延川南煤層氣開發試驗區井網部署與優化研究

程偉

(中石化華東分公司勘探開發研究院實驗中心，江蘇 225607)

延川南煤層氣開發試驗區井網部署與優化研究

程偉

(中石化華東分公司勘探開發研究院實驗中心，江蘇 225607)

煤層氣井網優化是煤層氣開發的重要環節，井網部署的合理與否，不僅關系到單井產量的大小，而且直接影響到煤層氣試驗區開發效果的成敗。本文對井網部署原則以及優化方法進行了探討，給出了井距優選的多種方法，并把這些方法應用于鄂爾多斯盆地延川南煤層氣試驗區的開發井網優化，為該區的煤層氣開發方案設計提供了合理依據。

煤層氣 井網優化 部署原則 井距優選 方案設計

［HJ］Abstract:Optimization of CBM well pattern is an important link in CBM development．Whether the arrangement is rational or not it is not only related to the scale of a single well production，but also it affects directly the success of development in the CBM experimental zone．The paper deals with the principles of well pattern arrangement and the optimization methods．It proposes a multiple of methods for selection of well spacing．These methods have been applied to optimization of development well pattern in Yanchuan south CBM Experimental Zone in Ordos Basin．It provides rational criterion for design proposal for development of CBM in this zone．

Keywords:CBM;well pattern optimization;principles for arrangement of wells;selection of well-spacing;design proposal

1 前言

煤層氣井網的部署與常規天然氣井網有許多共性，但由于兩者賦存機制的差異，又有不少差別。科學、合理、經濟、有效的井網部署應以提高煤層氣動用儲量、采收率、采氣速度、穩產年限和經濟效益為目標。煤層氣開發的井網部署應考慮三個方面的因素:地質因素、經濟效益、開發要素。煤層氣開發井網優化要素通常包括:井網樣式(井間平面幾何形態)、井網方位和井網密度等。井網密度大小是井網優化過程中需要反復論證的，其方法也有多種。根據國內煤層氣開發的實際情況，并借鑒常規油氣井網優化的一些算法，本文選取了適宜煤層氣井網優化的一些方法:合理控制儲量法、經濟極限井距法、模擬法、規定產能法等。

2 延川南煤層氣試驗區井網部署依據

延川南區塊部署了A井和B井兩口參數井，根據探井的鉆探情況以及二維地震資料處理顯示，井區區域構造相對簡單，遠離已知大斷層，主力煤層厚度較大，分布穩定，埋深小于1000m，上下頂底板封蓋能力較好，有條件進一步擴大評價。另外，通過單井試采評價，A井a號煤層和B井b號煤層實際解析壓力值高，解析壓力分別為3.95MPa和2.19MPa，臨儲比壓力值高，是非常有利的煤層氣開發條件。其中，A井單井最高日產氣量已達到2600m3/d，并且排采空間大，有比較好的開發前景。

3 井網樣式的確定

合理的井網布置樣式，可以大幅度地提高煤層氣井產量，降低開發成本。煤層氣井井網布置樣式通常有:不規則、矩形井網、五點式(菱形)井網等。

矩形井網:要求沿主滲透和垂直于主滲透兩個方向垂直布井，且相鄰的四口井呈一矩形。矩形井網規整性好，布置方便，多適用于煤層滲透性在不同方向差別不大的地區;矩形井網布井的主要缺陷表現在相鄰4口井的中心位置，壓力降低的速度慢、幅度小，導致排水采氣的效率低，可能造成該區域的煤層氣資源無法采出。正方形井網屬于矩形井網的一種特殊形式。

圖1 A井微震點分布及方位似合圖

五點式(菱形)井網:該井網類型要求沿主滲透方向和垂直于主滲透兩個方向垂直布井，在四口井中心的位置，加密一口煤層氣開發井，使相鄰的四口井呈一菱形，主要是針對矩形井網的一種補充或者完善形式。該布井形式的最大優點是在煤層氣開發排水降壓時，在井與井之間的壓力降低比較均勻，可以達到開發區域同時降壓的目的。

