孟召平1，张 昆1，杨焦生2，雷钧焕1,王宇恒1
(1.中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京 100083; 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)
摘 要:煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分，合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量，降低开发成本。针对这一问题，以沁水盆地沁南东区块为依托，系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态，提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法。研究结果表明，研究区山西组3号煤层厚度4～6 m，平均5.61 m，煤层埋藏深度在417.93～1 527.49 m。煤层含气量2.87～24.63 m3/t，平均为13.78 m3/t，且随着煤层埋藏深度的增加，煤层含气量按对数函数规律增高。煤层渗透率较低，试井渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2，平均为0.06×10-15 m2，且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低。根据研究区煤储层条件，对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算，并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数，确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距，500 m以浅的区域为350 m×300 m，在500～1 000 m的区域为300 m×250 m，在1 000 m以深的区域为250 m×250 m，实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整，这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考。
关键词:沁南东区块;产能模拟;经济评价;井间距;优化
中图分类号:P618.11
文献标志码:A
文章编号:0253-9993(2018)09-2525-09
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|孟召平，张昆，杨焦生，等.沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化[J].煤炭学报,2018,43(9):2525-2533.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2018.0875
MENG Zhaoping,ZHANG Kun,YANG Jiaosheng,et al.Analysis of coal reservoir characteristics in the Qinnan-East block and its spacing optimization of CBM development well networks[J].Journal of China Coal Society,2018,43(9):2525-2533.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2018.0875
收稿日期:2018-07-03
修回日期:2018-09-19
责任编辑：韩晋平
基金项目:2018年山西省科技重大专项资助项目(20181101013-5)；“十三五”国家科技重大专项资助项目(2016ZX05067001-006)；山西省煤层气联合研究基金资助项目(2014012001)
作者简介:孟召平(1963—)，男，湖南汨罗人，博士，教授，博士生导师。E-mail:mzp@cumtb.edu.cn
MENG Zhaoping1,ZHANG Kun1,YANG Jiaosheng2,LEI Junhuan1,WANG Yuheng1
(1.College of Geosciences and Surveying Engineering,China University of Mining and Technology (Beijing),Beijing 100083,China; 2.Langfang Branch,Research Institute of Petroleum Exploration and Development PetroChina，Langfang 065007，China)
Abstract:Well pattern optimization and deployment of coalbed methane (CBM) are the important part to the development scheme of CBM.A reasonable well pattern can dramatically increase the CBM production as well as reduce the development costs.For this problem,based on the Qinnan-East block in the Qinshui basin,this paper systematically analyzed coal seam conditions and distribution characteristics of gas contents and permeability in study area.By calculating the production dynamics of different well pattern schemes on the basis of numerical simulation,an optimization method for determining reasonable well spacing is put forward by synthetically considering the economic evaluation parameters including cumulative cash flow and recovery rate.It is shown that the thickness of No.3 coal seam in Shanxi formation varies from 4 to 6 m with average of 5.61 m,and burial depth varies between 417.93 and 1 527.49 m.Gas contents of No.3 coal seam vary from 2.87 to 24.63 m3/t with average of 13.78 m3/t and increase with burial depth by the law of logarithmic function.Well test permeability of target coal seam is lower,which vary from 0.01×10-15 to 0.2×10-15 m2 with average of 0.06×10-15 m2 and decrease with burial depth by exponential function law.According to the coal reservoir conditions in study area,CBM production with well spacing of different burial depths well pattern was calculated on the basis of numerical simulation as well as determined the reasonable well spacing of different burial depths by synthetically considering cumulative cash flow and recovery rate.It is analyzed that well spacing in study area is 350 m×300 m for the burial depth shallower than 500 m,350 m×250 m for the burial depth between 500 m and 100 0 m and 250 m×200 m for the burial depth deeper than 1 000 m.But the actual well pattern deployment should be adjusted according to the actual geological conditions.These understandings provide a theoretical basis for the reasonable formulation of well pattern in the CBM development in this area.
