下黄岩煤层气开发有利地质条件及合理井网密度分析

肖明国，孙鹏杰

（1.北京大地高科地质勘查有限公司，北京 100040； 2.国家矿山应急救援大地特勘队，北京 100040）

0 引言

下黄岩区位于沁水煤田东翼中段，沁水煤盆地是华北地台内的大型含煤盆地。华北地台在经历了太古代、元古代构造形变以后形成了稳定的结晶基底。早古生代早期广布陆表海沉积，中期整体抬升，缺失晚奥陶世至早石炭世的沉积，加里东运动使华北地台成为与外海局部相连的近海，中石炭世至早二叠世早期泥炭沼泽大面积持续发育，沉积环境稳定，成煤物质充分，形成层位稳定、厚度较大的煤层［1］。晚二叠世受印支—华力西运动的影响，华北地台整体抬升，海水自北向南逐步退出，连续沉积了晚二叠纪及三叠纪厚度较大的陆相碎屑岩，形成含煤岩系的盖层，有利于煤层气的保存。

1 煤层气有利地质条件

1.1 煤层

下黄岩区含煤地层为下二叠统山西组及上石炭统太原组，含煤地层平均总厚度约170m，含煤17层，煤层平均总厚度约13m。

山西组厚度37.80～75.90m，平均厚度约56m。含煤6 层，煤层总厚度约2.4m，其中2 号煤层为局部可采煤层，厚度0～1.55m，平均厚度0.65m，层位较稳定；3 号煤层为大部可采煤层，厚度0.35～1.05m，平均厚度0.80m，东北部和西南部厚度大于1m，中南部较薄。

太原组厚度89.83～137.40m，平均厚度约114m；含煤12 层，煤层总厚度10.6m，含煤系数9.3%，其中15 号煤层厚度3.35～5.50m，平均厚度4.76m；81、84、9号煤层层位较稳定，厚度0～1.95m，平均厚度约1m。

下黄岩含煤地层的多煤层、厚煤层特征为煤层气的赋存提供了良好的物质基础，而多煤层的赋存特征也为多煤层合采提供了多种可能性，使煤层气资源能够得到更充分的利用，也为单井高产打下了良好的基础。

研究区煤层埋藏深度在500～1 200m。从试采井平均日产气量和埋深关系（图1）可以看出，随着埋深的增加，平均日产气量先增加，后平稳，埋深大于600m 之后，平均日产气量基本稳定，而本区主要埋藏深度均大于600m，有利于煤层气的开发。

图1 埋深与日平均产气量关系Figure 1 Relationship between burial depth and daily average gas production

1.2 封盖条件

从直接盖层来看，山西组2 号煤层顶板为砂质泥岩、泥岩，局部为粉砂岩；底板大多为砂质泥岩、泥岩。砂质泥岩顶板占全区面积的80%。3 号煤层顶板为砂质泥岩、泥岩，局部为细粒砂岩，底板一般为砂质泥岩、泥岩，局部为粉砂岩。

太原组上段81号煤层顶板大部分为砂质泥岩、泥岩、粉砂岩，底板为砂质泥岩、泥岩；84号煤层顶板大部分为砂质泥岩、泥岩、细粒砂岩；底板为砂质泥岩、泥岩、粉砂岩，局部为炭质泥岩；9 号煤层顶板大部分为砂质泥岩、泥岩；底板为砂质泥岩、粉砂岩；84、9号煤顶、底板均以砂质泥岩和泥岩为主。

大原组下段15 煤层顶板为砂质泥岩、泥岩，局部为细粒砂岩，底板一般为砂质泥岩、铝土质泥岩，局部为薄层炭质泥岩。直接顶板为砂质泥岩、泥岩和细粒砂岩三类，其中砂质泥岩和泥岩约占全区面积的90%。砂质泥岩顶板对煤层气的封盖能力有一定变化，随着砂质泥岩中砂质含量的降低，封盖能力有一定的增强。15 号煤层底板以砂质泥岩为主，铝土泥岩次之，局部为薄层炭质泥岩。

煤层顶底板不但控制煤层气的成藏，也制约煤层气富集，是煤层气成藏的主控因素之一。因而，主要煤层直接盖层为泥岩区是有利成藏地区，砂质泥岩随着砂质含量的减少也是煤层气成藏的较有利区，砂岩盖层区煤层气成藏条件较差。

研究区煤层气顶板以泥岩、砂质泥岩为主，且分布范围较广，整体上有利于煤层气的保存。

1.3 含气性

含气性是煤层气井高产的前提条件，根据本区86个样本含气性分析数据，本区15号煤层含气量为11.13～23.67m3/t，平均18.19m3/t，CH4浓度为93.53%～99.36%，平均96.67%，其余2、3、81、84、9 号煤层气含量为7.54～21.23m3/t，CH4浓度为91.06%～99.08%。据区域资料分析，本区煤层气风化带深度一般为450m，而本区各煤层埋藏深度均大于600m，均处于风化带以下，CH4含量均大于90%。

