延川南区块深部煤层气U型分段压裂水平井地质适用性研究_付玉通.pdf

第 46 卷 第 5 期煤田地质与勘探Vol. 46 No.5 2018 年 10 月COALGEOLOGY 2. School of Mineral Resource and Geoscience, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China Abstract The permeability of deep coal seam is generally poor, while the low production efficiency of fractured straight well is not ideal, therefore, the fractured U-shaped horizontal well development has been carried out and achieved good results. Geological uation must be carried out before the test to optimize the area suitable for U-shaped horizontal well. The main geological influence factors of the productivity of the fractured horizontal well are resources controlled by a single well, permeability and desorption difficulty, in which the resources controlled by single well are affected by the gas content and the thickness of the coal seam, and the permeability is related to the burial depth of coal seams and the characteristics of structural development and the degree of coal structure development. The permeability of broken coal is relatively good. Then, on the assumption that the adsorption perance is constant, the numerical simulation was used respectively. The gas production of fractured horizontal wells with different permeability, gas content and thickness of coal seam was simulated. The simulation results show that the gas production of fractured horizontal well is positively related to permeability, gas content and thickness of coal seam. Finally, based on the uation of economic benefits,thegeologicalconditionsforthedevelopmentoffracturedhorizontalwellwereidentifiedas permeability 0.2510-3μm2, the gas content 12.3 m3/t, the thickness of coal seam 2.9 m. The geological suitability uation standard has been widely applied in the field, and has received good development benefits. Keywords deep coalbed methane; U-shaped well staged fracturing; geological adaptability; economic benefit uation; eastern edge of Ordos basin ChaoXing 第 5 期付玉通等 延川南区块深部煤层气 U 型分段压裂水平井地质适用性研究147 我国深部煤层气资源非常丰富，但是由于深部 煤层渗透性普遍较差，直井压裂单井产量普遍低， 开发效果不甚理想，如何提高单井产量是我国深部 煤层气开发面临的关键难题[1-2]。