Key words:Qinnan-East block;productivity simulation;economic evaluation;well spacing;optimization
煤层气井单井产能低、生产周期长，要达到经济开发要求和提高采收率，井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分，也是开发工程中的关键环节，合理的井网布置对于有效提高煤储层压降速率、解吸速率、增加解吸量，大幅度地提高煤层气井产量，降低开发成本都具有十分重要的意义[1-4]。目前对于井网优化的研究主要包括井网布置样式、方位、最佳井距的选择，国内外研究已取得了一定成果和认识[5-8]。煤层气井井网布置样式通常有:不规则井网、矩形井网、5点式井网等。井网方位的确定通常依赖于人工压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位。通常沿裂缝方向煤储层孔渗性相对较好、导流能力较强、压力传递速度较快，一般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，以实现尽可能地提高煤层气产量、降低开发投资。煤层气井的间距是产量预测和经济评估的重要参数，它决定着煤层气开发的经济效益和煤层气资源的采出率。井间距的大小取决于煤储层的性质和生产规模对经济性的影响以及对采收率的要求。我国煤储层渗透性普遍偏低，因此井间距相比国外要小。关于煤层气井的井距优化，国内外学者根据实际煤储层地质条件、数值模拟技术和经济论证等方法对煤层气井井网间距进行了分析，揭示了地质和地形条件、煤储层渗透率、储层压力、地下水动力条件和开发规模等对井网优化的控制[9-10]。在煤层气开发井网优化中需要考虑地质因素、经济效益和开发工程因素，并通过数值模拟方法来实现[11,14]。目前在煤层气井的井网设计中主要按照单井合理控制储量法和经济极限井距法等方法来确定煤层气井网间距[11-12]，如BAKER M A通过建立数值模型和理论模型，对比了煤层气储层不同井网设计的最优化井距[13]。XU B分析了各向异性煤层的水力压裂和压力传递特性，建立了井距优化模型，为煤层气井井网布置奠提供了理论依据[14]。目前关于煤层气开发井网优化研究国内外还没有形成统一的方法和标准，其实际应用及其效果受到限制[15-19]。因此笔者针对山西沁南东区块煤储层条件实际，在对煤储层特征分析的基础上，根据研究区实际情况建立地质模型、设计井网方案;通过数值模拟方法计算不同井网方案下的生产动态，并进行开发指标的优化对比，对设计的不同井网方案进行经济评价，形成了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网间距的优化方法，为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供理论依据。
沁南东区块位于沁水盆地的中东部，行政区划隶属于长治市、长治县、长子县和安泽县等区管辖，区块面积1 614 km2，区内地势复杂，多为丘陵和山地。研究区内钻遇地层自上而下有:新生界第四系(Q)、新近系(N)、中生界三叠系(T)、上古生界二叠系石千峰组(P2sh)、上石盒子组(P2s)、下石盒子组(P1x)和山西组(P1s)、石炭系太原组(C3t)和中统本溪组(C2b)以及下古生界奥陶系峰峰组(O2f)[20]。研究区地层走向为近南北或北北东向，整体为向西倾的单斜构造，其中发育次级褶皱和断层构造，断层以NE向正断层为主(图1)。
图1 研究区3号煤层底板标高等值线
Fig.1 Elevation contour of No.3 coal seam floor in study area
本区的主要含煤层地层为二叠系下统山西组3号煤层和石炭系上统太原组15号煤层，其中山西组3号煤层位于山西组的下部，为中厚—厚煤层，煤层厚度一般为4～6 m，平均5.61 m，为本区主要目标层。3号煤层煤变质程度较高，煤岩镜质组最大反射率
为1.97%～2.71%，平均2.36%，煤种为贫煤—无烟煤。宏观煤岩类型主要为半亮煤，部分为半暗煤，煤体结构主要为原生-碎裂结构，煤层结构简单，含夹矸0～1层，形成于三角洲平原泥炭沼泽相沉积环境。煤层埋藏深度总体上呈现东浅、西深的变化趋势，埋藏深度在417.93～1 527.49 m(图2)。
图2 研究区3号煤层含气量和埋藏深度分布
Fig.2 Distribution of gas content and burial depth of No.3 coal seam in the study area
