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    沁端區(qū)塊煤層氣開發(fā)方案研究

    2015-12-13 02:35:52譚永勝何日升陳羽羽
    非常規(guī)油氣 2015年4期
    關(guān)鍵詞:井網(wǎng)密度井距井網(wǎng)

    李 朋,魯 杰,張 磊,譚永勝,何日升,陳羽羽

    (1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院,四川成都 610059;2.中國石油西南油氣田分公司,四川成都 610051;3.長江大學(xué)石油工程學(xué)院,湖北武漢 430100)

    1 區(qū)塊概況

    沁端區(qū)塊位于沁水盆地南部,區(qū)內(nèi)由老到新依次發(fā)育奧陶系、石炭系、二疊系、三疊系和第四系。研究區(qū)構(gòu)造簡單 (圖1),構(gòu)造形態(tài)總體為走向北北東、傾向北西西的單斜構(gòu)造,在此基礎(chǔ)上發(fā)育了一系列近南北向—北北東向的寬緩褶曲,地層傾角一般不超過15°,個別部位受構(gòu)造影響地層傾角變化大;斷層不發(fā)育,規(guī)模較大的僅有一條F1正斷層,該斷層地表露頭斷面清楚,斷層寬約3m,產(chǎn)狀為300°∠45゜,斷距約為100m。

    圖1 沁端區(qū)塊構(gòu)造綱要圖Fig.1 Structural outline of Qinduan Block

    2 煤層地質(zhì)特征

    沁端區(qū)塊內(nèi)主要含煤地層為上石炭統(tǒng)太原組(C3t)和下二疊統(tǒng)山西組 (P1s),煤系地層平均總厚度為163.02m。共含煤17層/14.67m,含煤系數(shù)為9.1%。其中主要可采煤層為3號和15號,總厚度為10.70m,埋深均在1000m以內(nèi)。該區(qū)塊含氣面積約為31.3km2,含氣量約為74.5×108m3。

    2.1 3號煤層

    3號煤層位于山西組下部,上距K9砂巖30m,下距K7砂巖8m,厚6.05~6.6m,平均為6.24m。3號煤層干燥無灰基氣含量多為 9.0~21.3m3/t;干燥無灰基的最大吸附容量 (蘭氏體積)為30.39~47.16m3/t,平均為36.98m3/t;蘭氏壓力為1.9~2.49MPa,平均為2.19MPa。3號煤層真密度為1.5~1.58t/m3,視密度為 1.42~1.5t/m3,由煤的真密度和視密度可得3號煤層孔隙度為3.95%~5.96%,平均為5.02%,實測滲透率為0.97~2.07mD,平均為1.47mD。

    2.2 15號煤層

    15號煤層位于太原組一段頂部,直接下伏于K2灰?guī)r之下,上距3號煤層85~96m,下距K1砂巖9m。煤層厚為3.8~4.5m,平均為4.14m。15號煤層干燥無灰基氣含量一般為10.8~22.5m3/t,總體上15號煤層氣含量高于3號煤層。15號煤干燥無灰基的最大吸附容量 (蘭氏體積)為35.4~46.88m3/t,平均為38.82m3/t;蘭氏壓力為0.88~2.73MPa,平均為2.18MPa,15號煤層真密度為1.48~1.57t/m3,視密度為 1.4~1.49t/m3,由真密度和視密度可得15號煤層孔隙度為 5.1%~5.92%,平均為5.35%,滲透率略低于3號煤層,為0.68~1.76mD,平均為1.165mD。

    3 煤層資源豐度研究

    用體積法計算煤層氣地質(zhì)資源量 (儲量)。

    式中 Gi——某斷塊煤層氣地質(zhì)資源量 (儲量),m3;

    A——煤層氣含氣面積,m2;

    h——煤層平均厚度,m;

    Dad——煤的空氣干燥基密度 (煤的容重),t/m3;

    Cad——煤的空氣干燥基含氣量,m3/t。

    資源豐度計算公式:

