（油气田开发工程专业论文）沁水盆地樊庄区块3lt＃gt煤煤层气产能研究.pdf

a b s t r a c t t h ep r e s e n tp i l o tw e l lp e r f o r m a n c ea n dt h ef a c t o r se f f e c t i n gt h eg a s p r o d u c t i o nr a t e a r ea n a l y z e df o rt h ec o a l b e dm e t h a n ei nf a n z h u a n gs e c t i o no fq i n s h u ib a s i ni ns h a n x i p r o v i n c e ，t h e nt h ep r o d u c t i v i t ya n dr e c o v e r yf a c t o ro ft h i s s e c t i o na r ef o r e c a s t e di n n u m e r i c a ls i m u l a t i o n t h er e s u l t sc b ub eu s e da sd i r e c t i o n st oe c o n o m i cd e v e l o p m e n to f t h ee o a l b e dm e t h a n ei nf a n z h u a n gs e c t i o n t h eg a sc o n t e n ti sh i 曲i nt h es e a m3 , r o u g h l y2 5 m 3 t h o w e v e r , i t sp e r m e a b i l i t yi s o n l y0 5 一l m d t h el o wp e r m e a b i l i t yl i m i t e dt h ew e l lp r o d u c t i o nr a t e ，b a s e do nt h e s u b s u r f a c eg e o l o g y , t h ea r t i c l ep r e s e n t sv e r t i c a lw e l lw i t h 疔a c t u r et e c h n o l o g y o r p i n n a t eh o r i z o n t a lm u l t i l a t e r a l w e l lt od e v e l o pt h ec o a l b e dm e t h a n ei nf a n z h u a n g s e c t i o n i ti se s t i m a t e dt h a tt h ea v e r a g eg a sr a t eo fv e r t i c a lw e l lw i t hf r a c t u r et e c h n o l o g yi s 18 0 0 3 0 0 0m 5 di nt w e n t yy e a r s b a s e do nn u m e r i c a ls i m u l a t i o na n de c o n o m i ce v a l u a t i o n ，t h eq u i n c u n xp a t t e r n sw i t h o p t i m a l5 0 0m e t r ew e l ls p a c i n gi sr e c o m m e n d e da sw e l lp a t t e r n st od e v e l o pc o a l b e d m e t h a n ei nf a n z h u a n gs e c t i o n t h ec u m u l a t i v eg a sp r o d u c t i o ni sf o r e c a s t e dt ob e4 3 1 0 8 m 3 , a n dr e c o v e r yf a c t o r4 4 3 d u r i n g2 0y e a r se c o n o m i cp r o d u c t i o np 谢o d sw i t h g a sp r i c ea b o v e0 。7 4y u a r t m 3 w i t ha tl e a s t3 1 0 4 m 3 d w e l lg a sr a t ef o r e c a s t e di n1 0y e a r s ，a n dr e c o v e r yr a t e a b o u t5 0 , t h ep r o d u c t i v i t yo fp i n n a t eh o r i z o n t a lm u l t i l a t e r a lw e l li sm u c hh i g h e rt h a n t h a to ft h ev e r t i c a lw e l l h o w e v e r , t h e r ei sh i g t lr i