肖明國，孫鵬杰

（1.北京大地高科地質(zhì)勘查有限公司，北京 100040； 2.國家礦山應(yīng)急救援大地特勘隊，北京 100040）

0 引言

下黃巖區(qū)位于沁水煤田東翼中段，沁水煤盆地是華北地臺內(nèi)的大型含煤盆地。華北地臺在經(jīng)歷了太古代、元古代構(gòu)造形變以后形成了穩(wěn)定的結(jié)晶基底。早古生代早期廣布陸表海沉積，中期整體抬升，缺失晚奧陶世至早石炭世的沉積，加里東運動使華北地臺成為與外海局部相連的近海，中石炭世至早二疊世早期泥炭沼澤大面積持續(xù)發(fā)育，沉積環(huán)境穩(wěn)定，成煤物質(zhì)充分，形成層位穩(wěn)定、厚度較大的煤層［1］。晚二疊世受印支—華力西運動的影響，華北地臺整體抬升，海水自北向南逐步退出，連續(xù)沉積了晚二疊紀(jì)及三疊紀(jì)厚度較大的陸相碎屑巖，形成含煤巖系的蓋層，有利于煤層氣的保存。

1 煤層氣有利地質(zhì)條件

1.1 煤層

下黃巖區(qū)含煤地層為下二疊統(tǒng)山西組及上石炭統(tǒng)太原組，含煤地層平均總厚度約170m，含煤17層，煤層平均總厚度約13m。

山西組厚度37.80～75.90m，平均厚度約56m。含煤6 層，煤層總厚度約2.4m，其中2 號煤層為局部可采煤層，厚度0～1.55m，平均厚度0.65m，層位較穩(wěn)定；3 號煤層為大部可采煤層，厚度0.35～1.05m，平均厚度0.80m，東北部和西南部厚度大于1m，中南部較薄。

太原組厚度89.83～137.40m，平均厚度約114m；含煤12 層，煤層總厚度10.6m，含煤系數(shù)9.3%，其中15 號煤層厚度3.35～5.50m，平均厚度4.76m；81、84、9號煤層層位較穩(wěn)定，厚度0～1.95m，平均厚度約1m。

下黃巖含煤地層的多煤層、厚煤層特征為煤層氣的賦存提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)，而多煤層的賦存特征也為多煤層合采提供了多種可能性，使煤層氣資源能夠得到更充分的利用，也為單井高產(chǎn)打下了良好的基礎(chǔ)。

研究區(qū)煤層埋藏深度在500～1 200m。從試采井平均日產(chǎn)氣量和埋深關(guān)系（圖1）可以看出，隨著埋深的增加，平均日產(chǎn)氣量先增加，后平穩(wěn)，埋深大于600m 之后，平均日產(chǎn)氣量基本穩(wěn)定，而本區(qū)主要埋藏深度均大于600m，有利于煤層氣的開發(fā)。

圖1 埋深與日平均產(chǎn)氣量關(guān)系Figure 1 Relationship between burial depth and daily average gas production

1.2 封蓋條件

從直接蓋層來看，山西組2 號煤層頂板為砂質(zhì)泥巖、泥巖，局部為粉砂巖；底板大多為砂質(zhì)泥巖、泥巖。砂質(zhì)泥巖頂板占全區(qū)面積的80%。3 號煤層頂板為砂質(zhì)泥巖、泥巖，局部為細粒砂巖，底板一般為砂質(zhì)泥巖、泥巖，局部為粉砂巖。

太原組上段81號煤層頂板大部分為砂質(zhì)泥巖、泥巖、粉砂巖，底板為砂質(zhì)泥巖、泥巖；84號煤層頂板大部分為砂質(zhì)泥巖、泥巖、細粒砂巖；底板為砂質(zhì)泥巖、泥巖、粉砂巖，局部為炭質(zhì)泥巖；9 號煤層頂板大部分為砂質(zhì)泥巖、泥巖；底板為砂質(zhì)泥巖、粉砂巖；84、9號煤頂、底板均以砂質(zhì)泥巖和泥巖為主。