从含气量与日平均产气量关系（图2）可以看出，含气量与日平均产气量呈正相关关系，但当含气量超过10m3/t 时，含气量对日平均产气量影响较小，而本区煤层气含气量主要为10m3/t以上。

图2 含气量与日平均产气量关系Figure 2 Relationship between gas content and average daily gas production

研究区煤储层处于风化带以下且煤层含气量高，甲烷含量高，具备较好的煤层气的开发物质基础。

含气量是煤层气储量估算中的一个重要参数。而含气量的主要控制因素为煤的埋深和热演化程度控制，局部地区还受断层影响。从含气量与深度的关系图可以看出，埋深在600～800m 时，含气量随深度的增加变化较小，埋深大于800m后，随着深度的增加，含气量出现明显的增加（图3）。

图3 深度与含气量关系Figure 3 Relationship between depth and gas content

1.4 等温吸附特征

甲烷分子与煤基质颗粒之间有很强的物理吸附作用，以吸附态赋存于煤层的甲烷构成了煤层气的主体，甲烷在90%以上，而煤的等温吸附性质决定了煤层气与煤体的结合力度和离散速度。

通过本区煤样的等温吸附样实验相关数据可知，本区84号煤的空气干燥基兰氏体积VL为21.04m3/t，兰氏压力pL为2.46MPa，临界解吸压力为4.52MPa；15 号煤的空气干燥基兰氏体积VL为25.84～31.64m3/t，兰氏压力pL为1.45～2.58MPa，临界解吸压力为1.46～5.71MPa。

从测试结果可知，研究区不仅具有较高的吸附能力，而且含气饱和度也较高，且具有较高的临界解吸压力，这有利于煤层气较早的达到较高产能，且有利于提高煤层气采收率（表1）。

表1 煤层等温吸附试验结果数据Table 1 Data of coal seam isothermal adsorption test

1.5 储层压力

研究区15 号煤层的实测储层压力2.40～6.47MPa、平均4.30MPa，储层压力梯度0.402～0.932MPa/100m，平均0.7MPa/100m（表2）。

表2 下黄岩煤层气田东区15号煤注入/压降成果统计Table 2 Statistics of injection/pressure drop results of No.15 coalbed methane field of Xiahuangyan

1.6 渗透率

对煤层气的渗流来说，起主要作用的是煤层本身的割理，孔隙起的作用较小。因此，煤层的渗透率的大小和气体的可采性，主要取决于煤层本身的割理发育情况。

研究区各煤层割理密度统计表明煤层割理较发育，割理组合类型为孤立-网状构造，割理面上可见方解石和硫铁矿物填充物（表3）。

表3 下黄岩区煤层割理密度统计Table 3 Statistics of cleet density of coal seam in Xiahuangyan area

从研究本区煤层气井渗透率测试结果来看，本区各煤层原始渗透率变化较大，山西组2、3 号煤层原始渗透率为1.258mD，太原组15 号煤层原始渗透率为0.047～0.11mD，属低渗透率煤层（表4）。

表4 煤层渗透率参数统计Table 4 Statistics of coal seam permeability parameters

从图4 中可以看出，煤层初始渗透率与平均日产气量无明显的正相关关系，主要原因为煤层初始渗透率较低，煤层气开发过程中需通过储层改造来提高煤基质渗透率，而改造后的渗透率才是影响煤层气产量的主要因素。

图4 渗透率与日产气量关系Figure 4 Relationship between permeability and daily gas production

2. 合理井网密度

2.1 开发井网部署原则

煤层气井网的科学合理部署，可以有效的提高煤层气采收率，采气速度，稳产年限和经济效益。煤层气井网的部署应考虑地质因素，经济效益和开发要素三方面的因素［2-4］。

2.1.1 地质因素

不同煤层气地质条件下，井网部署特点不同，主要考虑煤储层的裂隙发育特征和方位，渗透率各向异性，含气量和资源丰度等。裂缝发育方位决定井网部署方位，资源丰度及渗透率各向异性决定井网密度。

2.1.2 开发要素

2．1 基本情况 本次调查共收集12 385份有效问卷。被调查小学生年龄在8～12岁。其中男生6 593例，女生5 792例。城市儿童6 075例，农村儿童6 310例。见表1。

