鸡西盆地梨树镇凹陷煤层气试验区井网数值优化

2021-05-24谭宝德

西部探矿工程 2021年6期

谭宝德

（大庆油田勘探开发研究院塔木察格室，黑龙江大庆163712）

鸡西盆地煤炭资源极其丰富，煤层气资源也十分可观，2011年计算的煤层气预测储量可达1874.87×108m3。为了减少煤矿瓦斯爆炸风险和煤层气开采的环保需要，大庆油田在鸡西盆地梨树镇凹陷实施了煤层气井的钻探，首口井Jq1井即获得2471m3/t工业产能。为进一步降低瓦斯爆炸风险和提高煤层气产能，实现长期稳产高产，决定依托Jq1井，部署煤层气井网，建立煤层气试验区。

目前在鸡西盆地梨树镇凹陷实施试验区尚属首次，并无先例参考。本文依托微地震和Jq1井实验测试资料，并结合研究区二维地震资料，同时运用国际先进的comet3软件对试验区开展而煤层气数值模拟。通过对250m×200m、300m×200m、350m×200m三种不同井距模拟，结果对比分析表明，井距350m×200m为最佳井距，三角型井网为最佳井网形式。

1 地质背景

鸡西盆地煤层气试验区位于鸡西盆地南部梨树镇凹陷合作区块，在构造上为一断背斜[1]。研究区主力煤层为116Ⅱ、117号煤层，埋深在1252.2～1306.6m之间，煤层厚度为3m，演化程度中等，Ro测值为0.85%～1.07%，属半亮型煤，煤岩结构较为完整[2]。煤层含气量在4.62～8.86m3/t，平均为6.73m3/t；含气饱和度在41.62%～69.54%，平均为56.87%[3]。

研究区首钻Jq1井即获得工业气流，为扩大产能和实现长期稳产高产，目前通常的是运用多井排采实现降压稳产[4]。多井排采对井网形式、井排方向和井距提出了要求，为此需要开展井网优化设计[5]。

2 井网形式和井排方向

2.1 井排方向

本次三维地质模型建立基于已经确定的井排方向和井网形式,井排方向的确定主要是基于地应力方向，而地应力方向的确定主要是来自于微地震监测，井网形式的确定主要基于Jq1井采用压裂微地震监测方法确定地应力方向[6]。监测结果显示：116Ⅱ、117号煤层合压，压裂深度为1252.2～1254.6m，主缝方位为北东33.9°，支缝方位为垂直于主缝方位；118号砂岩层压裂深度为1256.4～1257.6m，主缝方位为NE34°，支缝方位为垂直于主缝方位；122号煤层压裂深度为1297.0～1304.2m，主缝方位为NE47.2°，支缝方位为垂直于主缝方位（图1）。Jq1井压裂检测结果表明人工裂缝方向为NE33.9°～47.2°。综合考虑取人工裂缝方向的平均值NE40°为试验区的井排方向[7]。

2.2 井网形式

图1 Jq1井区K1ch最大水平地应力方向频率图

合理的井网布置样式,不仅可以大幅度地提高煤层气井产量,而且会降低开发成本[8]。井网形式主要考虑以下因素：第一,在不影响开发的前提下，尽量设计成规则井网，便于后期管理；第二，井网设计应该实现不能采出的部分“死角”最小化；第三，兼顾压裂时裂缝“摆动”时可能发生的变化。第四，井网形式不仅要考虑到地下地质情况，同时也要考虑到地面能否实施等因素。

常见的煤层气井井网布置样式通常有:梯形井网、矩形井网、五点式井网、梅花型井网、菱形井网、三角型井网等[9]。从Jq1井的压裂情况分析，该井区最大主应力方向和最小主应力方向的煤储层的渗透性相差较大，适合该地质条件的有梯形井网、梅花型井网、三角型井网[10]。通过对这三种井网进行计算对比，发现三角型井网不可动区域面积最小，因此，本次采用三角型井网（图2）。

图2 Jq1井区井网形式图

3 模型建立及数值优化

3.1 地质模型的建立

建立三维地质模型主要输入的参数有工区等高线图、厚度图、压力等值线图。在三维地质建模基础之上，定义模型的地质、流体、压力、水体、工作制度等，建立初步符合实际的数值模型。利用有限差分方法求解所建立的模型，在适当的迭代允许误差和舍入误差条件下，求取数值解。主要包括求解压力、饱和度、产量、吸附等参数。结果输出生产曲线、压力、饱和度变化图。

模型建立并输入相关参数以后，首先对井距开展模拟，模拟主要针对单井日产量、累产和时间变化关系，最后确定产量最大化的井距方案作为井距的实施依据。

3.2 井距优化

根据鸡西试验区的地质特点，参考国内其它煤层气区块勘探开发成功经验，认为渗透性、压裂影响范围和累计产气量是试验区井距确立的关键因素。

煤层气井距受渗透性控制，储层渗透性越差，则需要井距越近。鸡西盆地煤储层的渗透性差（＜1mD），比国内同类的盆地渗透率低，因此井距不宜过大；其次，井距受压裂范围影响，Jq1井的压裂监测结果表明，长缝为147.5～199.1m，短缝方向为83.6～189.6m，为保证横向不压穿煤层，井距要求不低于200m,排距不低于190m。鄂尔多斯盆地和沁水盆地，井排距设计均在(200～400m)×(300～150m)之间。

应用COMET3软件对下煤组在不同井距下煤层气日产量变化和累计产量进行产量预测，对比井距分别为250m×200m、300m×200m、350m×200m时开发效果，模型预测1800d（第1800d后仍然处于稳产阶段）（图3-a、3-b）。

当井距为350m×200m时，第112d时，产量可以达到2000m3以上，超过2000m3以上可达92d，其中最高日产2781m3，之后产量经过一个正常的回落，最低产量回落到1491m3，然后再增产，最后维持稳产在日平均2020m3，1800d累计产量可达342×104m3。

当井距为300m×200m时，第40d时，产量可以达到2000m3以上，超过2000m3以上为81d，其中最高日产3664m3，之后产量经过一个正常的回落，最低产量回落到1271m3，然后再增产，最后维持稳产在日平均1772m3，1800d累计产量可达299×104m3。

当井距为250m×200m时，第35d时，产量可以达到2000m3以上，超过2000m3以上仅为56d，其中最高日产3766m3，之后产量经过一个正常的回落，最低产量回落到1047m3，然后再增产，维持在1424m3继续稳产，1800d累计产量可达240×104m3。

通过对比三种井距情况下累计产量和稳产时期的产量大小，认为井距350m×200m可以实现长期稳产高产，且累计产量最大，因此试验区采用井距350m×200m相对更优。

在确定试验区井距350m×200m的情况下，应用COMET3软件开展排采效果模拟，确定在该井距下煤层排采的动态情况。在试验区构造图和煤层厚度图基础之上建立模型，对虚拟井利用Jq1井的煤岩学参数，包括煤层厚度、含气量、含气饱和度、渗透率（通过排采拟合算出，估算为1mD左右），结合Jq1井实际排采动态数据开展历史拟合。本次参与运算8口井（含Jq1井和J2井），其中6口为虚拟井，且假设除厚度、埋深以外，其它参数相同，模型预测时间5年（图4）。

通过模拟试验区8口井在见产若干年，图5中展示了1年后、2年后、3年后、4年后和5年后的下煤组含气饱和度的变化情况。在排采1年左右，含气饱和度以单井独自排采为主，各井之间没有实现连通，在排采2年左右，含气饱和度平面实现连片，井间出现干扰，第3、4、5年实现相互干扰，实现了多井降压的目的（图5）。