大原組下段15 煤層頂板為砂質(zhì)泥巖、泥巖，局部為細粒砂巖，底板一般為砂質(zhì)泥巖、鋁土質(zhì)泥巖，局部為薄層炭質(zhì)泥巖。直接頂板為砂質(zhì)泥巖、泥巖和細粒砂巖三類，其中砂質(zhì)泥巖和泥巖約占全區(qū)面積的90%。砂質(zhì)泥巖頂板對煤層氣的封蓋能力有一定變化，隨著砂質(zhì)泥巖中砂質(zhì)含量的降低，封蓋能力有一定的增強。15 號煤層底板以砂質(zhì)泥巖為主，鋁土泥巖次之，局部為薄層炭質(zhì)泥巖。

煤層頂?shù)装宀坏刂泼簩託獾某刹?，也制約煤層氣富集，是煤層氣成藏的主控因素之一。因而，主要煤層直接蓋層為泥巖區(qū)是有利成藏地區(qū)，砂質(zhì)泥巖隨著砂質(zhì)含量的減少也是煤層氣成藏的較有利區(qū)，砂巖蓋層區(qū)煤層氣成藏條件較差。

研究區(qū)煤層氣頂板以泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，且分布范圍較廣，整體上有利于煤層氣的保存。

1.3 含氣性

含氣性是煤層氣井高產(chǎn)的前提條件，根據(jù)本區(qū)86個樣本含氣性分析數(shù)據(jù)，本區(qū)15號煤層含氣量為11.13～23.67m3/t，平均18.19m3/t，CH4濃度為93.53%～99.36%，平均96.67%，其余2、3、81、84、9 號煤層氣含量為7.54～21.23m3/t，CH4濃度為91.06%～99.08%。據(jù)區(qū)域資料分析，本區(qū)煤層氣風(fēng)化帶深度一般為450m，而本區(qū)各煤層埋藏深度均大于600m，均處于風(fēng)化帶以下，CH4含量均大于90%。

從含氣量與日平均產(chǎn)氣量關(guān)系（圖2）可以看出，含氣量與日平均產(chǎn)氣量呈正相關(guān)關(guān)系，但當(dāng)含氣量超過10m3/t 時，含氣量對日平均產(chǎn)氣量影響較小，而本區(qū)煤層氣含氣量主要為10m3/t以上。

圖2 含氣量與日平均產(chǎn)氣量關(guān)系Figure 2 Relationship between gas content and average daily gas production

研究區(qū)煤儲層處于風(fēng)化帶以下且煤層含氣量高，甲烷含量高，具備較好的煤層氣的開發(fā)物質(zhì)基礎(chǔ)。

含氣量是煤層氣儲量估算中的一個重要參數(shù)。而含氣量的主要控制因素為煤的埋深和熱演化程度控制，局部地區(qū)還受斷層影響。從含氣量與深度的關(guān)系圖可以看出，埋深在600～800m 時，含氣量隨深度的增加變化較小，埋深大于800m后，隨著深度的增加，含氣量出現(xiàn)明顯的增加（圖3）。

圖3 深度與含氣量關(guān)系Figure 3 Relationship between depth and gas content

1.4 等溫吸附特征

甲烷分子與煤基質(zhì)顆粒之間有很強的物理吸附作用，以吸附態(tài)賦存于煤層的甲烷構(gòu)成了煤層氣的主體，甲烷在90%以上，而煤的等溫吸附性質(zhì)決定了煤層氣與煤體的結(jié)合力度和離散速度。

通過本區(qū)煤樣的等溫吸附樣實驗相關(guān)數(shù)據(jù)可知，本區(qū)84號煤的空氣干燥基蘭氏體積VL為21.04m3/t，蘭氏壓力pL為2.46MPa，臨界解吸壓力為4.52MPa；15 號煤的空氣干燥基蘭氏體積VL為25.84～31.64m3/t，蘭氏壓力pL為1.45～2.58MPa，臨界解吸壓力為1.46～5.71MPa。

從測試結(jié)果可知，研究區(qū)不僅具有較高的吸附能力，而且含氣飽和度也較高，且具有較高的臨界解吸壓力，這有利于煤層氣較早的達到較高產(chǎn)能，且有利于提高煤層氣采收率（表1）。

