基于煤礦“先抽后建”及資源開發的煤層氣地面井位抽采部署及應用

王 晶，姚團琪，程 斌

基于煤礦“先抽后建”及資源開發的煤層氣地面井位抽采部署及應用

王 晶，姚團琪，程 斌

(中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西 西安 710077)

針對目前煤礦“先抽后建”提出的安全指標及貴州黔北礦區多煤層的資源特征，同時彌補目前地面抽采部署缺乏系統性、盲區大的問題，以貴州對江南煤礦為例，進行了煤層氣地面抽采井位部署研究。綜合該區復雜的地形條件、煤層發育特征(層數多、厚度薄、成群分布)、煤體結構及開發部署要求，優選出分段壓裂水平井為主、叢式井為輔的開發方式。沿著1、2號采掘工作面分別部署了4個水平井組和16個垂直井(叢式井)，占地7個井場。通過精細化地質模型建立、網格劃分，利用CBM-SIM數值模擬軟件模擬了20口井(井組)5 a地面抽采效果平均日氣量可達26 036.54 m3，地面抽采5 a后1、2號工作面內M78煤層氣含量降幅超過30%。模擬結果顯示，對江南煤礦的精細化井位抽采部署，有效降低了采掘工作面瓦斯含量，兼顧煤礦安全生產和煤層氣資源利用的雙重目的。該方法可為煤層氣地面抽采及煤礦井下采掘安全協同發展，提供新思路、新方法。

先抽后建；資源開發；井位部署；產能預測

隨著我國煤礦安全和環保標準不斷提高，煤層氣開發利用前景日趨廣闊。目前國家能源和安全監管部門提出了加快煤層氣地面開發和推廣煤礦“先抽后建”的理念，這使得瓦斯預抽成為煤礦開采的第一門檻。同時煤層氣作為寶貴的綠色清潔能源，在我國能源極度緊張的形勢下，其開發利用備受國家及行業的關注。煤層氣產業的發展也帶來了煤層氣開發技術的日趨成熟，煤層氣地面直井(含叢式井)[1]、水平對接井、多分支水平井[2]、分段壓裂水平井[3]等井型在市場上不斷推廣試驗，且取得了很好的效果[4]，煤層氣地面預抽已成為解決煤礦安全的重要手段之一[5-6]。然而目前煤層氣開發部署主要包括單井生產、井網抽采[7-8]、示范工程[9]等類型，這些方式受開發目的、地形特征、井型缺陷的限制，并未做到依靠地面抽采達到解決煤礦安全和資源利用的雙重目的。

貴州省對江南煤礦所在的黔北礦區屬突出危險礦區[10]，煤層發育具有“層數多、厚度薄、成群分布”的特點，主要煤層瓦斯含量大、煤層氣資源豐富[11]，該煤礦地處云貴高原西北部，溝谷縱橫、地貌比較復雜，井位部署存在困難，解決瓦斯突出成為難題，這也是“十三五”規劃的重要研究方向。依照煤礦建設之前必須進行“先抽后建”的要求，即通過地面鉆井預抽瓦斯且抽采率超過30%，這使得該區的井位部署尤為重要。為了兼顧“先抽后建”的安全指標和煤層氣資源有效利用的能源需求，筆者結合對江南煤礦的地質、地貌特征，開展對江南煤礦首采區煤層氣地面井位部署工作，并借助CBM-SIM數值模擬軟件對抽采效果進行了預測。

1 煤層氣地質概況

對江南煤礦地處貴州省大方縣南西方位，織納煤田北部，面積26.86 km2。該煤礦在構造上位于大方背斜傾伏端的NW翼、落腳河向斜SE翼，總體為單斜構造產出。構造復雜程度中等，以平行于煤層走向的斷層為主，以近垂直、斜交走向的斷層為輔。地層傾角4°~15°，較為平緩。

對江南煤礦含煤地層為二疊系上統龍潭組(P3)，含煤16~36層，其中M18、M78煤層為全區可采煤層，M29、M51為大部可采煤層，含煤總厚9.98~26.38 m，平均19.01 m，含煤系數8.8%。煤體結構主要為碎裂–碎粒結構煤。根據貴州省大方縣對江南煤礦首采區補充勘探報告，首采礦區內各煤層含氣量為15.94~18.32 m3/t，氣含量較高。

目前該區共實施5口參數井，根據該區參數井的注入/壓降試井測試數據，4個可采煤層滲透率為(0.06~0.13)×10-3μm2。另外，根據DJN-01井的宏觀煤巖描述報告，各煤層煤樣裂隙發育，一般呈網狀分布，裂隙密度為10~40條/5 cm，連通性中等，有利于煤層氣的擴散及運移。該區儲層壓力差異較大，壓力梯度0.77~1.71 MPa/hm，平均為0.95 MPa/hm。