s kf o rp i n n a t eh o r i z o n t a lm u l t i l a t e r a l w e l lt e c h n o l o g yu s e di nf a n z h u a n gs e c t i o nw i t h o u te x a m p l ei nc h i n a i ti ss u g g e s t e dt o d i l lp i l o tw e l la n df u r t h e ro b s e r v ei t sp e r f o r m a n c e k e y w o r d s ：q i n s h u ib a s i n c o a l b e dm e t h a n e d e v e l o p m e n t p r o d u c t i v i t yp r e d i c t i o n e c o n o m i ce v a l u a t i o n 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究 成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他人 已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得中国石油勘探开发研究院或其它 教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任 何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 签名： 嗜复 日期：丝! ：! ：夕 关于论文使用授权的说明 本人完全了解中国石油勘探开发研究院有关保留、使用学位论文的规定，即： 中国石油勘探开发研究院有权保留送交论文的复印件，允许论文被查阅和借阅： 学校可以公布论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或其他复制手段保存 论文。 ( 保密的论文在解密后应遵守此规定) 签名：! 乡壑导师签名日期：丝：生：2 第一章绪论 第一章绪论 1 1国内外煤层气开采现状 1 1 1 煤层气开采的特殊性 煤层气的赋存介质和赋存方式均与常规天然气不同，煤层气是自生自储在煤 岩中，煤由基质和割理系统组成。煤层气主要以吸附方式赋存于煤岩基质中，少 部分以游离形式，或以溶解状态赋存于煤层割理、裂缝的煤层水中。 由于煤层气的赋存介质和赋存方式的同，煤层气开采方式也与常规气藏不同， 主要利用井组面积法排水降压采气。通过大面积排水降压，使煤层压力降到临界 解吸压力以下，使得煤层气从基质中解吸出来，延割理或裂缝系统流入井筒而被 采出。随着临界解吸压力波及范围越来越大，并口产气量也越来越大。煤层气井 的生产一般有三个阶段( 见图1 1 ) ： 1 ) 降压解吸阶段 主要产水，随着压力降到煤层临界解吸压力以下，气体饱和度增加，气相渗 透率提高，井口开始产气并逐渐上升。时间可能几天或数月，图中i 阶段。 2 ) 稳定生产阶段 产气量相对稳定，产水量逐渐下降，为高峰产气阶段，图中i i 阶段。 3 ) 产量递减阶段 随着压力下降，产气量下降，并产出少量或微量的水。时间一般十年以上， 图中i 阶段。 第一章绪论 产量 i i i i i i 八 。 弋 水 图1 1煤层气井三个生产阶段 时阊 1 1 2 煤层气开采的国内外现状 2 0 世纪7 0 年代，美国通过地面钻孔的方式，第一次将煤层气作为资源开采。 目前，美国已经有六个盆地开始大规模开采煤层气。它们是位于亚拉巴马州的黑 勇士盆地和位于科罗拉多卅i 和新墨西哥州之间的圣胡安盆地、尤因塔、粉河、拉 顿和阿巴拉契亚盆地。美国煤层气远景资源量目前估计为1 1 2x l o “m e 2 1 1 9 x 1 0 1 2 m 3 ，2 0 0 3 年已达到年产煤层气4 5 0 x 1 0 8 m 3 。开发煤层气己成为美国天然气行 业中发展最快、最活跃的一个独立分支。 在美国开发煤层气获得成功之后，澳大利亚、加拿大、印度等国家引进美国 的技术积极开发了煤层气资源，目前也取得了较好的效果。 中国煤炭资源非常丰富，储量位居世界第二，埋深1 5 0 0 米以浅的煤层气总资 源量可达2 7 1 0 挖m 3 ，与我国的天然气资源量几乎相当，煤层气开发有着很好的资 源基础“2 。在沁水盆地樊庄区块、寿阳、铁法共探明煤层气地质储量1 0 2 3 x 1 0 8 m 3 。 我国于2 0 世纪8 0 年代初开始进行煤层气勘探方面研究，目前还处于开发试验 阶段。截至2 0 0 4 年底，全国正式施工煤层气井近2 5 0 余e l ，这些井主要分布在华北 区、东北区、华南区、西北区。主要产气井分布在沁水盆地潘庄、樊庄和枣园三 个试验区和鄂尔多斯盆地的三交一柳林一石楼试验区，分别由中石油和中联煤公 2 第章绪论 司施工。在沁水盆地，小井组初期试气已完成，并获彳导工业气流。 由于我国煤层渗透性较羞，几乎所有的井都采用了水力压裂增产措旌，单井 产量与常规天然气并相比较低，日产气基本上低于5 0 0 0m 3 ，急需深化煤层气开发 技术研究与开发实践，早日实现煤层气的商业开发。 