表1 煤層等溫吸附試驗結(jié)果數(shù)據(jù)Table 1 Data of coal seam isothermal adsorption test

1.5 儲層壓力

研究區(qū)15 號煤層的實測儲層壓力2.40～6.47MPa、平均4.30MPa，儲層壓力梯度0.402～0.932MPa/100m，平均0.7MPa/100m（表2）。

表2 下黃巖煤層氣田東區(qū)15號煤注入/壓降成果統(tǒng)計Table 2 Statistics of injection/pressure drop results of No.15 coalbed methane field of Xiahuangyan

1.6 滲透率

對煤層氣的滲流來說，起主要作用的是煤層本身的割理，孔隙起的作用較小。因此，煤層的滲透率的大小和氣體的可采性，主要取決于煤層本身的割理發(fā)育情況。

研究區(qū)各煤層割理密度統(tǒng)計表明煤層割理較發(fā)育，割理組合類型為孤立-網(wǎng)狀構(gòu)造，割理面上可見方解石和硫鐵礦物填充物（表3）。

表3 下黃巖區(qū)煤層割理密度統(tǒng)計Table 3 Statistics of cleet density of coal seam in Xiahuangyan area

從研究本區(qū)煤層氣井滲透率測試結(jié)果來看，本區(qū)各煤層原始滲透率變化較大，山西組2、3 號煤層原始滲透率為1.258mD，太原組15 號煤層原始滲透率為0.047～0.11mD，屬低滲透率煤層（表4）。

表4 煤層滲透率參數(shù)統(tǒng)計Table 4 Statistics of coal seam permeability parameters

從圖4 中可以看出，煤層初始滲透率與平均日產(chǎn)氣量無明顯的正相關(guān)關(guān)系，主要原因為煤層初始滲透率較低，煤層氣開發(fā)過程中需通過儲層改造來提高煤基質(zhì)滲透率，而改造后的滲透率才是影響煤層氣產(chǎn)量的主要因素。

圖4 滲透率與日產(chǎn)氣量關(guān)系Figure 4 Relationship between permeability and daily gas production

2. 合理井網(wǎng)密度

2.1 開發(fā)井網(wǎng)部署原則

煤層氣井網(wǎng)的科學(xué)合理部署，可以有效的提高煤層氣采收率，采氣速度，穩(wěn)產(chǎn)年限和經(jīng)濟效益。煤層氣井網(wǎng)的部署應(yīng)考慮地質(zhì)因素，經(jīng)濟效益和開發(fā)要素三方面的因素［2-4］。

2.1.1 地質(zhì)因素

不同煤層氣地質(zhì)條件下，井網(wǎng)部署特點不同，主要考慮煤儲層的裂隙發(fā)育特征和方位，滲透率各向異性，含氣量和資源豐度等。裂縫發(fā)育方位決定井網(wǎng)部署方位，資源豐度及滲透率各向異性決定井網(wǎng)密度。

2.1.2 開發(fā)要素

2．1 基本情況 本次調(diào)查共收集12 385份有效問卷。被調(diào)查小學(xué)生年齡在8～12歲。其中男生6 593例，女生5 792例。城市兒童6 075例，農(nóng)村兒童6 310例。見表1。

平面上井網(wǎng)部署應(yīng)按階段分布實施，滾動開發(fā)，讓井網(wǎng)盡快實現(xiàn)井間壓力干擾，盡可能提高采收率，避免資源的浪費。

在大規(guī)模開發(fā)前，一般先進性先導(dǎo)性試驗，先導(dǎo)性試驗一般讓井間最大干擾在4～12個月之間形成，因此，一般先導(dǎo)性試驗井組的井距要小于大規(guī)模開發(fā)時的井距。商業(yè)開發(fā)時，單井控制面積要比先導(dǎo)性試驗要大，單井控制儲量增加，井間最大干擾形成較慢，穩(wěn)產(chǎn)周期更長，投資相對較低，經(jīng)濟效益更好。各層系應(yīng)該整體規(guī)劃、立體開發(fā)，綜合考慮層系接替或多層合采。