綜合考慮，延川南井組評價試驗方案井網樣式采用五點式(菱形)井網。

圖2 B井微震點分布及方位似合圖

4 井網方位的選擇

井網方位的確定通常根據壓裂裂縫方位和主導天然裂隙方位將矩形井網的長邊方向與天然裂隙主導方向平行或與人工壓裂裂縫方向平行。

煤層中的天然裂隙是影響煤層滲透性的重要因素，因此煤中裂隙的主要延伸方向往往是滲透性較好的方向;人工壓裂裂縫可以改善天然裂縫，使其更好的溝通，壓裂裂縫主導方位多沿垂直于現今最小主應力方向延伸。因此，布井要求沿煤層主滲透方向井間距適當加大，將矩形井網的長邊方向與天然裂隙主導方向平行或與人工壓裂裂縫方向平行。

根據壓裂裂縫監測情況顯示，A井和B井人工壓裂裂縫延展方向分別為北東向104°和北東向114°。見圖1、2，井網部署方位可適當偏離地層最大主應力方向0～10°，可適當擴大壓降范圍。綜合考慮，延川南井區部署井網方位確定為北東向110°，五點式(菱形)井網的長軸方向沿北東向110°進行布線、布井。

5 井網密度的優化

通過以下幾種方法優化井組井網密度:

(1)單井合理控制儲量法

開發井距的確定應當考慮單井的合理控制儲量，使高豐度區單井控制儲量不會過大，而低豐度區單井控制儲量應大于經濟極限儲量。在此基礎上根據資源豐度，進一步求取井距或井網密度。

式中:Gg——單井控制地質儲量，m3;

q——穩產期內單井平均產能，m3/d;

t——氣藏穩產年限，年;

N——穩產期末可采儲量采出程度;

Er——氣藏采收率;

d——每年產氣天數，一般取330天。

每年產氣天數取330天，初步設計的氣藏單井服務期15年，穩產期為5年，穩產期內單井平均日產量為2000m3/d，假設穩產期末可采儲量采出程度65%，氣藏采收率50%，單井控制地質儲量0.102×108m3，儲量豐度1.31m3/km2，可求得單井泄氣面積0.078km2，以正方形井網進行開發部署，則井距為279m×279m。

(2)規定單井產能法

設一個氣藏地質儲量，規定了一定的產能，則可以求得單位面積上的井數:

式中:G——氣藏地質儲量，m3;

A——含氣面積，km2;

V——平均年采氣速度，%;

q——單井平均產能，m3/d;

η——氣井綜合利用率;

n——氣藏開發所需要的井數。

氣藏地質儲量1.198×108m3，含氣面積為172km2，采氣速度為3%，平均單井產能為2000m3/d，氣井綜合利用率95%，則氣藏開發所需要的井數共為986口，單位含氣面積上的井數為5.7口井/km2，單井控制面積為0.175km2，正方型井網井距為418m×418m。

(3)經濟極限井距

①單井經濟極限控制儲量

一口煤層氣井從鉆井到廢棄時支出的總費用包括:鉆井、儲層改造、地面建設、采氣成本等方面。要想取得經濟效益，其總費用應該大于銷售收入，這要求具備足夠的儲量，即單井控制經濟極限儲量，它是選擇合理井距的一個重要經濟指標。

式中:Gg——單井控制經濟極限儲量，m3;

C——單井鉆井和氣建合計成本(包括鉆井、儲層改造、地面建設系統工程投資分攤)，元/井;

P——單井年平均采氣操作費用，元/年·井;

T——開采年限，年;

Ag——煤層氣售價，元/m3。

Er——氣藏采收率。

②經濟極限井距

由于經濟極限井距的大小同時受資源豐度的影響很大，在不考慮井網密度對于采收率的影響時，根據單井控制經濟極限儲量，可以算出經濟極限井距。經濟極限井距如下式:

式中:D——經濟極限井距，m;

Gg——單井控制經濟極限儲量，m3;