    式中 Ω——資源豐度,m3/km2。

    通過對研究區(qū)3號和15號煤層共計24塊巖心的測試,其煤的空氣干燥基密度Dad和煤的空氣干燥基含氣量Cad的統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表1。

    表1 樣品測試數(shù)據(jù)表Table 1 Sample test data

    3.1 3號煤層

    3.1.1 煤的空氣干燥基密度

    由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值,可得空氣干燥基密度Dad=1.45t/m3。

    3.1.2 煤的空氣干燥基含氣量

    由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值,可得空氣干燥基含氣量Cad=15.108m3/t。

    3.1.3 地質(zhì)資源量

    3號煤層的平均厚度為6.24 m,則其地質(zhì)資源量為 31.3×106×6.24×1.45×15.108=42.8×108m3。

    3.1.4 資源豐度

    3號煤層資源豐度Ω3為1.37×108m3/km2。

    3.2 15號煤層

    3.2.1 煤的空氣干燥基密度

    由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值,可得空氣干燥基密度Dad=1.445t/m3。

    3.2.2 煤的空氣干燥基含氣量

    由表1的多組測試數(shù)據(jù)求取平均值,可得空氣干燥基含氣量Cad=16.925m3/t。

    3.2.3 地質(zhì)資源量

    15號煤層的平均厚度為4.14m,則其地質(zhì)資源量為 31.3×106×4.14×1.445×16.925=31.7×108m3。

    3.2.4 資源豐度

    15號煤層資源豐度Ω15為1.01×108m3/km2。

    4 開發(fā)方案部署

    煤層氣開發(fā)方案研究主要包括開發(fā)層系的劃分、開發(fā)方案的確定 (包括井型選擇、井網(wǎng)優(yōu)選、井距確定)、開發(fā)方案的優(yōu)選等幾個方面。

    4.1 開發(fā)層系劃分

    研究區(qū)3號和15號煤層共計24塊巖心的氣體組分分析結(jié)果顯示,煤層甲烷 (CH4)濃度較高,另含少量二氧化碳 (CO2)和氮氣 (N2)。3號煤層甲烷濃度為79.42%~95.62%,平均為88.75%;15號煤層甲烷濃度為 81.58%~98.48%,平均為90.28%。結(jié)論為,3號煤層和15號煤層甲烷濃度含量相當(dāng) (表2)。

    表2 煤層巖心樣品氣體組分分析結(jié)果表Table 2 Results of coalbed core sample gas composition analysis

    續(xù)表

    從產(chǎn)水特征來看,生產(chǎn)初期煤層產(chǎn)出水型以NaCl為主,平均礦化度為4000mg/L。生產(chǎn)20~40天后產(chǎn)出水接近地層水,水型以NaHCO3型為主,平均礦化度為1200mg/L,pH值為8,兩主力煤層產(chǎn)水類型及礦化度基本一致。

    對3號煤層和15號煤層開發(fā)層系劃分相關(guān)參數(shù)進行統(tǒng)計對比 (表3),為開發(fā)層系的劃分提供依據(jù)[1-5]。

    表3 開發(fā)層系劃分參數(shù)表Tabel 3 Parameters for development horizons division

    從表3中可見,兩主力煤層物性、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)一致,均具有一定規(guī)模的地質(zhì)資源量和生產(chǎn)能力,因此可以劃為一套開發(fā)層系。

    4.2 開發(fā)方案確定

    4.2.1 井型選擇

    開采井型的選擇與采收率的提高有著密切的關(guān)系,對沁端區(qū)塊3號和15號煤層相關(guān)儲層參數(shù)進行統(tǒng)計 (表4)并分析,為有利開采井型的選擇提供依據(jù)。

    表4 沁端區(qū)塊煤層氣藏水平井適應(yīng)性條件統(tǒng)計表Table 4 Statistics of horizontal well applicability conditions of CBM reservoir in Qinduan Block