2.1.3 經(jīng)濟效益

單井經(jīng)濟極限控制儲量為單井控制儲量的最低限值，井網(wǎng)密度也應(yīng)小于經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。

在實際井網(wǎng)井距確定中，需要綜合考慮各項參數(shù)，合理的井網(wǎng)井距不僅可以得到更好的經(jīng)濟效益，還可以使資源得到更合理的利用。一般情況下，井網(wǎng)井距的確定是在綜合考慮各種數(shù)據(jù)及實際情況的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬軟件來確定。

2.2 開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化的要素與方法

煤層氣開發(fā)井網(wǎng)主要從以下幾個方面考慮：井網(wǎng)形態(tài)、主滲透方向、井網(wǎng)間距等，其中井網(wǎng)間距是需要通過各種方法進行論證的，一般進行井網(wǎng)論證的方法有合理儲量法、經(jīng)濟極限井距法、模擬法、規(guī)定產(chǎn)能法等［5-6］。

2.2.1 井網(wǎng)形態(tài)

合理的井網(wǎng)布置，不僅可以降低煤層氣田開發(fā)成本，還可以增加氣井產(chǎn)量。常用的井網(wǎng)類型有矩形井網(wǎng)、菱形井網(wǎng)和五點式井網(wǎng)等。

矩形井網(wǎng)沿主滲透和垂直主滲透方向垂直布置，相鄰4口井為一矩形，矩形井網(wǎng)布置規(guī)整方便，但相鄰4口井的中心位置壓降慢，煤層氣產(chǎn)出效率較低。

菱形井網(wǎng)沿主滲透方向和垂直主滲透方向兩個方向布井，主要適用于煤層滲透性在不同方向差距較大的地區(qū)，充分考慮了煤儲層各向異性，是實際生產(chǎn)中常用的一種布井方式。

五點式井網(wǎng)沿主滲透方向和垂直主滲透方向布井，并在四口井中間加密一口井，是對矩形井網(wǎng)的一種改進型井網(wǎng)，使得各井之間壓降比較均勻，可以更充分的利用資源，當(dāng)大面積布置時，五點式井網(wǎng)和菱形井網(wǎng)其實可以認(rèn)為是一類井網(wǎng)類型。

2.2.2 井網(wǎng)方位

煤層氣井布方向的確定主要依據(jù)壓裂裂縫延展方向及主導(dǎo)天然裂隙的延展方向來確定，井網(wǎng)的長邊方向與天然裂隙主導(dǎo)方向或人工裂縫延伸方向平行。煤層中天然裂隙的延伸方向是主滲透方向，人工壓裂改造一般會改善天然裂隙滲透率，并使裂縫孔隙能夠更好的溝通。

2.2.3 井網(wǎng)密度

井網(wǎng)密度是煤層氣田開發(fā)的重要指標(biāo)，井網(wǎng)密度的大小與井型及井間距大小有著直接的關(guān)系。井網(wǎng)密度的大小與煤層氣田的資源豐度、儲層參數(shù)和生產(chǎn)規(guī)模都有著密切的關(guān)系，當(dāng)各種條件匹配較好時才能獲得較高的資源及經(jīng)濟效益［7-8］。

經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度為總產(chǎn)出等于總投入，總利潤為零時的井網(wǎng)密度。當(dāng)井網(wǎng)密度再加大時，出現(xiàn)虧損。最優(yōu)井網(wǎng)密度為總利潤最大時的井網(wǎng)密度。合理井網(wǎng)密度為實際井網(wǎng)部署時在最優(yōu)井網(wǎng)密度與經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度之間選擇的一個合理值。煤層氣井網(wǎng)預(yù)測方法通常有以下幾種［9］。

2.2.3.1 單井合理控制儲量法

在高豐度和低豐度地區(qū)，單井控制儲量一定時，控制面積（即井網(wǎng)密度）會有所不同，合理的控制單井儲量可使高豐度區(qū)單井控制儲量不會過大，而低豐度區(qū)單井控制儲量應(yīng)大于經(jīng)濟極限儲量。綜合考慮求取合適的井網(wǎng)井距。