U 型水平井是一种 非常重要的增产技术，具有井场占地面积小，泄流 面积大、单井产气量高、资金回收快的优点[3-4]。根 据 U 型井水平段是否分段压裂，可以分为不压裂 U 型井和分段压裂 U 型井， 不同类型 U 型井的增产措施 选型受煤层气地质条件和取得的开发效果制约[5-6]， 为 实现开发效益最大化，必须对 U 型井的煤层气地质 条件进行评价。国内外学者从煤层渗透性、含气量、 煤层厚度、等温吸附性能、煤体结构、构造特点及 断层发育情况等入手进行了大量研究[7-9]，研究成果 表明U 型井不压裂适用于构造简单、断层不发育 的高渗透高含气地区，U 型井分段压裂适用于中低 渗中高含气地区。 前人研究成果主要集中在 1 000 m 以浅煤层， 地应力相对较低，煤层物性相对较好；而延川南区 块煤层埋深普遍超过 1 000 m，煤层地应力普遍较 高，物性普遍较差，U 型水平井地质适用性是否与 中浅部相同有待进一步研究。 笔者在前人研究成果 基础上，利用数值模拟方法，研究不同煤层物性 和厚度条件下 U 型水平井分段压裂产气情况，在 此基础上，结合研究区 U 型水平井分段压裂实际 生产数据，总结出适合 U 型井分段压裂的深部煤 层地质条件。 1研究区概况 1.1地质概况 延川南区块面积约 700 km2， 位于鄂尔多斯盆地 东南部， 构造上处于渭北隆起与晋西挠褶带交汇处， 北接大宁–吉县区块，南邻韩城区块[10-11]。区块内构 造平缓，整体呈西倾单斜构造，含煤地层为下二叠 统山西组与上石炭统–下二叠统太原组， 其中山西组 2 号煤是主力开发煤层，其主要煤层气地质特点为 煤层埋藏深、煤质好、含气量较高、低渗透，局部 碎裂煤发育，渗透性较好。 区块西部 2 号煤埋深 1 0501 450 m，平均 1 320 m；东部 2 号煤埋深 680950 m，平均 890 m[12]。2 号 煤 储 层 压 力 2.813.5 MPa ， 储 层 压 力 系 数 0.320.93；镜质体反射率 1.93.0，平均 2.3， 以贫煤、无烟煤为主，显微组分以镜质组为主，体 积分数 41.4 86.2，平均 67.5，其次为惰质组， 体积分数 4.949.8，平均 27.5[13]。2 号煤灰分 质量分数 8.527.2，平均 13.5；挥发分产率 8.820.4， 平均 11.8； 水分质量分数 0.41.5， 总体为低灰–中灰、低挥发分、低含水煤层。2 号煤 层含气量 820 m3/t，渗透率0.0010.9010–3μm2， 渗透率变化大但是局部碎裂煤发育，渗透性较好， 总体区域非均质性较强[14]。 1.2压裂水平井地质模型 1.2.1模拟区域及水平井模型 模拟区域为 1 715 m1 935 m 水平状矩形区域， 整个模拟区域划分成 4951 个网格，其中第 10 列、 15 列、20 列、25 列、30 列、35 列、40 列和第 25 行、 26 行、 27 行为加密网格， 网格尺寸分别为 5 m 40 m 和 40 m5 m，其余网格尺寸为 40 m40 m。第 26行网格渗透率0.0110-3μm2， 模拟井筒周围污染带。 水平井水平段长 1 000 m，位于模拟区域第 26 行，水平段中点位于模拟区域中心；水平段共有 4 条与井筒水平面成 90半缝长为 90 m 的压裂缝，分 别位于第 15 列、第 20 列、第 30 列和第 35 列；裂 缝导流能力 30010–3μm2，排采过程中裂缝导流能 力不变图 1。 图 1水平井分段压裂模型 Fig.1Model of staged fracturing of horizontal well ChaoXing 148煤田地质与勘探第 46 卷 1.2.2基础地质参数 根据前期测试资料，模型中煤层气基础地质参 数分别赋值煤层初始压力 11.65 MPa，裂缝孔隙度 0.75，裂缝初始含水饱和度 100，煤岩密度 1.5 t/m3，可压缩系数 4.4510–6kPa–1，扩散系数 110–9cm2/s，Langmuir 压力 3.34 MPa，Langmuir 体积 41.3 m3/t，煤层垂深 1 290 m。 