平面上井网部署应按阶段分布实施，滚动开发，让井网尽快实现井间压力干扰，尽可能提高采收率，避免资源的浪费。

在大规模开发前，一般先进性先导性试验，先导性试验一般让井间最大干扰在4～12个月之间形成，因此，一般先导性试验井组的井距要小于大规模开发时的井距。商业开发时，单井控制面积要比先导性试验要大，单井控制储量增加，井间最大干扰形成较慢，稳产周期更长，投资相对较低，经济效益更好。各层系应该整体规划、立体开发，综合考虑层系接替或多层合采。

2.1.3 经济效益

单井经济极限控制储量为单井控制储量的最低限值，井网密度也应小于经济极限井网密度。

在实际井网井距确定中，需要综合考虑各项参数，合理的井网井距不仅可以得到更好的经济效益，还可以使资源得到更合理的利用。一般情况下，井网井距的确定是在综合考虑各种数据及实际情况的基础上，利用数值模拟软件来确定。

2.2 开发井网优化的要素与方法

煤层气开发井网主要从以下几个方面考虑：井网形态、主渗透方向、井网间距等，其中井网间距是需要通过各种方法进行论证的，一般进行井网论证的方法有合理储量法、经济极限井距法、模拟法、规定产能法等［5-6］。

2.2.1 井网形态

合理的井网布置，不仅可以降低煤层气田开发成本，还可以增加气井产量。常用的井网类型有矩形井网、菱形井网和五点式井网等。

矩形井网沿主渗透和垂直主渗透方向垂直布置，相邻4口井为一矩形，矩形井网布置规整方便，但相邻4口井的中心位置压降慢，煤层气产出效率较低。

菱形井网沿主渗透方向和垂直主渗透方向两个方向布井，主要适用于煤层渗透性在不同方向差距较大的地区，充分考虑了煤储层各向异性，是实际生产中常用的一种布井方式。

五点式井网沿主渗透方向和垂直主渗透方向布井，并在四口井中间加密一口井，是对矩形井网的一种改进型井网，使得各井之间压降比较均匀，可以更充分的利用资源，当大面积布置时，五点式井网和菱形井网其实可以认为是一类井网类型。

2.2.2 井网方位

煤层气井布方向的确定主要依据压裂裂缝延展方向及主导天然裂隙的延展方向来确定，井网的长边方向与天然裂隙主导方向或人工裂缝延伸方向平行。煤层中天然裂隙的延伸方向是主渗透方向，人工压裂改造一般会改善天然裂隙渗透率，并使裂缝孔隙能够更好的沟通。

2.2.3 井网密度

井网密度是煤层气田开发的重要指标，井网密度的大小与井型及井间距大小有着直接的关系。井网密度的大小与煤层气田的资源丰度、储层参数和生产规模都有着密切的关系，当各种条件匹配较好时才能获得较高的资源及经济效益［7-8］。

经济极限井网密度为总产出等于总投入，总利润为零时的井网密度。当井网密度再加大时，出现亏损。最优井网密度为总利润最大时的井网密度。合理井网密度为实际井网部署时在最优井网密度与经济极限井网密度之间选择的一个合理值。煤层气井网预测方法通常有以下几种［9］。

2.2.3.1 单井合理控制储量法

在高丰度和低丰度地区，单井控制储量一定时，控制面积（即井网密度）会有所不同，合理的控制单井储量可使高丰度区单井控制储量不会过大，而低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量。综合考虑求取合适的井网井距。

式中：Gg为单井控制地质储量，m3；q为稳产期内单井平均产能，m3/d；d为每年产气天数；t为气藏稳产年限，α；N为稳产期末可采数量采出程度；Er为气藏采收率。

2.2.3.2 经济极限井距

（1）单井经济极限控制储量

一口煤层气井从钻井到废弃需花费的费用包括钻井、压裂、地面设施、排采成本等多方面。销售收入大于总费用时才能取得经济效益，这对单井控制储量有一个极限要求。

式中：Gg为单井控制经济极限储量，m3；C为单井钻井和建井总成本，元/井；P为单井年平均采气费用，元/井；T为开采年限，a；Ag为煤层气售价，元/m3；Er为气藏采收率。

（2）经济极限井距

经济极限井距受资源丰度的影响较大，在不考虑井网密度对采收率影响的情况下，根据单井控制经济极限储量，可以计算出经济极限井距。

式中：D为经济极限井距，m；Gg为单井控制经济极限储量，m3；F为资源丰度，108m3/km2。

2.2.3.3 规定单井产能法

假设一个煤层气田的地质储量，并规定一定的产能，则可以求得单位面积上的井数：

式中：G为气藏地质储量，亿m3；A为含气面积，km2；Vg为平均年采气速度；q为单井平均产能，m3/d；η为气井综合利用率；n为气藏开发所需的井数，口。

2.2.3.4 经济极限-合理井网密度法

当资金投入与产出相等时，煤层气田收益为0时，对应的井网密度为经济极限井网密度。

式中：SPACmin为经济极限单位含气面积上的井数；A为含气面积，km2；G为煤层气探明地质储量，亿m3；Ag为煤层气售价，元/m3；C为单井钻井和气建总投资，万元/井（包含地面和地下成本）；Er为煤层气采收率；T为评价年限，a；P为平均采气操作费用，元/m3；R为贷款利率；α为商品率；Ta为税率。