    從3號和15號煤層信息統(tǒng)計及水平井適應(yīng)條件的對比可知,兩煤層符合水平井開采條件,適合用水平井對該區(qū)塊煤層進行開采。

    4.2.2 井網(wǎng)優(yōu)選

    煤層氣地面開發(fā)的一個關(guān)鍵環(huán)節(jié)是優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)[1-4],不同開發(fā)井網(wǎng)的選擇對煤層氣儲層保護、裂縫溝通以及采收率的提高等有著重要的影響作用 (表5)。

    表5 煤層氣常見布井方式的依據(jù)及特點表Table 5 Basis and characteristics of commonly used CBM well spacing methods

    沁端區(qū)塊3號和15號煤層總體屬于地質(zhì)構(gòu)造簡單及儲層均質(zhì)性較好,構(gòu)造對煤層的影響相對較小,該區(qū)塊儲層的特點與五點布井法依據(jù)相吻合,因此3號煤層和15號煤層均可采用五點布井法對該區(qū)塊進行開采。

    4.2.3 井距確定

    4.2.3.1 井距計算相關(guān)參數(shù)

    (1)水平井總成本與水平段長度的關(guān)系。

    根據(jù)前人研究[5],水平井水平段鉆井成本與水平井水平段長度關(guān)系呈二次多項式的關(guān)系:

    式中 a、b、c——系數(shù);

    y——水平段鉆井成本,萬元;

    x——水平段長度,m。

    圖2是水平段長度與水平段鉆井成本關(guān)系,根據(jù)前人研究得出水平段鉆井成本與水平段長度資料[6-7],代入式 (6),對系數(shù) a、b、c 進行擬合,得到a=0.0003、b=0.55、c=1921.8,即:

    圖2 水平段長度與水平段鉆井成本關(guān)系圖Fig.2 Relationship between the length of horizontal section and the drilling cost of horizontal section

    (2)基本參數(shù)統(tǒng)計。

    結(jié)合沁端區(qū)塊含氣面積、地質(zhì)資源量等參數(shù),根據(jù)國內(nèi)煤層氣開發(fā)相關(guān)經(jīng)驗數(shù)據(jù)[8-11],確定沁端區(qū)塊煤層氣井距相關(guān)參數(shù) (表6)。

    表6 沁端區(qū)塊煤層氣井距計算相關(guān)參數(shù)表Table 6 Parameters related to CBM well spacing calculation of Qinduan Block

    4.2.3.2 井距計算[8-21]

    (1)經(jīng)濟極限井距。

    ①單井經(jīng)濟極限控制儲量。

    一口煤層氣井從開始鉆井到開采截止時支出的總費用數(shù)額較大,要想取得經(jīng)濟效益,其總費用應(yīng)小于銷售收入,這就需要有足夠的地質(zhì)儲量,即單井控制經(jīng)濟極限儲量。

    式中 Gg——單井控制經(jīng)濟極限儲量,m3;

    C——單井投資總費用,元;

    P——單井年平均采氣操作費用,元;

    T——開采時間,a;

    Ag——煤層氣售價,元/m3;

    Er——煤層氣采收率。

    ②經(jīng)濟極限井距的確定。

    經(jīng)濟極限井距與資源豐度有較大的聯(lián)系,在不考慮井網(wǎng)密度對采收率影響的情況下由單井控制經(jīng)濟極限儲量可算出經(jīng)濟極限井距。

    式中 d——經(jīng)濟極限井距,m;

    Ω——資源豐度,108m3/km2。

    (2)規(guī)定單井產(chǎn)能法。

    有一定地質(zhì)儲量的氣藏,如果給定了產(chǎn)能,則可以求得單位面積上的井?dāng)?shù)。

    式中 n——井?dāng)?shù);

    G——氣藏地質(zhì)資源量,108m3;

    vg——平均年采氣速度;

    q——單井平均產(chǎn)能,m3/d;

    η——井綜合利用率。

    (3)經(jīng)濟極限—合理井網(wǎng)密度法。

    資金投入等于產(chǎn)出效益時,對應(yīng)的井網(wǎng)密度為經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。

    式中 SPACmin——經(jīng)濟極限單位含氣面積上的井?dāng)?shù);

    a——商品率;

    A——含氣面積,km2;