煤对甲烷气的吸附服从Langmuir方程。方程中Langmuir体积VL为衡量煤岩吸附能力的量度，其值反映了煤的最大吸附能力。Langmuir压力PL为影响吸附等温线形态的参数，是指吸附量达到1/2 Langmuir体积时所对应的压力值。该指标反映煤层气解吸的难易程度，Langmuir压力值越高，煤层中吸附态气体脱附就越容易，开发越有利。
通过对研究区3号煤层72个等温吸附实验资料统计分析，Langmuir体积(VL)空气干燥基为18.15～34.75 m3/t，平均29.36 m3/t;Langmuir压力(PL)为1.47～2.71 MPa，平均2.03 MPa。由于煤岩煤质、煤孔隙率及孔隙结构、变质程度、储层压力和温度在平面上的变化，导致同一煤层，在平面上，煤吸附能力存在一定的差异[20]。
研究区3号煤层含气量2.87～24.63 m3/t，平均为13.78 m3/t，含气量相对沁水盆地南部偏低，且随着煤层埋藏深度的增加，煤层含气量按对数函数规律增高，如图2，3(a)所示。
图3 煤层含气量和煤储层渗透性与埋藏深度关系
Fig.3 Relationship between gas content of coal seam，permeability of coal reservoir and its burial depth
根据实测含气量和等温吸附实验结果，研究区3号煤层含气饱和度为12.34%～100%，平均为67.58%，除局部含气饱和度呈饱和状态外，整体呈欠饱和状态。
山西组3号煤层渗透率较低，试井测试的15口井煤储层渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2，平均为0.06×10-15 m2。根据研究区煤储层试井测试资料统计表明，煤储层渗透性随着埋藏深度的增加而呈负指数函数规律降低(图3(b)):
K=1.199 9e-0.005 2D
(1)
式中，D为煤层埋藏深度，m;统计数N为15;相关系数R为0.69。
根据煤储层埋藏深度，本区煤储层试井渗透率分布具如下特征:
(1)在600 m以浅，最小水平主应力小于12 MPa，现今地应力较低，煤储层渗透性相对较好，煤储层试井渗透率一般大于0.25×10-15 m2;
(2)煤层埋深在600～1 000 m，煤储层最小水平主应力为12～20 MPa，现今地应力增高，煤储层渗透性变差。煤储层试井渗透率一般为0.05×10-15～0.25×10-15m2;
(3)煤层埋深在1 000 m以深，煤储层最小水平主应力大于20 MPa，煤储层试井渗透率一般小于0.05×10-15 m2。
笔者采用ECLIPSE数值模拟软件的COALBED模块，计算模型采用修正后的Warren & Root双重介质模型[21]，模拟预测不同井网型式和井排距的开发效果，通过开发技术指标对井网形式、井排距依次进行优化研究，确定合理的井网间距[1]。
根据沁南东区块煤储层地质条件，建立地质模型如图4所示，其中X方向75个网格，Y方向75个网格，压裂裂缝半长80～100 m，以网格表征压裂裂缝(增加其渗透率)，采用矩形井网，沿最大主应力方向井距适当加大。需要重点说明:在数值模拟中，利用等效导流能力的方法模拟压裂裂缝。所谓“等效导流能力”是指适当地扩大缝宽而同时等比例缩小裂缝渗透率，保持裂缝导流能力即缝宽与缝中渗透率乘积不变的做法处理压裂裂缝。
图4 模拟计算地质模型
Fig.4 Geological model of simulation calculation
由于研究区不同埋深地区的原始含气量、等温吸附特征、地应力、渗透率、煤层气产能差别较大，对开发井网间距的要求也不同。
根据煤层埋藏深度划分为3个区(500 m以浅区域、500～1 000 m区域和1 000 m以深区域)，分别进行合理井距的模拟计算，计算方案参照目前沁水盆地南部煤层气开发井网布置情况，采用200～400 m不同间距进行模拟。
考虑煤层埋深浅，渗透率高，含气量低的特点，适当扩大井距可以提高单井控制储量和累积产气量。因此在煤层埋藏深度500 m以浅和500 m以深区域，分别设计了300 m×300 m和250 m×250 m井网方案，具体设计参数及计算方案见表1。
表1 不同埋深区主要参数及井网间距方案设计
Table 1 Conceptual design of main parameters and well spacing for different buried areas
注:渗透率为水力压裂后渗透率。
主要的参数包括地质参数(表1)和煤岩及流体参数(表2)、等温吸附曲线(图5)和气-水相对渗透率曲线(图6)。
生产制度的设置:主要是参考本区已有生产井的排采制度和生产管理经验，模拟中采用定产水进行生产，初期单井产水量设定为2～3 m3/d。
表2 煤岩和流体参数取值