式中：Gg為單井控制地質(zhì)儲量，m3；q為穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)單井平均產(chǎn)能，m3/d；d為每年產(chǎn)氣天數(shù)；t為氣藏穩(wěn)產(chǎn)年限，α；N為穩(wěn)產(chǎn)期末可采數(shù)量采出程度；Er為氣藏采收率。

2.2.3.2 經(jīng)濟極限井距

（1）單井經(jīng)濟極限控制儲量

一口煤層氣井從鉆井到廢棄需花費的費用包括鉆井、壓裂、地面設(shè)施、排采成本等多方面。銷售收入大于總費用時才能取得經(jīng)濟效益，這對單井控制儲量有一個極限要求。

式中：Gg為單井控制經(jīng)濟極限儲量，m3；C為單井鉆井和建井總成本，元/井；P為單井年平均采氣費用，元/井；T為開采年限，a；Ag為煤層氣售價，元/m3；Er為氣藏采收率。

（2）經(jīng)濟極限井距

經(jīng)濟極限井距受資源豐度的影響較大，在不考慮井網(wǎng)密度對采收率影響的情況下，根據(jù)單井控制經(jīng)濟極限儲量，可以計算出經(jīng)濟極限井距。

式中：D為經(jīng)濟極限井距，m；Gg為單井控制經(jīng)濟極限儲量，m3；F為資源豐度，108m3/km2。

2.2.3.3 規(guī)定單井產(chǎn)能法

假設(shè)一個煤層氣田的地質(zhì)儲量，并規(guī)定一定的產(chǎn)能，則可以求得單位面積上的井?dāng)?shù)：

式中：G為氣藏地質(zhì)儲量，億m3；A為含氣面積，km2；Vg為平均年采氣速度；q為單井平均產(chǎn)能，m3/d；η為氣井綜合利用率；n為氣藏開發(fā)所需的井?dāng)?shù)，口。

2.2.3.4 經(jīng)濟極限-合理井網(wǎng)密度法

當(dāng)資金投入與產(chǎn)出相等時，煤層氣田收益為0時，對應(yīng)的井網(wǎng)密度為經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。

式中：SPACmin為經(jīng)濟極限單位含氣面積上的井?dāng)?shù)；A為含氣面積，km2；G為煤層氣探明地質(zhì)儲量，億m3；Ag為煤層氣售價，元/m3；C為單井鉆井和氣建總投資，萬元/井（包含地面和地下成本）；Er為煤層氣采收率；T為評價年限，a；P為平均采氣操作費用，元/m3；R為貸款利率；α為商品率；Ta為稅率。

如果選用合理利潤LR=0.15Ag·Er，考慮資金與效益產(chǎn)出因素，當(dāng)經(jīng)濟效益最大時的井網(wǎng)密度為氣田的最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度。

煤層氣田實際井網(wǎng)密度應(yīng)該在最佳井網(wǎng)密度和極限井網(wǎng)密度之間，并盡量靠近最佳井網(wǎng)密度，可采用加三差分法：

2.2.3.5 數(shù)值模擬法

煤層氣數(shù)值模擬的基本原理是根據(jù)煤層氣賦存特征，以及生產(chǎn)排采過程中的滲流特征，建立合理的地質(zhì)模型以及數(shù)學(xué)模型，煤層氣在煤儲層中的賦存可以用蘭氏等溫吸附模型來描述，在煤層微孔隙系統(tǒng)中的擴散是氣體遷移的主要方式，遵守菲克定律，煤層氣擴散進入割理孔隙系統(tǒng)，產(chǎn)生氣水兩相流動，符合達西定律［10-11］。在綜合地質(zhì)研究以及儲層評價的基礎(chǔ)上，利用先進的儲層數(shù)值模擬軟件，模擬多種不同井網(wǎng)的煤層氣產(chǎn)能動態(tài)，研究井距對于長期產(chǎn)期的影響。并根據(jù)模擬結(jié)果，綜合對比多個指標(biāo)，如單井累計產(chǎn)量、單井服務(wù)年限、高峰期、采收率等，在此基礎(chǔ)上，進行井距優(yōu)選［12］。

