分别为5.0、5.4、5.6、5.7、5.8a；压裂段数大于8，产气高峰才能达到万方以上。综合考虑产气峰值，同时认为稳产时间越长越好，以国内煤层气水平井普遍产量5000m3/d的指标，确定稳产5000m3/d超5a的原则，同时峰值达到万方以上，确定15套方案中，共有7套方案是满足产能指标：压裂8、9段，裂缝长度100m、140m，压裂10段，裂缝长度为60m、100m、140m。

表2 不同方案稳产时间对比

图8 不同压裂方案稳产时间图Figure 8 Stabilized production period duration under different fracturing schemes

(2)煤矿安全指标筛选模拟方案。通过模拟计算，可以得到开采10a，煤层气水平井附近剩余气含量分布数据，表3为水平井开发10a，瓦斯含量降到8m3/t以下的影响宽度。

表3 水平井不同压裂方案开发10a后剩余瓦斯含量分布情况

如表3所示，压裂段数越大，裂缝长度越大，瓦斯含量降低到8m3/t的范围越大。根据ZZ-01井附近工作面布置情况，该区工作面宽度在150～200m，因此为了达到煤矿开采要求，需要将该区工作面(150～200m)范围内的瓦斯含量降低到8m3/t。由表看出：压裂6段，裂缝长度为60m时，开采10a降低瓦斯程度最低，安全合格范围仅47.4m，而压裂10段，裂缝长度为140m时，开发10a降低瓦斯程度最好，安全合格范围达到了286m。根据本次设定的水平井煤矿安全指标，共筛选出4个方案：压裂7段，裂缝长度为140m，压裂8段，裂缝长度为100m，压裂9段，裂缝长度为100m，压裂10段，裂缝长度为60m。

(3)经济指标筛选模拟方案。根据产能和煤矿安全筛选指标，同时符合两个指标的方案共有3个：压裂8段、裂缝长度100m，压裂9段、裂缝长度100m，压裂10段、裂缝长度60m。

根据对不同方案投入和产出的估算，使用现金流量法来分析项目的财务可行性和经济合理性。一般认为，项目税后财务内部收益率大于财务内部基准收益率8%，财务净现值大于0，投资回收期小于基准投资回收期8a，项目具有一定的财务可行性和经济合理性，结果如下表4。

表4 全部投资财务评价指标

由表4可以看到，8段、9段三个方案都是盈利的，具有经济可行性。其中压裂9段的内部收益率和财务净现值最高，其次为压裂8段，最差的为压裂10段的结果，从投资回收期来看，压裂9段静态回收期最短为6.96a，时间最短，其次为压裂8段，压裂10段投资回收期最长为7.90a。因此通过综合分析，最终将压裂9段，裂缝长度为100m作为最终的优化方案。

4 结论

(1)煤层气作为新兴能源，一方面弥补了常规油气资源的不足，同时承担着减轻矿井灾害的目的，因此煤层气水平井分段压裂设计必须同时考虑产能、煤矿安全、经济性三方面因素。

(1)赵庄井田ZZ-01井所处区域，煤体较为坚硬，为原生结构煤，易成孔；平均煤厚在5.2m左右，空气干燥基气含量平均为15.99cm3/g，气含量较高，适宜煤层气水平井分段压裂开采。

(2)利用ECLIPSE产能模拟软件通过15套方案模拟，优选出山西赵庄井田水平井分段压裂参数，最终将压裂9段，裂缝长度为100m作为该区水平井分段压裂的优化方案。

[1]李春芹. 水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2011，33(6)：58-62.

[2]任飞，张遂安，李辛子，等. 煤层气水平井分段压裂裂缝参数优化设计[J].天然气与石油，2014，32(1)：

[3]张群．煤层气储层数值模拟模型及应用的研究[D]．煤炭科学研究总院西安分院，陕西西安：2003．

[4]王成，姜在炳.煤矿区煤层气抽采项目经济评价方法及其应用[J].煤田地质与勘探，2012，40(5)：27-30.

[5]曹艳，王秀芝.煤层气地面开发项目经济评价[J].天然气工业，2011，31(11)：103-106.

[6]郭军峰，田炜，李雪琴，等.沁水盆地煤层气水力压裂投产技术优化[J].中国煤层气，2011，8(6)：25-29.

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，满族，河北保定人，助理工程师，毕业于中国地质大学，从事煤煤层气开发研究，电子信箱：393741007@163.com。

2016-11-24

文献标识码：A

责任编辑：宋博辇