2地质适用性评价 不考虑工程因素影响的前提下，煤层气压裂水 平井产能主要受单井控制资源量、渗流条件和煤层 等温吸附性能 3 个因素影响[15-17]， 由于研究区煤层 吸附性能变化较小， 因而只需考虑单井控制资源量 和渗流条件， 其中单井控制资源量受煤层含气量和 煤层厚度共同影响，渗流条件即煤层割理–裂隙渗 透率。 2.1渗透率 a. 产气情况 分别模拟渗透率为 0.310–3μm2、0.610–3μm2、 0.910–3μm2、1.210–3μm2时，压裂水平井排采 3 000 d 的产气量、 煤层降压效果、 解吸气量和采收率图 2。 从图 2a 可知，渗透率由 0.310–3μm2增加到 1.2 10–3μm2，峰值产气量由 9 874 m3/d 增长到 13 900 m3/d， 从产气曲线形态上看，渗透率越高，产气量达到峰值 后衰减越快，其中当渗透率为 0.310–3μm2时，产气 量从第 3 年起基本稳定，渗透率0.610–3μm2时，产 气量从 3 年开始缓慢上升。从图 2b 可知，生产 8 a， 渗透率由 0.310–3μm2增长至 1.210–3μm2时， 累计产 气量由 1 310104m3增长到 2 047104m3， 累计产气量 与渗透率线性正相关，二者满足关系式 1372.8894.9QK1 式中 Q 为累计产气量，104m3； K 为渗透率，10–3μm2。 图 2不同渗透率条件下产气曲线 Fig.2Gas production curve under different permeability conditions b. 降压效果与采收率 由图3可知排采8 a后，渗透率越高，煤层 降压漏斗半径越大，煤层平均压力越低；渗透率从 0.310–3μm2增加到1.210–3μm2， 解吸半径从214 m 增加到770 m，解吸面积由0.37 km2增加到2.05 km2。 解吸面积越大，煤层中游离态煤层气越多，越有利 于高产稳产。排水降压过程中，煤层渗透率越高， 导压系数越高，压力传递越快，相同压差和相同生 产时间条件下，煤层平均压力越低，泄流降压面积 和解吸面积越大[18]。 2.2含气量 煤层含气量越高，煤层含气饱和度和解吸压力 越高，越有利于煤层气井高产。其他参数保持不变，通 过调整解吸压力和煤层含气量，含气量分别取20 m3/t、 16 m3/t、14 m3/t和12 m3/t进行模拟，模拟结果表明 图4含气量由12 m3/t增长至20 m3/t，峰值产气 量由7 038 m3/d增长至12 900 m3/d，累计产气量由 1 211104m3增长至2 123104m3，即含气量越高，产 气时间越早，峰值产气量越高，相同生产时间内累计 产气量越高。 此外， 含气量与累计产气量满足关系式 1794.1lnc3 281.2QG2 式中 Gc为煤层含气量，m3/t。 煤层含气量越高，煤层解吸时间越早，解吸前 泄流降压面积越小；解吸后，相同压力条件下解吸 出煤层气量越多，煤层割理中含气饱和度越高，气 相相对渗透率越高，不利于继续排水降压。含气量 越低，煤层解吸压力越低，解吸时间越晚；解吸后， 相同压力条件下，解吸出煤层气量越少，煤层割理 中含气饱和度越低，水相相对渗透越高，导压系数 越大，越有利于煤层排水降压，平均煤储层压力更 低。因此，虽然低含气情况下，煤层泄流面积更大， 煤层平均压力更低， 但高含气情况下解吸半径更大， 煤层割理含气饱和度更高[19]。因此，高含气地区更 适合U型水平井分段压裂开发。 ChaoXing 第5期付玉通等延川南区块深部煤层气U型分段压裂水平井地质适用性研究149 图 3渗透率与煤层压降漏斗扩展范围示意图 Fig.3The sketch map of permeability and pressure drop funnel range of coal seams 图 4产气量随含气量变化曲线 Fig.4Variation of gas production with gas content 2.3煤层厚度 其他地质参数相同情况下， 煤层厚度分别取3 m、 4 m、5 m、6 m进行模拟，模拟结果表明峰值产 气量、累计产气量与煤层厚度正相关，当煤层厚度由 3 m变为6 m时， 压裂水平井峰值产气量由8 003 m3/d 增长到15 001 m3/d，累计产气量由1 236104m3增 长到2 408104m3图5，累计产气量 Q 与煤层厚度 h 满足关系式 424.5Qh3 煤层厚度越大，相同压降条件下，煤层可解吸 出更多的煤层气，煤层气井产能越高。 