2 地面抽采部署

貴州對江南煤礦目前首采1、2號工作面，位于井田中部，工作面長度為1 150~1 200 m，寬220 m。M78煤為主采煤層，煤厚0.98~2.55 m，埋深在500~ 685 m，煤層氣含量為10.50~20.20 m，M78煤層氣含量如圖1所示。根據該區開采規劃，要求礦井建設5 a后對首采1號工作面進行開采，建設6 a后開采2號工作面。為了貫徹和落實“先抽后建”政策，消除煤與瓦斯突出等威脅，同時考慮該區多煤層的特征，確定了該區的地面抽采部署原則：①根據工作面巷道的布置規劃及“先抽后建”要求，地面開發井盡量布置在巷道附近，使得5 a后巷道區瓦斯含量大幅降低，煤炭掘進巷道及工作面M78煤層瓦斯量降低程度均超過30%以上，抽采均勻，無盲點；②該區地形復雜，多數地區交通不便，井場數量安排盡量減少；③考慮多煤層資源綜合利用，在開發M78煤層同時，盡量兼顧鄰近煤層，一方面提高單井產量，資源更易于利用，同時可緩解其他煤層的煤礦安全問題。

圖1 M78煤層氣含量分布圖

研究區地形條件較差，除普通垂直井井場要求較多以外，水平井、叢式井開發方式占地面積都較小[12]。然而普通水平井，如不采取壓裂增產措施，井筒垂直方位降低瓦斯的范圍有限，需要布置大量的井組，成本相對較高，經濟可行性較差。同時考慮5 a首采工作面整體降低30%的要求，在開采時間較為緊迫的區域，分段壓裂水平井以其高效的抽采效率、較低的施工風險[13-15]的特點列為本次布井的首選開發方式。其次可以選擇叢式井，由于水平井造斜段一般在200~300 m左右，該段無法起到抽采效果，出現開采盲區，應適當配合叢式井或定向井。叢式井可同時開采多煤層也能彌補水平井的開采盲區。

具體布井方案如圖2所示。第1工作面以分段壓裂水平井為主，考慮施工風險和地形現狀，水平井水平段最長控制在800 m左右。共布置4組水平井，4組分段壓裂水平井抽采單元沿兩條掘進巷道附近布置在M78煤層或者該層頂板。根據現場地形及M78煤層底板等高線，將H1-V1、H2-V2井設計為水平對接井(H為水平井，V為對接直井)，H3、H4為L型水平井，井場位置及井眼軌跡如圖2—圖3所示。依據工作面巷道長度，對水平井抽采單元的水平段長度及壓裂段數進行了優化設計。其中，H1-V1井組水平段長度810 m，壓裂10段；H2-V2井組水平段長度820 m，壓裂10段；H3井水平段長度590 m，壓裂7段；H4井水平段長度360 m，壓裂4段。

圖2 地面抽采井位部署圖

由于水平井抽采單元鉆井造斜，導致造斜段處于地面抽采空白范圍，為此在4組水平井造斜部分各設計補增1口斜井，分別為Z10、Z11、Z12、Z13井，空間位置如圖2—圖4所示。

2號工作面北側回風巷道西側距離V1井尚有340 m間距為抽采空白帶，設計增加2口斜井Z14、Z15井(圖4)，1號工作面西側的空白帶增設1口斜井Z16(圖3)，根據各煤層厚度及氣含量，設計這3口井主要抽采M18、M51、M78煤層。由圖3、圖4可看到1號工作面回風巷附近只需2個井場，2號工作面北側僅需2個井場，大大減少了煤層氣地面開采用地。

圖3 1號工作面回風巷地面抽采井布置示意圖

圖4 2號工作面運輸巷地面抽采井布置示意圖

2號工作面南側巷道地面抽采時間相對充足，考慮到多煤層資源有效利用，所以將抽采單元方式優選為9口垂直井，采用叢式井方式，共3個井場，如圖5所示。各井在M78煤層見煤點間距220 m左右，抽采范圍基本覆蓋了整個巷道。各井分別為Z01、Z02、Z03、Z04、Z05、Z06、Z07、Z08、Z09井，根據煤厚及氣含量數據，設計Z01、Z02井抽采M18、M51、M78煤層，其他井抽采M18、M29、M51、M78煤層，在抽采主采M78煤層的同時，兼顧了其他可采煤層。

圖5 2號工作面回風巷地面抽采井布置示意圖

3 產能預測及效果評價

為了分析對江南首采工作面煤層氣地面抽采部署效果，本文采用CBM-SIM煤層氣藏數值模擬軟件進行產能預測。

CBM-SIM軟件是用于模擬非常規油氣藏的三維、兩相，單、雙、三孔隙模擬軟件。本次建立模型為雙孔隙/單滲透率模型，模擬尺寸為2 700 m× 1 100 m，模擬邊界條件為定壓，各井均為定井底壓力生產。煤厚、氣含量根據編繪該區的等值線圖網格化精確讀取，等溫吸附參數為實測數據，裂縫含水飽和度為100%，儲層壓力梯度選用該區的平均壓力梯度0.95 MPa/hm，煤層滲透率結合該區注入/壓降測試數據范圍，同時考慮到該區測點較少，因此統一采用了0.11×10-3μm2。模擬參數如表1所示。分段壓裂水平井單獨抽采M78煤層，其他叢式井兼顧抽采M18、M29、M51、M78煤層。

