多分支水平井模式优化的数值研究在中国晋南煤层气开发中的应用(译)

多分支水平井优化的数值研究在中国晋南煤层气开发中的应用StevenA.Keima，∗,KramerD.Luxbacherb，MichaelKarmisaa.弗吉尼亚州煤炭和能源研究中心，弗吉尼亚理工大学，弗吉尼亚州布莱克斯堡b.采矿和矿物工程部，弗吉尼亚理工大学，弗吉尼亚州布莱克斯堡摘要中国晋南蕴藏着丰富的含气无烟煤。这些高甲烷含量（高于500立方英尺/吨）的煤在开采前必须进行瓦斯排放，以保证煤矿井下工人的健康和安全。为了有效地减少煤层中的瓦斯含量从而更好的进行开采，传统直井和多分支水平井都在这个地区有所应用。然而，要想使通过打通风井来促进瓦斯排采和实现采气量的显著增加的方法有好的经济效益，优化钻井模式是至关重要的。研究表明，中国沁水盆地一个未开发的煤层气田的探井数据显示其渗透率从0.1毫达西到10毫达西不等。该研究中用到的储层建模证明在已开采的低渗煤层（小于1.0毫达西）中，可以用优化井型来保持高的煤层气采收率。在本文中，为了获得最大产量，进行了确定产生相似生产曲线的水平分支间距和渗透率组合关系的研究。用分支间距为600英尺的羽状分支井开采渗透率为2.0毫达西的储层类似于用分支间距为200英尺的羽状分支井开采渗透率为0.5毫达西的储层。储层的其他类似的关系图渗透率范围为0.1到0.8毫达西。此外，由于沁水盆地存在潜在的高应力状态，考虑到交叉点处发生灾难性井眼破坏的可能性及钻分支井的需求，叉状井和羽状分支水平井模式得以利用。分析得出结论，叉状井能显著降低由于井塌而造成重大钻井损失的风险，同时使同一渗透率储层获得更高采收率成为可能。1.简介与背景对含气煤层进行瓦斯排放有3个主要优点：保证井下工作人员的健康与安全，降低对环境的污染和生产一种相对清洁的能源。煤层气排采的精确模拟可以帮助我们预测在打一口昂贵的井之前先脱气的策略的可行性。煤层气藏随着地质参数和储层参数的变化而呈现出全球性和区域性的不同，因此只能适当地借鉴。生产煤层气的控制因素包括等温线参数，含气量，水利参数，裂缝结构和渗透率。研究工作主要针对渗透率的变化和它对瓦斯采收的影响。从低渗煤层中提取丰富的瓦斯需要以下三个具体的策略之一（帕尔默2008）。1.根据构造地质图、煤层图或者以往的经验和错误在一个矿区内选择一个高产区。2.选择用水平井来开采瓦斯。3.开发先进的增产技术，从而增强了待开发煤层有限的天然裂缝系统。虽然多分支水平井已经在国内和国际上成功的应用，但本文仍将检验第二个选项。在过去的半个世纪，煤层气排采技术已经有了很大的发展。20世纪30年代中期，美国由于要快速改善矿区工作条件开始从煤矿中排气。第一沿煤层水平排水井是在20世纪50年代末由Consodilation煤炭公司在匹兹堡煤矿完成，并且这些井的效益高度依赖于井的方位与井段长度。直到20世纪70年代末，煤层气才被视为与煤炭分开的一种有商业价值的石化燃料。在中国，商业钻采煤层气藏开始于20世纪80年代，但一直没有成功。现在，很多不同的钻井技术已经应用到不可开采煤层和经济可行的煤层的采气工艺中来。从煤层矿区巷道上分，现代矿井可以是直井、定向井或者水平井。它们可以受激发或者单一的依靠天然裂缝系统将气和水运移到生产井。矿井可以贯穿多个煤层，包括未开发的煤层。这项研究主要致力于优化多分支定向井，相对于更多传统的技术，该技术有很多优点，比如，从一个井场实现一个更大范围的排水问题和通过钻孔和侧钻能有效地增加各向异性的渗透率。目前，与传统的垂直裂缝井相比，无论是地面水平井还是矿井巷道内的侧钻水平井都可以在短时间内实现更高的瓦斯二次采收率。从逻辑上讲，定向井也许是有优势的，因为矿井水平排水技术需要一个大规模的管道系统，且需要不断的移动和维护。此外，钻机的移动和采煤前的短期交货使得矿井排水更加没有吸引力，因为排水次数必须为钻机开路。水平井技术可以在开采之前得到很好的利用，并且不会干扰井下作业。同时，煤巷和长臂开采通道可以同时进行排水工作。