1 2 研究的目的和意义 我国是煤炭大国，煤层气资源非常丰富，但是煤层气开发明显落后于美国。 我国对于煤层气的能源开发需求日益迫切，开发和利用煤层气不仅能够缓解我国 能源短缺的紧张局面，改善能源结构，而且对于减少煤矿瓦斯事故也是至关重要 的。 我国成煤地质条件复杂，煤岩变质程度普遍较高，煤层渗透率都较低，开发 这种非常规天然气还缺乏成功的经验。 本文对沁水盆地樊庄区块3 “煤层气的产能研究，目的在于对产能和采收率做 出客观评价，探索该区实现经济开发的成功之路，对今后煤层气开发具有重要的 指导意义。 1 3 研究思路、方法 本文通过调研美国主要煤层气的开发技术现状，了解在不同地质条件下所采 用的主体开发技术及其单井产量状况，并与国内煤层气试验区地质条件和产量状 况进行类比分析，确定煤层气的主体开发技术。 通过研究沁水盆地樊庄区块3 “煤的试采动态，分析影响该区产量的主控因素， 提出提高单井产量的措施途径，结合数值模拟方法预测在不同开采方式下的单井 产量，并运用经济评价方法优选最佳方案。 1 4 研究成果 ( 1 ) 总结了美国三大煤盆地( 圣胡安、黑勇士、粉河) 煤层气开发主体工 艺技术、储层适用条件和开发效果。国外成功经验表明：煤层气的开发应针对不 第一章绪论 同地质条件选择与其相适应的开发技术和井网井距，煤层气单井产量较常规天然 气产量低，5 0 左右的井产量小于3 0 0 0m 3 d 。 ( 2 ) 分析了沁水盆地樊庄区块已有井开采动态，确定了影响沁水樊庄区块 煤层气产量的主控因素。认为樊庄区块煤层含气量高、厚度较大，但是煤层渗透 率低是制约该区块煤层气开发的重要因素。因此，建议采用真井压裂和定向羽状 水平井两种方式开采该区块。 ( 3 ) 用类比法、等温吸附曲线法、数值模拟等多种方法预测了沁水煤层气田 樊庄区块采收率，预计为4 0 5 0 。 ( 4 ) 在动态分析的基础上，运用数值模拟方法，计算了采用直井压裂方式开 采樊庄区块3 4 煤层气，2 0 年单井平均日产气为1 8 0 0 3 0 0 0n 1 3 ，与美国煤层气开 采盆地相比，产能属于中一低产水平。 ( 5 ) 确定了直井开采的最佳井网井距。通过研究认为，梅花形井网5 0 0 m 井 距为直井压裂开采方式的最佳方案，经济开采年限为2 0 年，累产气4 3 x 1 0 8 m 3 ， 采收率4 4 3 。气价高于0 7 4 元m 3 时，方案才有经济效益。推荐在沁水樊庄区块 试采区采用梅花形井网5 0 0 m 井距方案。 ( 6 ) 采用定向羽状水平井开采樊庄区块3 4 煤，煤层气单井产量与直井比较有 大幅度的提高。预计1 0 年平均单井产气量大于3 x 1 0 4 m 3 。建议在试采区附近开展 先导性实验，并与直井开采效果进行对比分析。 煤层气开发在国内还处于试验阶段，本文在产能预测和采收率评价方面的研 究有创新，并且理论联系实际，针对樊庄区块提出了具体的开发预测指标和优化 的方案，对指导该区今后的煤层气开发具有很好的实际应用价值。 4 第二章国内外煤层气开发技术现状 第二章国内外煤层气开发技术现状 煤层气作为接替洁净能源的重要战略价值以及开采煤层气对采煤和环保的重 要促进作用已经受到越来越多能源生产国的高度重视。 我国煤层气总资源量可达2 7 1 0 2 m 3 ，与我国的天然气资源量几乎相当，如此 体现重要经济价值和社会价值的能源向我们展示了广阔勘探前景和开发的巨大潜 力，但我国煤层气开发刚刚起步还没有现成的经验。美国是世界上开发煤层气最 早、最成功的国家，目前无论在技术水平还是在产业化方面均居世界前列，代表 着煤层气开发的最新进展。因此调研美国的煤层气开发现状，从地质条件、开采 特征到所采用的开发技术进行全面了解，借鉴其开发的成功经验，指导我国煤层 气进入大规模开发，以弥补常规天然气资源的不足，具有十分重要的意义。 2 1 美国典型煤盆地开发现状 美国煤层气资源量估计为1 1 2 2 1 1 9 x 1 0 1 2 r l l 3 ，已探明可采储量1 1 0 1 2 i t l 3 ，已 采出煤层气3 6 0 0 1 0 8 m 3 。1 9 8 6 年年产量5 1 0 8 m 3 ，2 0 0 2 年年产量达到4 5 0 x 1 0 8 m 3 。 产量主要集中在三大盆地内，即圣胡安盆地、黑勇士盆地以及粉河盆地。昭 2 1 1 圣胡安盆地 圣胡安盆地位于科罗拉多州南部，新墨西哥州的北部，属洛基山脉南部的盆 地，面积1 9 4 1 0 4 k m 2 ，为一不对称向斜盆地。圣湖安盆地是北美地区煤层气产 量最高的瓮地，2 0 0 0 年美国煤层气的8 0 产自圣胡安盆地，煤层气总资源量 2 3 8 1 0 1 2 m 3 ，探明食气面积4 1 4 4 k r a 2 ，煤层气可采储量2 4 4 3 x 1 0 8 i 1 3 。主要地质参 数见表2 1 。 第二章国内4 - 煤层气开发技术现状 表2 1 圣湖安盆地主要地质参数 内容特性 厚度厚度9 3 0 米，单层厚度0 6 1 2 米 埋深一般 0 7 5 ) 、含气量高( 1 5 m 3 t ) 、 构造裂缝发育，且煤层的裂缝网络是张性的，渗透率高达1 5 6 0 m d ，地层压力高， 压力系数达1 1 1 3 ，含气达到饱和甚至过饱和，区域认使用裸眼洞穴完井技术 开采煤层气，单井产量相当高。 ( 2 ) 区域煤层厚度约为2 ，1 4 8 m ，呈低压，是区域地下水泄流区，无采 出水。 ( 3 ) 区域i 煤层气井很少，也是低压区，水量很少。 6 第二章国内外煤层气开发技术现状 图2 1 圣湖安盆地的开采分区( 据k a i s e ra ta 1 ，1 9 9 1 ，修编) 1 9 7 7 年盆地第一个煤层气田一锡达尔气田投入开采，截止到2 0 0 2 年，共有生 产井2 5 5 0 口，单井日产气量o ，1 5 5 x 1 0 4 m 3 d 。最大产量来自于高产富集区1 a 区 中的6 0 0 口井，采用裸眼洞穴完并。 在富集区以外裸眼洞穴完井效果差于射孔压裂完井，所以在外围几乎全部是 直井射孔完井后再压裂增产。 在过去的十年中，圣胡安盆地煤层主要通过钻加密并和水平井来维持产量。 在水果地组低压、低产能储层中，在原单井控制面积3 2 0 英亩( 井距1 l o o m ) 范 围内，又钻了加密井。在p i c t u r ec l i f f s 地层单井控制面积为1 6 0 英亩( 并距8 0 0 m ) ， 仍打算钻加密井。 2 1 2 黑勇士盆地 黑勇士盆地为一较为平缓的倾斜构造盆地，含煤面积大约为6 9 5 0 k m 2 。盆地埋 深2 4 0 4 1 2 2 0 m ，煤层厚度6 1 2 m ，单层厚度不超过1 3 m ，多被砂岩岩层分隔， 为高挥发分烟煤至低挥发分烟煤，煤层含气量6 2 0 m 3 t ，平均为1 6m 3 t ，煤层气 资源量为5 6 6 3 x 1 0 8 m 3 。 黑勇士盆地的单井产量较圣湖安盆地要小。截止到2 0 0 2 年，整个盆地钻了6 0 0 0 1 ：3 煤层气井，累积产气量3 9 6 4 4 x 1 0 s m 3 ，3 4 7 4 口井仍在生产，日产气9 3 4 x 1 0 6 m 3 ， 第二章国内外煤层气开发技术现状 平均单井产量为2 6 8 8 m 3 d 。 目前黑勇士盆地主要通过以下手段来提高产量：1 ) 在现有气田中拟钻加密井， 井距以5 7 0 m x 5 7 0 m 为主：2 ) 通过改进钻井、完井及压裂工艺技术，降低开发费用， 提高作业效率。这些改进包括多煤层重新完井( r e c o m p l e t i o n ) 、在多个煤层同时实 施水力压裂增产措施，以及对部分气田进行重新评价，旨在识别由于最初压裂不 当或固井质量不佳而造成的一些问题。 2 2 3 粉河盆地 粉河盆地位于蒙大拿州东南部和怀俄明州东北部，面积约6 7 10 4 l 锄2 ，为一 大型沉积盆地。盆地是一个较大的非对称向斜，长轴呈s e n w 向。煤系地层为 古新统，生产区有7 5 位于俄亥明州，盆地的5 0 被认为是有煤层气产出潜力的。 粉河盆地煤层大多为亚烟煤，成熟度较低，煤层甲烷气属生物成因，相对其 它煤盆地而言，其单位体积的煤层气含量较低，约为o 8 l ，1 1 1 1 3 t ( 其它煤盒地含 量一般是9 9 m 3 t ) 。 粉河盆地之所以能形成商业化规模开采，在于其渗透率高( 大于1 0 r o d ) 、煤 层较厚，这些因素弥补了含气量低这一劣势。 该盆地工业性煤层气开发始于1 9 8 6 年。煤层气并采用裸眼完并和水力压裂技 术，旨在提高气井产量。但由于该盆地煤层渗透率较高，煤层脱水后。埋藏较浅 的亚烟煤层坍塌，水力压裂的增产效果并不好。因此大多数位于f o r tu n i o n 的煤层 气井均不实施水力压裂。 粉河盆地煤层气井的井距一般为4 0 0 m 5 7 0 m ，是美国目前煤层气井井距最小 的煤翁地。 开发初期，气井数量较少( 1 9 8 9 年仅有1 8 口井) ；1 9 9 9 年发展到了1 6 8 3 口 井，年产量为2 1 6 8 1 0 8 m 3 ：到2 0 0 2 年底，井数增至1 0 7 1 7 口，年产量为8 9 7 1 1 0 8 i n 3 ( 图2 2 - 2 _ 3 ) 。 截至到2 0 0 4 年2 月，粉河盆地在怀俄明州，共有1 2 1 5 5 口生产井，由于没有 水处理装置，有3 9 6 6 口煤层气井关井。生产井平均单井日产气2 0 2 5 m 3 ，日产水 i 2 8 7 m 3 。 第二章国内外煤层气开发技术现状 目前粉河盆地已成为美国煤层气开发的主要地区。尽管单井产量并不高，但 是由于井浅，钻井投资低，并且采出水水质好，几乎不需要处理，经营成本低， 因此实现了经济开发。 图2 2 粉河盆地煤层气历年钻井数 图2 3 粉河盆地煤层气历年年产量 2 2国外煤层气主体开发技术和应用效果 由于煤储层中的甲烷气绝大多数是以吸附态存在于煤层的表面，要开采就必 须使其从煤层中解吸出来。而甲烷气只有当地层压力低于煤层的临界解吸压力以 下时才会得到解吸。因此，目前开采煤层气的方法一般采用抽排煤层中的承压水， 降低煤层压力，使煤层中吸附的甲烷气释放出来。煤层普遍存在低压、低渗的特 第二章国内外煤层气开发技术现状 性，采用常规方式开采煤层气单井产量低，经济效益比较差，而且煤层与常规砂 岩气藏比较更容易污染，由于煤层的渗透率普遍较低，应用常规的方法一般无法 达到经济开采要求，因此，在煤层气开发中都使用特殊的完井和增产方法使煤层 气井达到经济开采要求。 