表1 數值模擬參數表

3.1 煤層氣產量

根據模擬結果(圖6)，4組水平井開采M78煤層，地面抽采5 a后，H1–V1井組最高日產量為7 138.45 m3/d，H2–V2井組最高日產氣量為7 661.71 m3/d，H3–V3井組最高日產氣量為5 302.31 m3/d，H4–V4井組最高日產氣量為2 833.59 m3/d。直井(叢式井)開采3~4層煤，平均日產氣量最高達2 829.79 m3/d。總體來看，該區4組水平井和16口直井(叢式井)5 a日產氣量平均26 036.54 m3/d，5 a日產氣量都在14 000 m3/d以上、累計產氣量達4 686.577萬m3。該地區的煤層氣開發可帶來可觀的經濟效益。

圖6 2個工作面地面抽采產氣量模擬結果

3.2 煤層氣含量變化特征

由首采區M78煤層氣含量等值線(圖1)可以看出，抽采前，M78煤層氣含量基本都在12 m3/t以上，由東向西逐漸增大，西部增加到19 m3/t左右。

經過5 a的地面抽采后，M78煤層氣含量有了大幅度的降低(圖7)，水平井眼附近最高降低幅度超過60%。其中，1號工作面氣含量降低程度顯著，西部氣含量降低到7.23~13.80 m3/t，東部氣含量降低到5.15~9.20 m3/t；2號工作面西部地區氣含量降低到9.20~13.50 m3/t，東側氣含量降低到4.51~8.00 m3/t。抽采5 a首采2個工作面綜合抽采率都超過30%，已滿足煤礦生產安全要求。

圖7 抽采5 a后工作面M78煤層氣含量分布圖

模擬結果表明，2個工作面所屬區域及巷道附近氣含量均降低超過30%，不但滿足了巷道附近的抽采要求，合理而精細的部署方案也使2個工作面大部分地區達到煤礦建設要求。

4 結論

a. 與普通井網部署方式相比，貴州對江南首采工作面的地面煤層氣部署方式做到了整體規劃，覆蓋面大，盲區小，兼顧煤礦安全和資源利用的雙重效益。

b. 對江南煤礦首采工作面共布置4組水平分段壓裂井和16口直井(叢式井)，共7個井場，有效減少井場占地，同時也達到了區域全覆蓋。

c. 數值模擬結果顯示，對江南煤礦設計的4組水平分段壓裂井+16口直井(叢式井)的部署方案，排采5 a可將兩個工作面范圍內M78煤層氣含量降低超過30%，最高降低幅度超過60%。

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Research and application of CBM surface extraction based on coal mine with “gas drainage first, construction later” and resource development

WANG Jing, YAO Tuanqi, CHENG Bin

(Xi’an Research Institute Co. Ltd., China Coal Technology and Engineering Group Corp., Xi’an 710077, China)

Aiming at the safety index put forward by “gas drainage first, construction later” of coal mine at present and the resource characteristics of many coal seams in northern Guizhou Province, and at the same time making up for the lack of systematization and large blind area of surface gas drainage deployment at present, this paper took Duijiangnan coal mine as an example to carry out the research of coal bed methane surface drainage deployment. Based on the complex topographic conditions, coal seam development characteristic(multiple layers, thin thickness, group distribution), coal body structure, development and deployment requirements in this area, the development mode of horizontal wells with segmented fracturing and cluster wells was optimized. Four horizontal well groups and 16 vertical wells(cluster wells) were deployed along No. 1 and No. 2 working faces, occupying 7 well sites. Through the establishment of fine geological model and grid division, CBM-SIM numerical simulation software was used to simulate the average daily gas volume of surface drainage in 20 wells(well groups) during 5 a, which can reach 26 036.54 m3, and the CBM content of seam M78 in No.1 and 2 working faces decreased by more than 30% after 5 a gas drainage.The simulation results show that the fine deployment of well location in Duijiangnan coal mine can effectively reduce the gas content in the working faces and give consideration to the dual purposes of coal mine safety production and utilization of CBM resources. This method can provide a new idea and method for the coordinated development of coalbed methane through surface extraction and underground mining safety.

gas drainagefirst, construction later; resource development; well placement; production forecasting

P618

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.04.005

1001-1986(2019)04-0028-05

2019-05-08

國家科技重大專項任務(2016ZX05045-002-004)；中國煤炭科工集團科技創新資金資助項目(2018MS008)

National Science and Technology Major Project(2016ZX05045-002-004)；China Coal Technology&Engineering Group Corp Science and Technology Innovation Poject

王晶，1986年生，女，河北保定人，碩士，助理研究員，從事煤層氣開發地質與開發工程方向研究工作. E-mail：393741007@163.com

王晶，姚團琪，程斌. 基于煤礦“先抽后建”及資源開發的煤層氣地面井位抽采部署及應用[J]. 煤田地質與勘探，2019，47(4)：28–32.

WANG Jing，YAO Tuanqi，CHENG Bin. Research and application of CBM surface extraction based on coal mine with “gas drainage first, construction later” and resource development[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(4)：28–32.

(責任編輯 范章群)