基于煤矿“先抽后建”及资源开发的煤层气地面井位抽采部署及应用

王 晶，姚团琪，程 斌

基于煤矿“先抽后建”及资源开发的煤层气地面井位抽采部署及应用

王 晶，姚团琪，程 斌

(中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西 西安 710077)

针对目前煤矿“先抽后建”提出的安全指标及贵州黔北矿区多煤层的资源特征，同时弥补目前地面抽采部署缺乏系统性、盲区大的问题，以贵州对江南煤矿为例，进行了煤层气地面抽采井位部署研究。综合该区复杂的地形条件、煤层发育特征(层数多、厚度薄、成群分布)、煤体结构及开发部署要求，优选出分段压裂水平井为主、丛式井为辅的开发方式。沿着1、2号采掘工作面分别部署了4个水平井组和16个垂直井(丛式井)，占地7个井场。通过精细化地质模型建立、网格划分，利用CBM-SIM数值模拟软件模拟了20口井(井组)5 a地面抽采效果平均日气量可达26 036.54 m3，地面抽采5 a后1、2号工作面内M78煤层气含量降幅超过30%。模拟结果显示，对江南煤矿的精细化井位抽采部署，有效降低了采掘工作面瓦斯含量，兼顾煤矿安全生产和煤层气资源利用的双重目的。该方法可为煤层气地面抽采及煤矿井下采掘安全协同发展，提供新思路、新方法。

先抽后建；资源开发；井位部署；产能预测

随着我国煤矿安全和环保标准不断提高，煤层气开发利用前景日趋广阔。目前国家能源和安全监管部门提出了加快煤层气地面开发和推广煤矿“先抽后建”的理念，这使得瓦斯预抽成为煤矿开采的第一门槛。同时煤层气作为宝贵的绿色清洁能源，在我国能源极度紧张的形势下，其开发利用备受国家及行业的关注。煤层气产业的发展也带来了煤层气开发技术的日趋成熟，煤层气地面直井(含丛式井)[1]、水平对接井、多分支水平井[2]、分段压裂水平井[3]等井型在市场上不断推广试验，且取得了很好的效果[4]，煤层气地面预抽已成为解决煤矿安全的重要手段之一[5-6]。然而目前煤层气开发部署主要包括单井生产、井网抽采[7-8]、示范工程[9]等类型，这些方式受开发目的、地形特征、井型缺陷的限制，并未做到依靠地面抽采达到解决煤矿安全和资源利用的双重目的。

贵州省对江南煤矿所在的黔北矿区属突出危险矿区[10]，煤层发育具有“层数多、厚度薄、成群分布”的特点，主要煤层瓦斯含量大、煤层气资源丰富[11]，该煤矿地处云贵高原西北部，沟谷纵横、地貌比较复杂，井位部署存在困难，解决瓦斯突出成为难题，这也是“十三五”规划的重要研究方向。依照煤矿建设之前必须进行“先抽后建”的要求，即通过地面钻井预抽瓦斯且抽采率超过30%，这使得该区的井位部署尤为重要。为了兼顾“先抽后建”的安全指标和煤层气资源有效利用的能源需求，笔者结合对江南煤矿的地质、地貌特征，开展对江南煤矿首采区煤层气地面井位部署工作，并借助CBM-SIM数值模拟软件对抽采效果进行了预测。

1 煤层气地质概况

对江南煤矿地处贵州省大方县南西方位，织纳煤田北部，面积26.86 km2。该煤矿在构造上位于大方背斜倾伏端的NW翼、落脚河向斜SE翼，总体为单斜构造产出。构造复杂程度中等，以平行于煤层走向的断层为主，以近垂直、斜交走向的断层为辅。地层倾角4°~15°，较为平缓。

对江南煤矿含煤地层为二叠系上统龙潭组(P3)，含煤16~36层，其中M18、M78煤层为全区可采煤层，M29、M51为大部可采煤层，含煤总厚9.98~26.38 m，平均19.01 m，含煤系数8.8%。煤体结构主要为碎裂–碎粒结构煤。根据贵州省大方县对江南煤矿首采区补充勘探报告，首采矿区内各煤层含气量为15.94~18.32 m3/t，气含量较高。