目前已形成一套完善的煤层气勘探开发技术体系，其先进技术和经验值得借 鉴。 目前美国煤层气开发的钻完井工艺技术主要有以下几种：裸眼洞穴完井工艺、 直井水力压裂增产工艺、羽状水平井钻井完井工艺技术。 2 2 1 裸眼洞穴完井( o p e n h o l ec a v i t y ) 裸眼洞穴完井技术：将高压空气注入煤层中，当井筒压力大于井简周边晟小就 地应力时，形成张性裂缝( 张性破裂带与最大水平应力方向平行) ；然后使压力突 然释放，造成剪切破坏( 剪切破裂带与最大水平应力方向垂直) ，煤粉落入井筒，周 期性循环的钻井液将煤层微粒、气、水同时返排( f l o w b a c k ) 。上述过程循环数次 直至形成稳定的洞穴，且井筒亦无碎屑。根据室内部分研究数据显示，张性裂缝 可由井简处延伸至3 0 6 0 m ( 1 0 0 2 0 0 f i ) 左右，剪切裂缝可延伸至7 5 m ( 2 5 r ) 左 右。 施工过程通常以5 7 8 6n 1 3 m i n 的注入速率将空气或空气水混合物注入井筒 内，时间为1 6 h ，地面压力通常达到i o m p a ，视煤层埋深、渗透率以及就地应力 而异。在整个完井作业期间，通常需要泵入2 0 3 0 次，持续时间约为1 0 1 5 天 左右。有时煤层甲烷自然聚集而形成高压区域，在这种情况下，则无需注入高压 空气。 裸眼洞穴完井技术主要增产机理是： ( 1 ) 通过多次循环，一般在并底形成一个直径为1 3 m 的洞穴，有效地扩 大了有效井径； ( 2 ) 在最小主应力方向形成可长达6 0 m 自支撑的垂直张裂缝： ( 3 ) 在最小主应力方向受剪切应力作用提高了近井区域储层的渗透率。 由于扩大了有效井径，提高了近井区域的渗透性，由此煤层气产量大幅提高。 1 0 第二章国内外煤层气开发技术现状 在圣胡安盆地甜点区( t h e “f a i r w a y 或1 a 区) ，洞穴完井与邻近常规压裂弗相比， 煤层气产量提高4 倍以上，洞穴完井第一年产气量平均为4 8 0 0 0 m 3 d ，常规压裂井 第一年产气量平均仅1 1 0 0 0 m 3 a 。 洞穴完井是一种有效的提高煤层气井产能的技术，但并不是所有煤层都适合 进行洞穴完井，在圣胡安盆地甜点区以外的区域，洞穴完井增产效果不如常规压 裂井。依据美国煤层气开发实际，适合洞穴完井的煤层地质条件主要为： ( 1 ) 煤层厚度大，单层厚度大于1 0 m ； ( 2 ) 超压煤层更为有利； ( 3 ) 煤层割理发育，渗透率较高，一般应大于5 m d ； 依据具体地质条件，在美国，洞穴完井技术主要应用在圣胡安盆地的甜点区 和粉河盆地。 圣胡安盆地的甜点区煤层厚1 5 2 1 m ，属于高挥发分a 烟煤到中挥发分烟煤， 含气量一般大于1 5 m 3 t ，渗透率1 5 6 0 m d ，区内主要采用洞穴完井技术，常见的 煤层气井最高产气量为2 8 3 1 6 9 9 x 1 0 4 m 3 d 。 粉河盆地煤层大多为亚烟煤，成熟度较低，煤层甲烷气属生物成因。煤层渗 透率高、厚度大、产出水质好，煤层厚度1 2 3 0 m ，渗透率大于1 0 m d 。盆地内目 前有1 2 0 0 0 多口煤层气井，全部采用洞穴完井技术。 2 2 2 直井水力压裂增产工艺技术 水力压裂是煤层气开采中重要的增产措施之一，在国内外得到广泛的应用。 它是利用地面高压泵组，将压裂液( 高粘液体) 以大大超过地层吸收能力的排量 注入井中，在井底憋高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度 时，便在井底地层附近产生裂缝，继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前延伸 并填以支撑剂，关井后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底附近地层内形成具有一 定几何尺寸和高导流能力的填砂裂缝，使井达到增产目的。依据压裂液选用类型， 水力压裂技术可以划分为： 1 ) 冻胶压裂完井( g e lf r a c t u r et r e a t m e n t s ) 该完井方法主要用于气井套管完井进行射孔后使用冻胶作为压裂液在煤层 第二章国内外煤层气开发技术现状 中压开一个高导流能力的裂缝，降低井筒附近的表皮系数。 2 ) 清水压裂完井( w a t e rf r a c t u r et r e a t m e n t s ) 考虑到冻胶对地层的污染，为减少压裂液对地层的污染，压裂时使用清水携 带低浓度的砂子进行压裂，该方法压裂的费用较低、对地层污染小。 3 ) 无砂清水压裂完并( s a n d l e s s w a t e r f r a c t u r e t r e a t m e n t s ) 在黑勇士盆地，进行了不加砂的清水压裂，虽然这种压裂方式没有加砂压裂的 效果好，但是其施工费用低廉，当再次进行冻胶压裂时，一般气井都能够增加天 然气的产量。 水力压裂增产技术在国、内外得到广泛的应用，并且成为煤层气井主要增产 措施。