2.4煤体结构 煤体结构主要通过影响煤层割理发育情况和水 力压裂改造效果来影响U型压裂水平井产气量原 ChaoXing 150煤田地质与勘探第46卷 生结构煤与碎裂煤受构造破坏程度较轻， 煤层割理– 裂隙比较发育，煤储层水力压裂改造过程中，易形 成主裂缝，储层改造效果较好，产气量较高，是煤 层气开发最有利的煤体结构类型；碎粒煤和糜棱煤 受构造破坏严重，割理系统不发育，储层改造过程 中难以形成主裂缝，改造效果较差，产气量较低。 因此，煤层气水平井部署应该避开碎粒煤和糜棱煤 发育区。 图 5产气量随煤层厚度变化曲线 Fig.5Variation of gas production with seam thickness 2.5经济效益评价 2.5.1经济效益评价模型 经济效益评价是U型水平井适用性评价的核心 内容，经济评价指标可以分为两大类一是投资价 值指标，包括净现值、费用限值等；二是资金利用 效率指标，包括收益率、内部收益率等。本文主要 从净现值、投资收益率两个指标评价压裂水平井开 发经济可行性 若前8 a净现值和投资收益率大于0， 即可采用压裂U型井开发技术。净现值NPV计算 公式[20]如下 NPVCICO1 t i    4 式中CI为现金流入，主要为煤层气销售收入和财 政补贴；CO为现金流出，包括水平井开发投资、水 平井日常维护费、各种税费；CI–CO为第 t 年净现 金流量， i 为基准折现率。 投资收益率计算公式如下 NPV NPM CO 5 式中NPM为净收益率。净收益率越高，表明单位 投资收益越高。 2.5.2经济效益评价 根据式4和式5分别计算不同渗透率、含气 量、煤层厚度条件下，压裂水平井净现值和收益率，计 算结果图6表明渗透率由0.310–3μm2增长到1.2 10–3μm2时， 净现值由71.1万元增长至1 271.4万元， 收益率由5.9增长至105.9；含气量由12 m3/t增长 到20 m3/t时，净现值由–24.3万元增长至859.8万元， 收益率由–2.0增长至71.6； 煤层厚度由3 m增长 到6 m时，净现值由–0.6万元增长至1 235.0万元， 收益率由–0.05 增长至102.9。因此，结合式1 式3可知，适合U型水平井压裂开发的煤层气地质条 件为渗透率0.2510–3μm2，含气量12.3 m3/t，煤层 厚度2.9 m。 3现场应用 X2-U1井位于研究区西部，煤层埋深1 263 m， 厚度4.1 m， 煤层含气量16 m3/t， 渗透率0.320.55 10–3μm2， 该井水平段长度850 m， 煤层钻遇率75， 共压裂4段，压裂缝均匀分布在整个水平段。压裂 图 6净现值与含气量、渗透率、厚度相关性分析 Fig.6Correlation of net present value with gas content, permeability and thickness ChaoXing 第5期付玉通等延川南区块深部煤层气U型分段压裂水平井地质适用性研究151 改造完成后，按照阶梯式降压排采制度进行生产， 投产200 d后开始产气，产气压力8.2 MPa；产气后 日产气量呈台阶状上升， 先后在1 500 m3、2 500 m3、 5 000 m3和10 000 m34个产气量稳产，其中排采 1 800 d后，日产气量达到10 000 m3，然后按照稳 产气量模式生产， 目前日产气量超过10 000 m3已稳 产超过1 000 d，稳产效果非常好图7，是邻区直 井压裂产气量的4.9倍。除X2-U1井外，研究区同 期还部署了另外4口U型分段压裂水平井，这4口 井稳定产气量7 50010 500 m3/d，是周边直井压裂 产气量的4.58.5倍， 初步实现了深部煤层气水平井 开发的成功。 图 7X2-U1 井排采曲线 Fig.7Production curve of well X2-U1 4结 论 a. 鄂尔多斯盆地东缘延川南地区煤层埋深普 遍大于1 000 m，具有变质程度高、含气量高、储层 压力高和低渗透性的特点，是典型的深部高阶煤层 气藏。 b. 数值模拟结果表明，压裂水平井产气量与煤 层渗透率、含气量和煤层厚度正相关渗透率越高， 煤层导压系数越高，生产相同时间后煤层降压效果 越好，解吸半径越大；而含气量越高，煤层解吸时 间越早，相同生产时间后煤层平均压力越高，解吸 半径越大。 c. 结合经济效益评价模型， 查明了适合U型水 平井压裂开发的地质条件渗透率0.2510–3μm2， 含气量12.3 m3/t，煤层厚度2.9 m。 d. 提出的深部煤层气水平井地质适用性标准， 可用于指导煤层气开发方案制定，有助于实现深部 煤层气水平井开发的重大突破。 参考文献 [1] 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