目前该区共实施5口参数井，根据该区参数井的注入/压降试井测试数据，4个可采煤层渗透率为(0.06~0.13)×10-3μm2。另外，根据DJN-01井的宏观煤岩描述报告，各煤层煤样裂隙发育，一般呈网状分布，裂隙密度为10~40条/5 cm，连通性中等，有利于煤层气的扩散及运移。该区储层压力差异较大，压力梯度0.77~1.71 MPa/hm，平均为0.95 MPa/hm。

2 地面抽采部署

贵州对江南煤矿目前首采1、2号工作面，位于井田中部，工作面长度为1 150~1 200 m，宽220 m。M78煤为主采煤层，煤厚0.98~2.55 m，埋深在500~ 685 m，煤层气含量为10.50~20.20 m，M78煤层气含量如图1所示。根据该区开采规划，要求矿井建设5 a后对首采1号工作面进行开采，建设6 a后开采2号工作面。为了贯彻和落实“先抽后建”政策，消除煤与瓦斯突出等威胁，同时考虑该区多煤层的特征，确定了该区的地面抽采部署原则：①根据工作面巷道的布置规划及“先抽后建”要求，地面开发井尽量布置在巷道附近，使得5 a后巷道区瓦斯含量大幅降低，煤炭掘进巷道及工作面M78煤层瓦斯量降低程度均超过30%以上，抽采均匀，无盲点；②该区地形复杂，多数地区交通不便，井场数量安排尽量减少；③考虑多煤层资源综合利用，在开发M78煤层同时，尽量兼顾邻近煤层，一方面提高单井产量，资源更易于利用，同时可缓解其他煤层的煤矿安全问题。

图1 M78煤层气含量分布图

研究区地形条件较差，除普通垂直井井场要求较多以外，水平井、丛式井开发方式占地面积都较小[12]。然而普通水平井，如不采取压裂增产措施，井筒垂直方位降低瓦斯的范围有限，需要布置大量的井组，成本相对较高，经济可行性较差。同时考虑5 a首采工作面整体降低30%的要求，在开采时间较为紧迫的区域，分段压裂水平井以其高效的抽采效率、较低的施工风险[13-15]的特点列为本次布井的首选开发方式。其次可以选择丛式井，由于水平井造斜段一般在200~300 m左右，该段无法起到抽采效果，出现开采盲区，应适当配合丛式井或定向井。丛式井可同时开采多煤层也能弥补水平井的开采盲区。

具体布井方案如图2所示。第1工作面以分段压裂水平井为主，考虑施工风险和地形现状，水平井水平段最长控制在800 m左右。共布置4组水平井，4组分段压裂水平井抽采单元沿两条掘进巷道附近布置在M78煤层或者该层顶板。根据现场地形及M78煤层底板等高线，将H1-V1、H2-V2井设计为水平对接井(H为水平井，V为对接直井)，H3、H4为L型水平井，井场位置及井眼轨迹如图2—图3所示。依据工作面巷道长度，对水平井抽采单元的水平段长度及压裂段数进行了优化设计。其中，H1-V1井组水平段长度810 m，压裂10段；H2-V2井组水平段长度820 m，压裂10段；H3井水平段长度590 m，压裂7段；H4井水平段长度360 m，压裂4段。

图2 地面抽采井位部署图

由于水平井抽采单元钻井造斜，导致造斜段处于地面抽采空白范围，为此在4组水平井造斜部分各设计补增1口斜井，分别为Z10、Z11、Z12、Z13井，空间位置如图2—图4所示。

2号工作面北侧回风巷道西侧距离V1井尚有340 m间距为抽采空白带，设计增加2口斜井Z14、Z15井(图4)，1号工作面西侧的空白带增设1口斜井Z16(图3)，根据各煤层厚度及气含量，设计这3口井主要抽采M18、M51、M78煤层。由图3、图4可看到1号工作面回风巷附近只需2个井场，2号工作面北侧仅需2个井场，大大减少了煤层气地面开采用地。