在美国，除粉河盆地和圣胡安甜点区以外，在黑勇士、皮申斯、尤因塔、 拉顿、中阿巴拉契亚、北阿巴拉契亚等盆地，均使用水力压裂增产技术进行煤层 气开采。 通过对美国水力压裂井实际资料( 表2 2 ) 总结，认为适合于利用水力压裂开 采的煤层地质条件如下： 1 ) 埋藏深度适中，一般5 0 0 1 5 0 0 m ； 2 ) 煤层厚度6 2 0 m ，煤层含气量6 m 3 t 以上； 3 ) 煤层渗透率较低，一般低于5 m d ； 4 ) 煤层顶底具有较好的隔层条件。 表2 2 美国压裂开采煤层气主要盆地地质条件一览表 搞地 开采 单层 累计 镜质体 含气量 深度厚度厚度反射率 煤阶 名称 ( 1 n j ，t ) ( m )( n 1 )( n a )( ) 1 5 2 长焰煤 圣胡安0 1 1 26 - 2 4 0 5 0 一1 5 4 1 2 7 1 7 ，2 1 2 8 0 肥煤 长焰煤 黑勇士4 5 7 9 1 4m 之47 60 5 0 1 5 06 2 0 肥煤 长焰煤 拉顿 4 5 7 6 1 0o 6 3 66 1 20 5 7 - 1 5 77 1 1 6 1 焦煤 6 3 0 长焰煤 尤因塔 6 o0 6 0 1 4 01 0 1 2 1 3 7 0焦煤 如果单层厚度较小，但煤层分布比较集中，可以进行多层压裂后合采。如在黑 第二章国内外煤层气开发技术现状 勇士盆地，单煤层厚度一般小于1 2 m ，无法进行单独开采，由此，采用对于各层 进行压裂，然后进行合采，一般煤层气井压裂2 5 次。同时，为了解决煤粉堵塞 等问题，许多气井进行多次重复压裂，以便恢复气井产能。 2 2 3 羽状水平井( p i n n a t eh o r i z o n t a lm u l t i l a t e r a l ) 定向羽状水平井是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的，该技术是美 国c d x 公司的专利技术。定向羽状水平井是指在一个主水平井眼两侧再钻出多个 分支并眼作为泄气通道。分支并筒能够穿越更多的煤层裂缝系统，最大限度地沟 通裂缝通道，增加泄气面积和地层的渗透率，从而提高单井产量。为了降低成本 和满足不同需要，有时在一个井场朝对称的三或四个方向各布一组水平井眼，有 时还利用上下两套分支井同时开发两层煤层。用该技术开发煤层气可以大大减少 常规钻井井数，减少占地面积，减少地面管线费用，从而提高综合经济效益。 单井羽状分支累计长度可达3 5 1 6 1 m ，单井控制面积达4 8 6 b n 2 ，相当于1 6 口 直井，采收率大于7 0 ，常规技术开发采收率一般为1 0 7 0 。 在1 9 9 9 2 0 0 0 年间，c d x 公司利用水平井在西维吉尼亚的w e l c h 气田已成功 采出1 5 1 0 1 2 n 1 3 煤层气。 在圣胡安盆地应用羽状水平井技术钻2 口井，单井产量2 8 6 2 x 1 0 4 m 3 ，邻井 产量一般为2 0 0 0 8 0 0 0m 3 ，增产1 0 倍左右。由此可见，羽状水平井技术对于提 高煤层气单井产量效果显著，而且能缩短采气周期。 适用储层条件： 1 1 适用于较厚且分布稳定、结构完整的煤层，且需要煤阶较高、煤质较硬的地 质条件。 2 1 对渗透率较低，不适于直井方式开采的煤层，开采效果较好。 3 ) 该技术不适用于孔隙度较大的高渗透煤层和夹有灰岩层或砂岩层的较薄煤 层。 综上所述，直井压裂是美国目前煤层气丌采的主体技术，多数煤盆地采用压 裂增产技术进行煤层气开发，洞穴完井技术需要厚煤层、高渗透等特定的储层条 件，主要在圣胡安甜点区和粉河盆地广泛应用，大斜度井和水平井的增产效果有 第二章国内外煤层气开发技术现状 限，定向羽状水平井也是低渗煤层开发的有利手段。由此可见，每种增产措施， 都有一定的适用条件，必须依据实际地质条件选择、优化增产工艺技术。 2 3 国外煤层气开发的启示 煤层气在储集特征、渗流特点、开发机理、开采方式等方面都与常规天然气 藏不同，由此，必须了解煤层气的开采规律，使用合理的工艺技术，建立科学的 开采模式，国外成功的经验和国内的开采试验，给我们许多启示： 一、煤层气井产量较常规天然气井低 常规天然气藏依靠天然能量，主要采用衰竭开采方式，如果储层物性好，初 期单井日产量高。煤层气主要通过排水降压方式开采，首先充填在裂隙、割理中 的自由水先被排出，待压力下降后，吸附于基质中的煤层气首先解吸，然后扩散 到裂隙或割理中，再沿渗流通道进入井筒，由于煤层渗透性一般较差，由此，压 力下降较慢，初期以产水为主，单井日产气量低，有的地区生产3 4 年后产气量 才达到高峰，但产量递减慢，有效生产年限长( 1 5 2 0 年) 。 统计了圣胡安盆地水果地组超压和欠压区5 0 1 口并，其中只产气量小于3 0 0 0 m 3 的井占4 8 9 ，大于9 0 0 0 m3 的井占2 1 6 。统计了黑勇士瓮地2 7 8 6 1 2 1 生产井，其中 日产气量小于3 0 0 0 m3 的井占5 1 4 ，大于9 0 0 0 m3 的井占3 5 。可见，与常规天然 气井比较，煤层气生产低产井数量居多，高产井数量有限。 