    R——貸款利率;

    Ta——稅收率。

    如果選用合理利潤LR=0.15AgEr,考慮資金與效益產(chǎn)出因素,經(jīng)濟效益最大時的井網(wǎng)密度為氣田的最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度為:

    式中 SPACa——氣田的最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度。

    氣田的實際井網(wǎng)密度應(yīng)在最佳井網(wǎng)密度與極限井網(wǎng)密度之間,并盡量靠近最佳井網(wǎng)密度,可采用加三差分法SPAC。

    計算得到的井距結(jié)果見表7。

    表7 井距計算結(jié)果表Table 7 Well spacing calculation results

    通過開發(fā)層系劃分,優(yōu)選的開采井型、井網(wǎng)及井距的分析,設(shè)計出4種開發(fā)方案 (表8)。

    表8 開發(fā)方案設(shè)計結(jié)果表Table 8 Design results of development schemes

    4.3 開發(fā)方案的優(yōu)選

    通過數(shù)值模擬對設(shè)計的4種開發(fā)方案進行井網(wǎng)部署,對各個方案的累計產(chǎn)氣量進行預(yù)測。

    4.3.1 井網(wǎng)部署

    通過數(shù)值模擬,CBM1、CBM2、CBM3和CBM4開發(fā)方案的井網(wǎng)部署見圖3。

    圖3 4種開發(fā)方案的井網(wǎng)部署圖井型是兩種水平井和直井;圖中顏色代表生產(chǎn)15年后含氣飽和度分布情況Fig.3 Well pattern deployment of four development schemes

    4.3.2 累計產(chǎn)氣量預(yù)測

    通過數(shù)值模擬,4種開發(fā)方案的最終累計產(chǎn)氣量分別為 20.87×108m3、17.23×108m3、31.7×108m3、15.5×108m3,其采收率分別為 28.01%、23.13%、42.25%、20.8%,各方案的模擬結(jié)果見圖4。

    圖4 4個方案的累計產(chǎn)氣量預(yù)測圖Fig.4 Forecast of total gas production by four schemes

    4.3.3 經(jīng)濟評價

    煤層氣的開發(fā)支出費用主要是鉆井成本,根據(jù)各方案預(yù)測總產(chǎn)量所得的市場利潤,以及開發(fā)過程所布水平井和直井支出費用,得到沁端區(qū)塊煤氣層各開發(fā)方案利潤預(yù)測數(shù)據(jù) (表9)。

    沁端區(qū)塊煤層氣水平井開發(fā)所需費用較大,方案CBM1和CBM2水平井井?dāng)?shù)較多,總支出費用較大,利潤為負(fù)數(shù);方案CBM4全部布直井開采,鉆完井總支出費用較少,但直井的低采收率使開發(fā)所得利潤較少。方案CBM3采用適量的水平井和直井搭配進行開采,總支出較少且采收率較高,整體利潤較大。根據(jù)方案設(shè)計及采收率預(yù)測情況,優(yōu)選CBM3方案為開發(fā)方案。最終采收率為42.25%,累計產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

    表9 開發(fā)利潤預(yù)測表Tabel 9 Forecast of development profits

    5 結(jié)束語

    (1)沁端區(qū)塊主力煤層3號和15號煤層符合水平井開采條件,適合用水平井對該區(qū)塊煤層氣進行開采。

    (2)沁端區(qū)塊3號和15號煤層總體構(gòu)造簡單、儲層均質(zhì)性較好,儲層物性、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)一致,具有一定規(guī)模的地質(zhì)資源量和生產(chǎn)能力,構(gòu)造作用對煤層的影響相對較小,兩煤層可劃分為一套開發(fā)層系,采用五點布井法進行開采。

    (3)通過數(shù)值模擬可知,采用CBM3(145口直井和20口水平井兩種井型搭配)的開發(fā)方案利潤最大,為沁端區(qū)塊煤層氣的最佳開采方案,理想情況下能使該區(qū)塊煤層氣最終采收率達到42.25%,累計產(chǎn)氣量為31.7×108m3。

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