沁端区块煤层气井网密度的确定

刘国良　胡洪涛　肖亚昆　莫勇

摘 要：煤层气井网部署是煤层气开发重要的部分之一，而煤层气部署最重要的部分就是要确定井网密度和布井方式。通过煤层气井网优化设计的原则和理论公式，计算出沁水盆地南部沁端区块煤层开发的井网密度方案。在此基础上，利用地质建模和数值模拟技术，对研究区进行煤层气开发方案的优化设计，得到研究区井网密度的部署方案。通过两种方案的对比，确定沁端区块合理的井网部署方案，为该区的煤层气3#和15#煤层气的开发方案设计提供了合理依据。

关键词：井网部署 井网密度 地质建模 数值模拟

中图分类号：P618.11 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（a）-0099-03

煤层气藏指具有相对独立流体流动系统的含一定量煤层气的煤体，即同一煤层气藏具有统一的压力系统[1]。合理的煤层气井网部署对煤层气的开采至关重要，井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素[2]。早期的煤层气开发井网设计是在煤层气地质条件综合研究的基础上，根据经验或通过与其他已开发地区类比进行[3]。随着科学技术的发展，对煤层气的研究越来越多，确定煤层气井网密度的方法也逐渐增加。以沁水盆地南部的沁端区块为例，通过经验公式和数值模拟等方法进行对比，最后确定沁端区块的井网密度，为对于煤层气的进一步生产开发提供科学依据。

1 地质概况

沁端区块位于沁水盆地南部，隶属于山西省沁水县，区内由老到新依次发育奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和第四系地层。该区属山区丘陵地貌，以低山丘陵为主。据勘探资料显示，3#煤层底部分布有1 m左右的软煤。15#煤层煤体结构以原生结构和碎裂结构为主，分布有碎粒结构。

构造形态总体为—— 走向北东、倾向北西的单斜构造。在此基础上发育了一系列近南北-北东向宽缓褶曲，形成区内地层的波状起伏，岩层倾角一般不超过15°，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。

2 井网布置

2.1 井网密度的原则

开发井网部署需要考虑以下原则。

①地质因素：底层、构造和煤储层特征及资源丰度等。

②开发因素：先导性试验阶段井组的井距小于规模生产井为宜；全面开发阶段的生产井网的井距应大于先导性试验阶段；煤层气开发设计一般要求在15年左右开采出可采储量的50%～60%，井网密度必须满足这一基本要求。

③经济效益包括要求单井储量不能低于单井经济极限控制储量，井网密度应小于经济极限井网密度。

2.2 经验公式法确定井网密度

井网密度的大小取决于储层的性质和生产规模对经济性的影响以及对采收率的要求，当它与资源条件、裂缝长度等相匹配时，才能获得较高的效益，因此产生了极限井网密度、合理井网密度以及最优井网密度。

2.2.1单井合理控制储量法

3 气藏数值模拟确定井网密度

3.1 三维地质建模

3.1.1 建模方法

储层建模的核心问题是井间储层预测，利用各种数学理论和方法对井间未知区域进行预测，因而储层建模的原理就是井间数学插值方法的原理，储层建模分为确定性建模和不确定性建模[6]。该次采用确定性建模的方法，分别做出相关构造模型和属性模型，并输入工区边界等数据，作出的等值线及构造等。

3.1.2 构造模型和属性模型

构造模型包括地层层面模型和断层模型，将该区数字化的断层数据导入Petrel，利用所给出的3号底板标高等值线图作为控制面，建立了此区块的构造模型。

储层属性建模主要是指储层属性参数建模，包括孔隙度建模、渗透率建模和流体饱和度建模。储层属性参数模型的建立分三步完成，即测井数据离散化、离散化数据分析和模型的实现。

通过该区6口井的渗透率和饱和度，通过数据正态变换和变差函数分析的基础上，运用序贯高斯随机模拟方法建立孔隙度分布模型和渗透率分布模型模型（图1）。

3.1.3 三维网格设计

考虑到煤层气数值模拟模型范围需要、油藏断层走向及构造形态等因素，确定了建模平面区域范围，并设计了合适的模拟网格系统，建模范围内面积约31.33 km2，设计平面网格间距为20 m×20 m，根据需要煤层气藏的特征，纵向划分成3个网格层。

3.2 气藏数值模拟

3.2.1模型建立

在平面上采用与该研究地区相适应的网格，通过Flogrid添加裂缝的网格层，纵向上划分为6个模拟层，其中上面3层为基质网格层，下面3层为裂缝网格层，其中1～3，4～14，15为单独网隔层。

3.2.2历史拟合

根据气藏的生产特点，确定历史拟合工作制度为生产井的产气量进行控制，拟合单井井底流压、日产气量、累积产气量、累积产水量，时间步长以月为单位，拟合时间段为2010.11-2011.11。

由于气藏流体性质的不确定性，在历史拟合过程中，对渗透率等因素做过多次调整。最后，各个参数都得到了较好的拟合。

3.2.3开发方案设计及推荐

根据对煤层气气藏数值模拟的认识，利用Eclipse油藏数值模拟软件设计了5套方案进行模拟预测15年，如表1。分别模拟了井距300 m，400 m，450 m，500 m的直井及井距为350 m的水平井这5套方案。

根据表2的对比以及气藏工程的分析可以得出方案3为推荐方案，其剩余含气量如图2所示，共投产63口水平井，井距为350 m，日均产气量为22×104m3，累计产气量为18×108 m3，采出程度为25%。

4 结语

（1）根据地质资料，区域储层上只有3#和15#煤层，为之后的合理井距计算及合理配产方案的制定提供依据。

（2）通过单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法、经济极限以及合理井网密度法计算得区域煤层气气藏合理井距为406m。

（3）通过地质建模和数值模拟研究，确定最佳布井方案为投产63口水平井，排距为400 m，水平段长度为1 200 m，日均产气量为22×104m3，累计产气量为18×108m3，采出程度为25%。

参考文献

[1] 石书灿，林晓英，李玉魁. 沁水盆地南部煤层气藏特征[J]. 西南石油大学学报，2007，29（2）：54-56.

[2] 杨秀春，叶建平. 煤层气开发井网部署与优化方法[J]. 中国煤层气，2008，5（1）：13-17.

[3] 张培河，张群，王晓梅，等. 煤层气开发井网优化设计——以新集矿区为例[J]. 煤田地质与勘探，2006，34（3）：31-35.

[4] 程伟. 延川南煤层气开发试验区井网部署与优化研究[J]. 中国煤层气，2012（4）：25-28.

[5] 李腾. 不同构造条件下多煤层区煤层气井井型井网优化设计[D].徐州：中国矿业大学，2014.

[6] 张群. 煤层气储层数值模拟模型及应用的研究[D].北京：煤炭科学研究总院，2002.