3. 下黃巖煤層氣區(qū)塊井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計

3.1 煤層氣地質(zhì)特征

下黃巖煤層氣主要目的層為15號煤層，平均厚度4.76m，區(qū)塊面積160km2，探明地質(zhì)儲量161×108m3，開發(fā)方案設(shè)計氣藏單井服務(wù)年限為15a，穩(wěn)產(chǎn)期8年，穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)單井平均日產(chǎn)氣量1 500m3/d，根據(jù)以往經(jīng)驗假設(shè)穩(wěn)產(chǎn)期末可采儲量采出程度為62%，氣藏采收率為57%。利用上述優(yōu)化流程和方法，對下黃巖煤層氣田進行井網(wǎng)優(yōu)化。

3.2 井網(wǎng)樣式

該區(qū)構(gòu)造簡單，地層平緩、煤層厚度大，分布穩(wěn)定、壓裂裂縫總體方向為北北東向，考慮到以上特征，考慮沿主滲透方向和垂直主滲透方向進行正方形井網(wǎng)布置。

3.3 井網(wǎng)方位

區(qū)塊發(fā)育的天然裂縫及人工壓裂裂縫延展方向基本呈北東向，壓裂裂縫優(yōu)勢方位為60°～120°，結(jié)合地貌走勢，選擇N60°E方向和N30°W方向布井［13-14］。

3.4 井距優(yōu)化計算

分別利用上述方法進行井距計算。

（1）單井合理控制儲量法

在8 年穩(wěn)產(chǎn)期，穩(wěn)產(chǎn)期末可采儲量采出程度62%，氣田采收率57%的情況下，根據(jù)計算，單井控制地質(zhì)儲量為0.112 億m3，單井控制面積為0.112km2，以正方形井網(wǎng)布置，井距為330m×330m。

（2）經(jīng)濟極限井距

單井鉆井和氣建成本合計采用170 萬元/井，單井年平均采氣操作費用16 萬元/a，氣價1.1 元/m3，則單井控制經(jīng)濟極限儲量為0.065 億m3，單井控制面積為0.065km2，經(jīng)濟極限井距為255m×255m。

（3）規(guī)定單井產(chǎn)能法

煤層氣田面積160km2，地質(zhì)儲量161 億m3，單井平均產(chǎn)能1 500m3/d，采氣速度取3.8%，氣井綜合利用率取95%，則煤層氣田開發(fā)所需井?dāng)?shù)為1 301口，單位面積井?dāng)?shù)為8.13 口/km2，單井控制面積為0.123km2，則正方形井網(wǎng)的井距為350m×350m。

（4）經(jīng)濟極限—合理井網(wǎng)密度法

設(shè)單井鉆井和氣建成本總計為170 萬元/井，平均采氣操作費用0.34 元/m3，稅率為13%，商品率為95%，貸款利率為7%，通過計算得到經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度SPACmin為8.45 口/km2；最佳經(jīng)濟井網(wǎng)密度SPACa為5.68 口/km2。煤層氣田的合理井網(wǎng)密度為6～8口井/km2。

（5）數(shù)值模擬法

本文主要是應(yīng)用CME 數(shù)值模擬軟件對下黃巖區(qū)塊進行模擬［15-16］，分別選取250m×250m、250m×300m、300m×300m、300m×350m 五種井距進行模擬，井間距過小時，產(chǎn)期高峰達到時間早，井間干擾形成時間短，排采早期產(chǎn)量上升快，但后期產(chǎn)量下降早，間距太小也會增加開發(fā)成本；井間距過大時，產(chǎn)期高峰到達早，井間干擾形成時間太晚，排采早期產(chǎn)量低，產(chǎn)量高峰期到達過晚，只有井距合適時，井的產(chǎn)能變化趨勢才會比較理想，且穩(wěn)產(chǎn)時間比較長，累計產(chǎn)氣量也較高（表5），通過對比，綜合判定250m×300m為最優(yōu)井距。

表5 井網(wǎng)優(yōu)選指標(biāo)

綜上，下黃巖地區(qū)開發(fā)井網(wǎng)井選擇沿N60°E 方向和N30°W 方向按300m×250m進行布置。既能取得較好的經(jīng)濟效益，又能取得較高的資源利用率。