图3 1号工作面回风巷地面抽采井布置示意图

图4 2号工作面运输巷地面抽采井布置示意图

2号工作面南侧巷道地面抽采时间相对充足，考虑到多煤层资源有效利用，所以将抽采单元方式优选为9口垂直井，采用丛式井方式，共3个井场，如图5所示。各井在M78煤层见煤点间距220 m左右，抽采范围基本覆盖了整个巷道。各井分别为Z01、Z02、Z03、Z04、Z05、Z06、Z07、Z08、Z09井，根据煤厚及气含量数据，设计Z01、Z02井抽采M18、M51、M78煤层，其他井抽采M18、M29、M51、M78煤层，在抽采主采M78煤层的同时，兼顾了其他可采煤层。

图5 2号工作面回风巷地面抽采井布置示意图

3 产能预测及效果评价

为了分析对江南首采工作面煤层气地面抽采部署效果，本文采用CBM-SIM煤层气藏数值模拟软件进行产能预测。

CBM-SIM软件是用于模拟非常规油气藏的三维、两相，单、双、三孔隙模拟软件。本次建立模型为双孔隙/单渗透率模型，模拟尺寸为2 700 m× 1 100 m，模拟边界条件为定压，各井均为定井底压力生产。煤厚、气含量根据编绘该区的等值线图网格化精确读取，等温吸附参数为实测数据，裂缝含水饱和度为100%，储层压力梯度选用该区的平均压力梯度0.95 MPa/hm，煤层渗透率结合该区注入/压降测试数据范围，同时考虑到该区测点较少，因此统一采用了0.11×10-3μm2。模拟参数如表1所示。分段压裂水平井单独抽采M78煤层，其他丛式井兼顾抽采M18、M29、M51、M78煤层。

表1 数值模拟参数表

3.1 煤层气产量

根据模拟结果(图6)，4组水平井开采M78煤层，地面抽采5 a后，H1–V1井组最高日产量为7 138.45 m3/d，H2–V2井组最高日产气量为7 661.71 m3/d，H3–V3井组最高日产气量为5 302.31 m3/d，H4–V4井组最高日产气量为2 833.59 m3/d。直井(丛式井)开采3~4层煤，平均日产气量最高达2 829.79 m3/d。总体来看，该区4组水平井和16口直井(丛式井)5 a日产气量平均26 036.54 m3/d，5 a日产气量都在14 000 m3/d以上、累计产气量达4 686.577万m3。该地区的煤层气开发可带来可观的经济效益。

图6 2个工作面地面抽采产气量模拟结果

3.2 煤层气含量变化特征

由首采区M78煤层气含量等值线(图1)可以看出，抽采前，M78煤层气含量基本都在12 m3/t以上，由东向西逐渐增大，西部增加到19 m3/t左右。

经过5 a的地面抽采后，M78煤层气含量有了大幅度的降低(图7)，水平井眼附近最高降低幅度超过60%。其中，1号工作面气含量降低程度显著，西部气含量降低到7.23~13.80 m3/t，东部气含量降低到5.15~9.20 m3/t；2号工作面西部地区气含量降低到9.20~13.50 m3/t，东侧气含量降低到4.51~8.00 m3/t。抽采5 a首采2个工作面综合抽采率都超过30%，已满足煤矿生产安全要求。

图7 抽采5 a后工作面M78煤层气含量分布图

模拟结果表明，2个工作面所属区域及巷道附近气含量均降低超过30%，不但满足了巷道附近的抽采要求，合理而精细的部署方案也使2个工作面大部分地区达到煤矿建设要求。

4 结论

a. 与普通井网部署方式相比，贵州对江南首采工作面的地面煤层气部署方式做到了整体规划，覆盖面大，盲区小，兼顾煤矿安全和资源利用的双重效益。

b. 对江南煤矿首采工作面共布置4组水平分段压裂井和16口直井(丛式井)，共7个井场，有效减少井场占地，同时也达到了区域全覆盖。

c. 数值模拟结果显示，对江南煤矿设计的4组水平分段压裂井+16口直井(丛式井)的部署方案，排采5 a可将两个工作面范围内M78煤层气含量降低超过30%，最高降低幅度超过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

国家科技重大专项任务(2016ZX05045-002-004)；中国煤炭科工集团科技创新资金资助项目(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，硕士，助理研究员，从事煤层气开发地质与开发工程方向研究工作. E-mail：393741007@163.com

王晶，姚团琪，程斌. 基于煤矿“先抽后建”及资源开发的煤层气地面井位抽采部署及应用[J]. 煤田地质与勘探，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.

(责任编辑 范章群)