如果选用合理利润LR=0.15Ag·Er，考虑资金与效益产出因素，当经济效益最大时的井网密度为气田的最佳经济井网密度。

煤层气田实际井网密度应该在最佳井网密度和极限井网密度之间，并尽量靠近最佳井网密度，可采用加三差分法：

2.2.3.5 数值模拟法

煤层气数值模拟的基本原理是根据煤层气赋存特征，以及生产排采过程中的渗流特征，建立合理的地质模型以及数学模型，煤层气在煤储层中的赋存可以用兰氏等温吸附模型来描述，在煤层微孔隙系统中的扩散是气体迁移的主要方式，遵守菲克定律，煤层气扩散进入割理孔隙系统，产生气水两相流动，符合达西定律［10-11］。在综合地质研究以及储层评价的基础上，利用先进的储层数值模拟软件，模拟多种不同井网的煤层气产能动态，研究井距对于长期产期的影响。并根据模拟结果，综合对比多个指标，如单井累计产量、单井服务年限、高峰期、采收率等，在此基础上，进行井距优选［12］。

3. 下黄岩煤层气区块井网优化设计

3.1 煤层气地质特征

下黄岩煤层气主要目的层为15号煤层，平均厚度4.76m，区块面积160km2，探明地质储量161×108m3，开发方案设计气藏单井服务年限为15a，稳产期8年，稳产期内单井平均日产气量1 500m3/d，根据以往经验假设稳产期末可采储量采出程度为62%，气藏采收率为57%。利用上述优化流程和方法，对下黄岩煤层气田进行井网优化。

3.2 井网样式

该区构造简单，地层平缓、煤层厚度大，分布稳定、压裂裂缝总体方向为北北东向，考虑到以上特征，考虑沿主渗透方向和垂直主渗透方向进行正方形井网布置。

3.3 井网方位

区块发育的天然裂缝及人工压裂裂缝延展方向基本呈北东向，压裂裂缝优势方位为60°～120°，结合地貌走势，选择N60°E方向和N30°W方向布井［13-14］。

3.4 井距优化计算

分别利用上述方法进行井距计算。

（1）单井合理控制储量法

在8 年稳产期，稳产期末可采储量采出程度62%，气田采收率57%的情况下，根据计算，单井控制地质储量为0.112 亿m3，单井控制面积为0.112km2，以正方形井网布置，井距为330m×330m。

（2）经济极限井距

单井钻井和气建成本合计采用170 万元/井，单井年平均采气操作费用16 万元/a，气价1.1 元/m3，则单井控制经济极限储量为0.065 亿m3，单井控制面积为0.065km2，经济极限井距为255m×255m。

（3）规定单井产能法

煤层气田面积160km2，地质储量161 亿m3，单井平均产能1 500m3/d，采气速度取3.8%，气井综合利用率取95%，则煤层气田开发所需井数为1 301口，单位面积井数为8.13 口/km2，单井控制面积为0.123km2，则正方形井网的井距为350m×350m。

（4）经济极限—合理井网密度法

设单井钻井和气建成本总计为170 万元/井，平均采气操作费用0.34 元/m3，税率为13%，商品率为95%，贷款利率为7%，通过计算得到经济极限井网密度SPACmin为8.45 口/km2；最佳经济井网密度SPACa为5.68 口/km2。煤层气田的合理井网密度为6～8口井/km2。

（5）数值模拟法

本文主要是应用CME 数值模拟软件对下黄岩区块进行模拟［15-16］，分别选取250m×250m、250m×300m、300m×300m、300m×350m 五种井距进行模拟，井间距过小时，产期高峰达到时间早，井间干扰形成时间短，排采早期产量上升快，但后期产量下降早，间距太小也会增加开发成本；井间距过大时，产期高峰到达早，井间干扰形成时间太晚，排采早期产量低，产量高峰期到达过晚，只有井距合适时，井的产能变化趋势才会比较理想，且稳产时间比较长，累计产气量也较高（表5），通过对比，综合判定250m×300m为最优井距。

表5 井网优选指标

综上，下黄岩地区开发井网井选择沿N60°E 方向和N30°W 方向按300m×250m进行布置。既能取得较好的经济效益，又能取得较高的资源利用率。