另外，与直井相比，水平井显著地增大了排水范围，并且它们不需要利用水力压裂来增产。它可以避免采前复杂状况，如水力压裂增产会引起断裂向上覆岩层扩张问题和地面控制问题。定向井一般都非常集中，但是它们可以在一个很小面积的地面上实现长期的，持续的瓦斯生产。通过一个煤矿透视图可以完全地保证井下工作人员的健康与安全。对于全球的煤公司来说，随着浅煤层的耗尽，开采深煤层和含气煤层势在必行。通常的的通风方法和单一的排气孔都无法完全地消除煤层内的瓦斯气体堆积，在这样的形势下，就要求煤层水平地将瓦斯排放来维持井内工作区较低的气体含量。由于多变的地质状况和不同的矿井规划，水平井眼设计就必须在跨网的基础上在开采前成功的把瓦斯从煤层中抽取出来。1.1定向井排采模式上世纪70年代末，美国矿务局开始评估定向井技术对煤层的适用性，并进行现场试验，但大部分都失败了。他们认为水平井眼应该与面割理方向垂直才能产出最多的瓦斯，因为渗透率一般呈现各向异性并且总是沿着面割理的方向增大。此外，在大部分情况下，水力压裂会持续增加面割理方向的渗透率，然而水平钻井会增加露头割理方向的渗透率。在任意区域水平井的产量都是传统直井的产量的2到10倍，然而水平井的成本只是直井成本的1到4倍。水平井一般被认为是最适合厚煤层，而传统直井则会被用到多样的薄煤层排采。然而，现在导向钻头能高效地开采小于1英尺厚的煤层瓦斯，这说明水平井正在变得越来越实用。水平井也适用于渗透率小于3毫达西的低渗透煤层。定向井模式一般包括单分支，双分支，三分支，四分支和羽状井。本文的目的是，叉状井指的是多分支水平井模式，所有分支只有一个交接点并且各个分支互相平行，而羽状井模式指的是两个分支链互相垂直，所有分支都与一个主干井相连。1.2多分支水平井生产模拟优化多分支水平井必须考虑大量的参数。研究表明，对这些井的储层生产模拟从分析具体的参数（如钻井液的利用）到更一般的分析，包括敏感度研究、不同储层的参数研究和井筒的模式研究。在水平井的一个早期模拟研究中，储层和井眼的很多特性都要被检查以得到其对采气的影响，另外，由于煤层气藏的渗透率一般有各向异性，定向井模式也需要检查。Gentzis和Bolen在加拿大用数值模拟方法对从直井到水平井煤层气生产做了研究，并能确定最佳井距和产水率。被研究区域是一个低渗透储层（1毫达西），并且研究者发现，分支间距（他们模仿多个单分支井）是关于渗透率的一个函数，且对于低渗环境非常重要。Gentzis和其他人随后耦合了地质力学模型及储层数值模拟来检验井眼稳定性的影响。另一个研究利用储层模拟装置对多个不同的多分支水平井模式，不同的间距、渗透率和井身长度进行比较，并根据净现值确定最佳分支间距、模式和井身长度。1.3水平井井筒稳定性水平井井筒稳定性是多分支水平井设计的很重要的一方面。多分支水平井是资本密集型技术，为了保证投资安全必须对稳定性问题进行慎重考虑。一些研究人员已经在井眼的特征、储层的力学性能和钻井设计的基础上对井筒稳定性进行了检测。然而，很少有纯粹基于钻井模式几何性质的对井塌概率的研究，而这种研究却给高度不均匀和特征不明显的储层提供有价值的指导。1.4中国晋南以往煤层气的开发具体到中国，煤层气的开发量在过去的几十年里有了显著的增加。在2003年之前，记录在案的煤层气井还不到250口。5年后，更加安全的矿井生产和额外的能源储备使得生产井的数量增加了接近10倍。在接近2500口的井中，多分支水平井还不到30口。如此大规模的缺乏水平井生产归咎于高度集中的资本和有限的技术。中国的大部分多分支水平井都是人字形或鱼骨形模式，和羽状井模式相似。中国的很多煤藏都是低渗烟煤，一般相对较厚并且沿分支延伸，大多数矿区煤的含气量都在每吨8立方米到10立方米之间。低渗透率值（一般都小于1到6个毫达西）使得储层更适用于水平井开采。然而，烟煤可能导致井壁失稳和钻井事故。中国山西省的煤层由高阶无烟煤组成。与压力成无烟煤相反，山西省的无烟煤是由于一种火成岩侵入加热而形成的，因此留下了一个可运输气和水的楔形系统。