Table 2 Values of coal and fluid parameters
图5 不同深度煤储层等温吸附曲线对比
Fig.5 Comparison diagram of isothermal adsorption curves of coal reservoirs at different depths
图6 实验室实测气、水相对渗透率曲线
Fig.6 Relative permeability curve of gas and water measured in laboratory
(1)500 m以浅区域。在500 m以浅区域主要地质特征是渗透率高、含气量低(12 m3/t)、储量丰度低，井距优化时应以单井控制较大的储量、最终采出更多的气量为目的，建议井距适当放大。由图7和8(a)可以看出，由于含气量低，因此单井的产量较低，最高日产气在1 200～1 300 m3/d。随着井距的增大，累积产气量增大，采出程度降低，当井距从350 m×300 m增加到400 m×350 m时，累积产气量由494万m3增加到547万m3，仅增加了11%，但采出程度从50%降到40%，降幅达20%左右，因此整体考虑累积产气量及最初采出程度，确定350 m×300 m的井距为合理井距。
图7 在500 m以浅不同井距产气量变化曲线
Fig.7 Variation curve of gas production for different well spacing in the burial depth shallower than 500 m
图8 不同埋深、不同井距累计产气量及采出程度
Fig.8 Accumulative gas production and recovery degree for different well spacing and different burialdepth
图9 在500～1 000 m深度下日产气变化曲线
Fig.9 Variation curves of gas production for different well spacing in the burial depth between 500 and 1 000 m
(2)500～1 000 m区域。由图9和8(b)可以看出，在500～1 000 m埋深条件下含气量有所增加，达到15 m3/t，但渗透率有所降低，单井产气量有所增加，单井初期日产气量可达1 400～1 500 m3/d。采用与前面相同的分析方法，综合考虑产气情况及采出程度，确定300 m×250 m的井距比较合理，该井距条件下单井初期日产气较高、20 a累计产气量较高、期末采出程度可达到50%以上。
(3)1 000 m以深区域。在1 000 m以深区域渗透率低、含气量高、煤层气储量丰度高、压裂裂缝易闭合，因此井距优化时应以提高初期产气量和最终的采出程度为主要目的，建议井距适当缩小。如图10和8(c)所示，由于含气量高，单井初期日产气量可达1 700～1 900 m3/d，且井距越小，初期产气量越高。综合考虑产气及采出程度(初期产量高、期末采出程度50%以上)，1 000 m以深区域合理井距应在250 m×250 m左右。
由上可以看出，煤层埋深浅，渗透率高，含气量低，单井产量低，但采收率高;煤层埋深大，渗透率低，含气量高，单井产量高，但采收率低。因此，建议埋深浅的区域适当扩大井距以提高单井控制储量和累积产气量，而埋深大的区域可适当缩小井距提高初期产气量和最终采出率。模拟结果表明，随着井距的增大，最终采收率降低，为了达到较好的开发效果可以选用较小的井距，但是缩小井距、增大井网密度又加大了投资，降低了收益，因此有必要结合经济评价的结果进一步优化井距。
本次计算选取1 km2面积作为计算单元，根据不同井距计算单元内井数和产量，对500 m以浅、500～1 000 m,1 000 m以深3种情况分别进行现金流分析。现金流是项目从方案设计开始到项目结束的整个期间各年现金流入量与流出量的总称，在长期投资策略中应以现金流出作为项目的支出，以净现金流量作为项目的净收益，并在此基础上评价投资项目的经济效益。
图10 在1 000 m以深不同井距日产气变化曲线
Fig.10 Variation curves of gas production for different well spacing in the burial depth deeper than 1 000 m
通过现场实际的产气过程，确定研究区不同井深的单井投资如下:500 m以浅:200万/井;500-1 000 m:220万/井;1 000 m以深:240万/井。该区主要的经济评价参数见表3，据此可计算不同深度下、不同井网间距条件下的净现金流，评价其经济性。