图2 4 美国圣胡安盆地单井产量区间 1 4 第一二章国内外煤层气开发技术现状 图2 5美国黑勇士盆地单井产量区间 二、技术进步可以降低生产成本，提高单井产能 对于高压、高渗煤层，美国圣胡安盆地洞穴完井技术的应用有效地提高了单 井产能；在高产富集区内，采用洞穴完井技术单井产气量超过3 x 1 0 4 m 3 d 。 羽状水平井较直井单井日产气量提高1 0 倍多，采收率大于7 5 ，而直井方式 开采一般为1 0 7 0 。 三、不同地质条件的煤储层有与其相适应的开发技术和井网井距 圣湖安盆地 l 类区：k = 2 5 6 0 m d ，井距1 1 0 0 m ，采用裸眼洞穴完井； 2 类区：k = 5 2 5 m d ，井距8 0 0 m ，采用套管射孔压裂完井； 3 类区：k 5 m d ，采用羽状水平井； 黑勇士盆地，渗透率1 1 5 m d ，井距8 0 0 5 7 0 m ，套管射孔压裂完井； 可见，美国开采煤层气田井距一般为5 7 0 1 1 0 0 m ，地质条件特别是煤层渗透 率决定了所采取的钻完井工艺技术和开发井距的大小。一般来讲，煤层渗透率越 高，不采取压裂等增产措施，即可实现经济开发，并距也可更大些。对渗透率低 的煤层，最常用的增产技术是水力压裂技术。近年来羽状水平井钻完井技术在圣 胡安盆地的低渗区和西弗吉尼亚等地区的应用显示了非常好的增产效果，国内应 第二章国内外煤层气开发技术现状 积极引进和研究该项技术。 四、大并组长期抽排有利于煤层气开发 国外煤层气试气经验证明，煤层气不能用常规气井试采方法，必须群井长期 分压合排才能获得实际开采效果。 世界上最大的产煤层气盆地是圣胡安盆地，1 9 7 7 年开始勘探煤层气，初期德 士古公司在某区块开发单井日产气仅有几百立方米，后来增加为1 7 口井的一个井 组开采，井距一般为1 0 0 0 m 。连续抽排3 年后，单井日产气量上升为5 0 0 0 7 0 0 0 m 3 左右。 距美国盐湖城2 0 0 k i n 的尤因塔盆地，1 9 9 2 年开始勘探煤层气，煤层厚8 m ， r o ：0 5 o 。6 ，含气量1 0 m 3 t ，煤层渗透率1 0 2 0 m d 。1 9 9 3 年3 口井一个井组， 单井平均日产气1 0 0 0 r n 3 左右，之后增加到2 3 口井的一个井组，开采井距一般为 8 0 0 m ，抽排3 年后单井日产气达到4 0 0 0 1 0 0 0 0 m 3 。 综上所述，煤层气开采单井日产气量较常规天然气产量低，高产煤层气井有 其特定的地质条件和技术。一方面是储层物性好，另一方面是采用新技术。对于 中、高渗区采用洞穴完井效果良好，低渗区采用羽状水平井可以在一定程度上提 高单井产能。由此，要实现煤层气的高效开发，必须做好储层评价，深化认识储 层裂隙、割理发育特征。评价渗透率的非均质特征，在此基础上选择合理的工艺 技术。 2 4中国煤层气开发试验现状分析 截至2 0 0 3 年8 月，全国正式施工煤层气井2 2 6 h 。这些井主要分布在华北区、 东北区、华南区、西北区，其中：华北区1 7 5 口井，东北区4 l 口井，华南区8 1 2 1 井， 西北区2 口井。在沁水盆地樊庄区块、寿阳、铁法共探明储量1 0 2 3 1 0 8 r n 3 。主要产 气井分布在沁水瓮地潘庄、樊庄和枣园三个试验区和鄂尔多斯盆地的三交一柳林 一石楼试验区，分别由中石油和中联煤公司施工。 在2 2 6 h 井中，6 6 口为资料井，1 6 0 口为试采井。日产量小于2 0 0 0 m 3 的有1 1 5 口井，占试采井数的7 2 ；2 0 0 0 3 0 0 0i n 3 的有3 0 口井；3 0 0 0 4 0 0 0 m 3 的有1 0 1 s l 井； 大于4 0 0 0 m 3 的仅有5 口井。 1 6 第二章国内外煤层气开发技术现状 圈z , 6 我菌煤层气试采区产量特征 2 4 1 国内煤层气试采试验区现状 我国自9 0 年- - 2 0 0 3 年8 月，正式旋工煤层气井2 2 6 口井，并建立了1 1 个井 数4 9 口不等的试采实验区。试采特征如下： n 煤岩类型多样，从气煤到无烟煤都有试采井分布； 2 1煤层埋藏深度3 0 0 1 2 0 0 m ，大部分为4 0 0 6 5 0 m ，处于煤层气开采的有 利部位； 3 ) 所有试采井均采用直井压裂方式投产： 4 )日产气量普遍较低，单井n 产气量般1 0 0 4 0 0 0 m d ，小于2 0 0 0 m 3 d 的占7 1 9 ： 5 1日产水量也较低，一般i1 产 1 0 一d ： 与国外圣胡安和黑勇上盆地相比( 表2 3 ) ，国内煤层气井低产井比例高，r 产气量小于3 0 0 0 m3 的井占9 0 ，6 ，大于3 0 0 0 m3 的井仅有9 4 。圣胡安盆地大于 3 0 0 0 m3 的井有5 1 1 ，主要采用洞穴完井和压裂增产技术。黑勇士盆地大于 3 0 0 0 m 3 的井有4 8 6 ，主要采用压裂增产技术。国内所有井都采用水力压裂增产， 但由于煤层渗透率太低，因此产量提高幅度不太。 借鉴圣胡安盆地低渗透区域采用定向羽状水平井开采的成功经验，建议国内 可以尝试研究羽状水平井技术，该工艺能够有效沟通煤层的裂缝通道，增加泄气 第二章国内外煤层气开发技术现状 面积和地层的渗透率，从而提高单井产量。 