F——資源豐度，108m3/km2。

假設單井鉆井和氣建合計成本采用200萬元/井，單井年平均采氣操作費用20萬元/年·井，開采年限15年，煤層氣售價1.3元/m3，煤層氣采收率50%。則單井控制經濟極限儲量為0.077×108m3，在資源豐度為1.3×108m3/km2，則單井經濟極限控制儲量面積0.059km2，相應的經濟極限井距為243m×243m。

(4)經濟極限－合理井網密度法

當資金投入與產出效益相同時，即氣田開發總利潤為0時，對應的井網密度計為經濟極限井網密度:

式中:SPACmin——經濟極限單位含氣面積上的井數;

a——商品率;

A——含氣面積，km2;

G——探明地質儲量，億m3;

Ag——煤層氣售價，元/m3;

C——單井鉆井和氣建總投資，萬元/井(包括鉆井、儲層改造、地面建設系統工程等分攤投資);

Er——煤層氣采收率;

T——評價年限，年;

P——平均采氣操作費用，元/m3;

R——貸款利率;

A——商品率;

Ta——稅收率。

如果選用合理利潤LR=0.15Ag·Er，考慮資金與效益產出因素，當經濟效益最大時的井網密度為氣田的最佳經濟井網密度:

氣田的實際井網密度應在最佳井網有與極限井網密度之間，并盡量靠近最佳井網密度，可采用加三差分法:

根據目前的情況，估算單井鉆井和氣建總投資為200萬元/井，平均采氣操作費用為0.34元/m3，稅收率為0.13，商品率為0.95，貸款利率為7.11%，評價年限期10年，煤層氣售價1.28元/m3，煤層氣采收率50%，含氣面積130km2，探明地質儲量1.33×106億m3，計算得到經濟極限井網密度SPACmin為9口井/km2;如果選用合理利潤為0.096，最佳經濟井網密度SPACa為6口井/km2。則氣田合理井網密度為6～9口井/km2，相應的井距為330m×330m～399m×399m。

(5)數值模擬法

油藏數值模擬的基本原理是根據煤層氣賦存特征，以及生產排采過程中的滲流特征，建立合理的地質模型以及數學模型，在綜合地質研究以及儲層評價的基礎上，利用先進的儲層數值模擬軟件，模擬多種不同井網的煤層氣產能動態，研究井距對于長期產期的影響。并根據模擬結果，綜合對比多個指標，如單井累積產量、單井服務年限、高峰期、采收率等，在此基礎上進行井距優選。

利用煤層氣數值模擬軟件SIMEDWin對和順區塊進行模擬，分別對240m×240m、250m×250m、280m×280m、300m×300m、350m×350m五種井距進行模擬，數值模擬結果:若井距增加，產量高峰值推遲，但穩定期延長;如果采用超過280m×280m劃分網格，產量達到高峰值的時間會超過3年;小于250m×250m劃分網格時，產量高峰值雖然與采用250m×250m劃分網格的產量最高值相當，但穩產時間明顯比采用250m×250m劃分網格時的穩產時間短。而且，相同滲透率條件下，井距越小，出現干擾時間越早。綜合考慮，250m井距較為適中，穩產時間和產量高峰期均達到較好效果(表1)。

表1 不同井距、相同滲透率條件下進行模擬結果表

5 結論

(1)井網部署需要考慮的要素:地質基礎、經濟效益、開發要素。

(2)目前適用于煤層氣井往優化的方法有單井合理控制儲量法、經濟極限井距、規定單井產能法、經濟極限－合理井網密度法、數值模擬法。

(3)綜合以上各種方法，延川南區塊煤層氣井組評價試驗方案開發井網系統采用菱形井網，井網方位確定為N110°E方向，沿此方向進行布線、布井，井網井距選擇300m×250m。

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Study on Well Pattern Arrangement and Optimization in CBM Experimental and Testing Zone in Yanchuan South

Cheng Wei
(Exploration Development＆Research Institute Test Center of SINOPEC East China Subsidiary Company，Jiangsu 225607)［HJ*4］

程偉，助理工程師，現工作于中石化華東分公司勘探開發研究院實驗中心，主要從事煤層氣、頁巖氣的實驗研究。

(責任編輯 韓甲業)