表3 主要经济评价参数
Table 3 Main economic evaluation parameters
(1)在500 m以浅区域:图11(a)为500 m以浅区域不同井距下的采收率及税后累积现金计算结果，可以看出，随着井距增加，期末采收率下降，而累积现金流呈现先上升后下降的趋势，主要原因是小井距时，投资大，经济效果差;而井距过大时，区块累计产气量量低，销售收入低，经济性也差。综合考虑采收率和经济性，确定350 m×300 m的井距为合理井距，此时累积现金流最大，采收率也可达到50%以上。
图11 在不同深度不同井距下采收率及税后累积现金流
Fig.11 Recovery ratio of different well spacing，depth and its cumulative cash flow after tax
(2)在埋深500～1 000 m区域:结果如图11(b)所示，与前面分析一样，300 m×250 m的井距累积现金流最大，采出率50%以上，可作为合理的井距。
(3)在1 000 m以深区域:结果如图11(c)所示，与前面分析一样，综合考虑累积现金流和采收率，250 m×250 m的井距可作为合理的井距。
由于该区煤层气勘探开发起步较晚，目前还没有进入开发后期，沁水盆地南部樊庄区块3号煤层连续排采时间最长，约10 a，也还没有实测采收率数据。目前沁水盆地南部和国外煤层气田开发所采用的采收率情况大体是:美国已投入开发的煤层气盆地，煤层气开发采收率均在50%以上，为50%～80%;目前沁水盆地南部煤层气开发采收率均采用50%进行可采储量计算。
本次模拟计算,考虑到研究区煤变质程度较高，与国外和沁水盆地南部相比煤储层渗透率也偏低，煤层气的可解吸率偏低。模拟结果表明:在500 m以浅不同井距下采收率为40.36%～63.42%，平均52.17%;在500～1 000 m深度下不同井距下采收率为35.80%～57.80%，平均47.94%;在1 000 m以深不同井距下采收率为29.60%～54.50%，平均43.20%，数值模拟计算结果获得的不同深度、不同间距下的采收率与沁水盆地南部和国外煤层气田开发所采用的采收率情况大体相一致。
目前研究区各类煤层气生产井为103口，平均日产气量410 m3/d，最高日产气量2 500 m3/d，不同埋藏深度、不同井间距煤层气井排采效果存在一定的差异性，不同井距数值模拟结果与实际生产情况基本相吻合。
总之，较小的井距在投产中前期有较高的采出程度，但由于储量控制较小而难以维持稳定的产量，从而制约了其最终的采收率，而且部署井数多，投资较大，经济效益较差;大井距由于受到压裂规模的限制，不能形成连片的压降区域而影响前期产气量，虽然后期具有较大的产气能力，但由于受到煤层气井的排采年限的限制，最终影响其采收率。
(1)沁南东区块山西组3号煤层，煤层厚度一般为4～6 m，平均5.61 m，煤层结构简单，煤层埋藏深度在417.93～1 527.49 m，总体上呈现东浅、西深的变化趋势。煤层含气量2.87～24.63 m3/t，平均为13.78 m3/t，含气量相对沁水盆地南部偏低，且随着煤层埋藏深度的增加，煤层含气量按对数函数规律增高。煤层渗透率较低，试井渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2，平均为0.06×10-15 m2，且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低。
(2)根据研究区煤储层实际地质情况，对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算，并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数，确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距，500 m以浅的区域为350×300 m，在500～1 000 m的区域为300 m×250 m，在1 000 m以深的区域为250 m×250 m，实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整。
(3)本区500 m以浅区域含气量低、资源丰度小、渗透性较好，布井时应优选相对高含气区，并适当扩大井距，以使单井控制更多的地质储量、采出更多的气量;而对于煤层埋深大、含气量高、储量丰度大、渗透性差的区域，建议缩小井距，同时增大储层改造程度，以提高单井初期产量及最终采收率。
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