表2 3 国内煤层气井单井产量与美国的对比 煤阶 净煤层 含气量 渗透率 单并产量区间( m 3 d ) 盆地r o 厚度 ( 最高) ( m j i ) ( m d ) ( 讯) 9 0 0 0 o 7 5 6 0 圣胡安l v b1 0 1 2 15 0 6 0 4 8 9 2 9 5 2 1 6 1 22 4 6 0 黑勇士l v b6 0 2 01 o 1 5 5 1 4 4 5 1 3 5 1 2 无烟煤3 o 园内 5 o 2 80 0 2 19 0 6 9 4 0 o 3 号 1 2 8 第三章 沁水盆地樊庄区块储层特征及试采动态分析 第三章沁水盆地樊庄区块储层特征及试采动态分析 沁水煤层气气田主体部位位于山西省南部沁水县，构造处于沁水盆地南部斜 坡带，区内划分为樊庄、潘庄、郑庄三个区块( 图3 1 ) ，总面积3 6 3 0 k m 2 ，煤层气 总资源量4 5 0 0 亿m 3 ，其中股份有限公司已登记区总含气面积为1 0 9 0 8 7 k r n 2 ，煤 层气总资源量为2 6 5 5 9 8 亿1 , 1 1 3 。樊庄区块勘探程度相对较高，总含气面积 3 9 8 2 3 k m 2 ，总资源量1 0 4 3 3 亿m 3 ，2 0 0 1 年该区块探明含气面积1 8 2 2 2 k m 2 ，探明 煤层气地质储量3 5 2 2 6 亿m 3 ，其中3 8 煤探明煤层气地质储量2 8 7 9 4 亿m 3 ，1 5 。 煤探明煤层气地质储量“3 2 亿n 1 3 。 3 ”煤煤层储层分布稳定，渗透率好于1 5 4 煤，且试采井数多，本章选择3 。煤进 行目前产能状况分析，提出影响该区产量的主要因素和提高单井产量的措施。 3 1 基本地质概况 圈3 1 沁水盆地煤层气田区块位置 沁水煤层气田位于沁水复向斜盆地南部斜坡，东临太行山隆起，西临霍山凸 第三章 沁水盆地樊庄区块储层特征及试采动态分析 起，南为中条山隆起，北部以北纬3 6 0 线为界连接沁水盆地腹部。总体构造形态为 一向北西倾斜的完整的马蹄形斜坡带，地层宽阔平缓，地层倾角一般2 7 0 ，平均 4 0 左右，断层相对不发育，断距大于2 0 m 的断层分布在西南部，在南部有一组北 东向一东西向正断层组成的弧形断裂带。区内低缓平行褶皱普遍发育，展布方向 以北北东向和近南北向为主，褶皱的面积和幅度较小，背斜幅度一般小于5 0 m ， 延伸长度5 l o k m ，呈典型的长轴型褶皱。 3 1 1 储层分布 主要含煤层系山西组( 3 4 煤) 和太原组( 1 5 ”煤) ，保存完整，是勘探开发的主 要目的层。山西期以三角洲平原沼泽相为主，主力煤层3 。煤厚4 1 6 5 m ，一般5 6 m ，其中试验区平均厚5 5 9 m ，总体趋势为东厚西薄，横向分布比较稳定，3 ”煤层 埋深一般3 0 0 7 5 0 m ，是煤层气开采的最佳深度。煤层结构相对简单，无明显分 岔现象，为对煤层气的整体排水降压创造了有利条件，见图3 2 。 第三章托水盆地樊庄区块储层特征及试采动态分析 圈3 2 沁水煤层气田樊庄区块山西组矿煤厚度等值线圈 3 1 2 储层物性 通过晋试3 井、晋试4 井、晋试5 井、晋试6 井4 口井5 块煤样的实验测定 樊庄区块3 。煤的孔隙度一般为1 4 3 5 ，与一般煤层孔隙度2 左右的经验值吻 合。 煤层渗透率是煤层气高产的基本因素，在一般情况下煤岩渗透率比围岩大， 并含水。煤层的渗透率主要取决于煤压实程度及煤中裂隙系统的发育程度，而裂 隙系统又受构造作用的控制。一般情况下，随着煤层埋深和热演化程度的加深， 煤层孔隙喉道半径变小，渗透性交差。 第三章沁水盆地樊庄区块储层特征及试采动态分析 根据注入压降法测试结果，煤层压前渗透率一般为0 0 8 o 。5 8 r o d ，部分地区 达到1 2 m d 。说明该区域的渗透性较差，属于低渗煤层范围，必须进行改造或进 行其他增产措施提高单井产能。 表3 13 。煤樊庄区块及周边地区试井解释结果统计 煤层测试 渗透率( m d ) 编号时期 晋试l晋试2晋试3晋试l - 3晋试l - 5n 舢1 10 0 7加0 8潘2 压裂前o 5 10 _ 3 2o 5 80 2 2o 0 8o 6 0 5 2 0 01 0 9 50 t 3 3 压裂后2 9 7 89 2 3 3 1 3 吸附与解吸特征 气体在基质中的吸附过程是一种物理现象，吸附能力与温度、压力有关。当 温度一定时，随压力的升高吸附量增大；当压力达到一定程度时，煤的吸附能力 达到饱和。吸附是百分之百的可逆过程，在一定的条件下，被吸附的气体分子又 会从基质表面脱离出来，称为解吸。 单位重量煤体所吸附的标准条件下的气体体积称为吸附量或吸附体积( 有时 也用单位体积煤体吸附的气体质量或单位体积煤体吸附的气体体积表示) 。吸附量 随压力增大而增大，随温度的升高而减小。在等温条件下，吸附量与压力的关系 曲线称为等温吸附线。煤层的等温吸附线是评价煤层气吸附饱和度的重要特性曲 线，可由实验测得。煤层对甲烷的等温吸附线可用来：1 ) 确定煤层原始状态下甲 烷的最大含量，即理论含气量；2 ) 确定开采过程中，甲烷气产量随地层压力的变 化；3 ) 确定旒界解吸压力，即甲烷开始从煤表面解吸出来的压力值。 对煤层甲烷等温吸附线的影响因素主要是