针对晋南的煤层脱气已经延伸至深度超过2000英尺，含气量达到每吨20立方米。与中国其他的煤藏相同，晋南煤藏的渗透率也很低，在0.1到0.2毫达西，但是，无烟煤与中国现有的其他许多盆地煤层相比更有利于提高水平井井壁稳定性。1.5储层概况1.5.1沁水盆地东南部煤层地质中国晋南包含厚的含瓦斯煤层，既可以看做煤资源也可以看做煤层气资源。图一展示了沁水盆地的地图和本文研究区域的大体位置。主要的商业化开采煤层气和煤的煤层是位于早二迭层系统底部的3号煤层，3号煤层的深度从露头范围到几千英尺不等。3号煤层开采的比较充分，并且煤层很厚，某些地方厚度大于20英尺，这就允许用地震勘探法来勘探煤层。图2展示了该地区的地层剖面柱状图。图1.沁水盆地和煤层气研究区域图2.研究区域的普通地层柱状图在构造上，该地区的特点是许多北倾背斜与向斜。大位移大面积的断裂也十分突出。再次，地震勘探方法在煤层钻井与开采之前查明目标区域的断层和不连续的状况。在像这样的复杂构造环境下，一个详细的勘探计划是开发井资本投资成功的关键，特别是昂贵的多分支水平井。勘探计划没有注意到3号煤层附近的重要的含水层。不过，在采气之前，必须先排出煤层中的饱和水。3号煤层的上下岩层都是页岩和砂岩，其中一些是石炭系的。总的来说，其构造环境适宜于水平井开发。该区域已经有20多口多分支水平井成功钻成并投产。为防机密外泄，这些井的生产数据被限制出版，但是初步结果表明，水平井的生产效率明显优于该地区的直井。从矿井安全立场上看，在该地区脱气是极其重要的，从温室气体排放的立场上看，更注重的是瓦斯的潜在价值，它可以为当地提供能源。1.5.2储层建模的投入本文用到了COMET3储层建模软件。利用COMET3的三维双重介质模型模拟流体流动通过煤炭生产井。为了实现本研究的目的，我们用到一个单一组分气体吸附模型，假设煤层中是纯甲烷。储层参数模型与中国晋南相符合，渗透率在0.1到10毫达西。割理由方解石填充且不会增加渗透率，因为渗透率主要由剪切裂缝决定。此外，煤的构造变形是多种多样的，并且在极端变形区，煤层包含庞大的结构和非常低的渗透率，而越容易变形的区域就有越高的渗透率。储层建模参数从一个未开发煤层气站点的探井中获得，这种站点一般具有较高的含气量与煤层厚度。根据获得的探井数据，包括含气量、煤层厚度和渗透率，这个煤层就作为这个区域的代表。这些储层参数列在表1中。根据获得的Langmuir参数，深度，压力梯度和初始含气量得知煤层是未饱和的。在原始地层压力情况下，煤吸附甲烷的能力为每吨667标准立方英尺，而此处煤层含气量只为每吨500个标准立方英尺。表1模型中用到的一些煤储层数据参数数值深度（英尺）2000煤层厚度（英尺）10含水饱和度85%流体压力梯度（磅/英尺）0.3渗透率方案一（毫达西）0.1到8渗透率各向异性比方案一1:1渗透率方案二（毫达西）4,1渗透率各向异性比方案二4:1裂缝孔隙度3%Langmuir体积（立方英尺/吨）1000Langmuir压强（磅/平方英尺）300含气量（立方英尺/吨）500裂缝间距（英尺）2吸附时间（天）50注射衰减测试提供的渗透率数据表明测量值的范围很大，从不到0.1毫达西到10.0毫达西。我们得不到与渗透率各向异性有关的数据，因此，考虑到贯穿研究区域的潜在渗透率的变化范围很大和各向异性的影响，我们采用两个单一模型进行分析。第一个模型针对变化渗透率和生产井的分支间距的影响而不考虑各向异性。另一个模型考虑与割理构造有关的井眼方位的影响和与生产相关的收益与损失，适当与不适当的井方位的影响，我们假设一个普通面割理与露头割理的渗透率比值为4:1。储层模型的相对渗透率曲线是很难获得的。因此，我们假定相对渗透率与1975年一个矿务局研究的渗透率曲线相似，并用来代表储层，正如图3所示。此矿务局研究集中在pocahontas3煤层的相对渗透率上，该煤层与储层模型有相似的地质特征。地质上，两个煤层表现出相似的垂向流体压力梯度、深度、高含气量和类似的裂隙