CN104295292B - 多层叠置煤层气系统开采井设计方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种多层叠置煤层气系统开采井设计方法。该设计方法包括以下三个方面：第一方面将具有相同视储层压力的储层划分为同一含气系统层，第二方面选择产能较高的煤层作为煤层气开采的主要目的层，第三方面根据多煤层区含气系统层的数量确定钻井平台需要钻进的垂直钻井数量，并据此确定各垂直钻井的射孔及非射孔层位。使用该层叠置煤层气系统开采井设计方法，不仅结合直井及丛式井的优点，而且提出一种新的丛式井井型设计，即在同一钻井平台上，分别向各个含气系统层各钻进一口煤层气垂直井，各煤层气井间互不干扰，从而在一定程度上最大限度地开采出区域内的煤层气，达到提高煤层气井产能的效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种煤层气藏开采的井型设计，尤其是能够在多煤层区含多层叠置煤层气系统开采井设计方法。
背景技术
目前，我国贵州省织金-纳雍煤田是南方煤层气勘探开发的热点后备地区。织纳煤田上二叠统龙潭组煤层群广泛发育，煤层气藏呈现出与单一煤层条件下不同的成藏特征。一些人通过对织金-纳雍煤田水公河向斜煤层气地质条件垂向上分布规律研究，提出并初步论证了“多层叠置独立含气系统层”的学术观点。一些人对“多层叠置独立含气系统层”又进行了深入的研究，提出在“多层叠置独立含气系统层”内，各独立含气系统层之间相互独立，各含气系统层内部相互统一。多煤层发育区实施分层压裂、合层开采是降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措，其是否适合合层开采主要取决于不同煤层的临/储压力差、煤层埋深差、供液能力、压力梯度及煤储层渗透率等。然而，在实际生产中合层排采煤层气井产能低于单层排采的情况屡见不鲜。在合层排采过程中，不同含气系统层之间由于临界解吸压力不同，造成不同系统内部储层排水产气时间不同；临界解吸压力高的系统先解吸产气，临界解吸压力低的系统解吸产气较晚，势必导致不同含气系统层内部存在干扰现象。因此，基于不同含气系统层内产能特征，多煤层区域内煤层气开发技术也将不同于单煤层条件下煤层气的开发。有人提出在“多层叠置独立含气系统层”下实行递进开发的煤层气开采模式。但到目前为止，不同含气系统层内部干扰机理尚不清晰，不同含气系统层之间是否一定适合合层排采尚未得到清晰的认识，针对多煤层区煤层气的开发是否存在更加适合的开采方式，也没有得到统一的认识。因此，设计一种新型的适合在多煤层区含多层叠置煤层气藏的井型具有重要意义。
现有的煤层气开采井型主要有地面垂直井、地面采动区井、丛式井、羽状水平井和U型井等方式，但各煤层气井开采方式较为局限，尤其是在多煤层含多层叠置煤层气藏地区，严重的层间干扰导致煤层气井排采效果较差。
综上，可以看出，目前对于煤层气井开采井型设计方面取得了很多成果，但是上述井型在多煤层含多层叠置煤层气藏地区还存在很多不足，未能有效开采煤层气藏。因此，需要设计这样一种新的适合在多煤层含多层叠置煤层气藏地区开采的煤层气井井型，以便于能够高效开采在多煤层含多层叠置煤层气藏地区煤层气资源。
发明内容
为了克服现有井型在多煤层含多层叠置煤层气藏地区不能很好开采煤层气资源的不足，本发明提供了一种多层叠置煤层气系统开采井设计方法，该层叠置煤层气系统开采井设计方法不仅结合直井及丛式井的优点，而且提出一种新的丛式井井型设计，即在同一钻井平台上，分别向各个含气系统层各钻进一口垂直钻井，各煤层气井间互不干扰，从而可以在一定程度上最大限度地开采出区域内的煤层气，达到提高煤层气井产能的效果。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括确定含气系统层，确定构建垂直钻井的数量及垂直钻井的结构形式，含气系统层从下往上的构造依次为直接底板、开采煤层、直接顶板和上部岩层；下面结合三层含气系统层结合垂直钻井进行详细描述，各垂直钻井垂直钻进相应的含气系统层的直接底板层，并只在相应的含气系统层内开通射孔，然后再进行排采。
该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括以下三个方面：
第一方面：根据多煤层区各煤层水头高度计算各煤层视储层压力，以视储层压力作为煤层气藏含气系统层划分的依据，将具有相同视储层压力的储层划分为同一含气系统层。
第二方面：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件确定各含气系统层中各煤层的煤层气产能贡献，选择产能较高的煤层作为煤层气开采的主要目的层。
第三方面：根据多煤层区含气系统层的数量确定钻井平台需要钻进的垂直钻井数量，并据此确定各垂直钻井的射孔及非射孔层位；其中钻井平台密度利用COMET3煤层气数值模拟软件进行模拟计算，以贵州省织纳煤田为例，地层最大水平地应力方向为SE（北东）-NW（北西）向，最小水平主应力为NE（北东）-SW（南西）向，这煤层气布井时应以NE（北东）-SW（南西）向为主方向，则布井方式为NE（北东）向距离×SW（南西）向距离，分别设计了380×300m、300×380m、300×300m、300×250m、250×300m、250×250m共6组不同井间距井网，经排采10年后，通过数值模拟软件得到排采后煤储层压力分别为926.048KPa、1002.82KPa 、890.231KPa、525.074KPa、724.433KPa、905.572KPa，对比发现300×250m井间距井网密度10年排采后煤储层压力最小，则以此井间距作为钻井平台密度确定的依据，即在NE（南西）向每隔300m、SW（南西）向每隔250m布置一个钻井平台。
该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括以下步骤：
第一步：根据多煤层区各煤层地下水水头高度，利用公式P=0.01·ρ·g·h计算各煤层视储层压力,式中P—视储层压力，单位MPa；ρ—地下水密度，单位g/cm3；g—当地重力加速度，单位m/s2；h—水头高度，单位m，接下来以含气系统层c为例，计算该含气系统层视储层压力大小，该含气系统层地下水位起始深度H1=333.2m，终止深度H2=422.4m，则地下水平均埋深为H3=（H2+H1）/2=377.8m；钻穿该含气系统层的一口水文地质井显示，地下水静止水位深度为H4=26.6m，则该含气系统层水头高度H5=H3-H4=351.2m，则该含气系统层视储层压力P=0.01·ρ·g·H5=0.01·1g/cm3·0.98 m/s2·351.2m=3.43MPa。
第二步：根据视储层压力大小，即水头高度高低将具有统一水头高度的煤层划分为同一含气系统层；以贵州省织纳煤田为例，将多煤层区分为四个含气系统层，但仅前三个含气系统层具有产能，分别为含气系统层a、含气系统层b、含气系统层c，其中含气系统层a的视储层压力为1.42MPa，水头高度为145.23m，含气系统层b的视储层压力为2.08MPa，水头高度为212.6m，含气系统层c的视储层压力为3.43MPa，水头高度为351.2m。
第三步：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件分别确定各含气系统层煤层气产能贡献特征；COMET3煤层气藏数值模拟软件是美国ARI公司（Advanced Resources
International, inc.）研制开发的用于煤层气储层模拟的商业性软件；该软件运用三重孔隙/双重渗透率模型，能够模拟煤层气吸附、扩散和穿过双重渗透率网格的达西流的释放和传输机理；该软件有三个假设条件：1）煤层的温度是恒定不变的；2）有限差分网格中所有基质块性质都是均一的；3）在基质和裂缝中每时每刻都存在拟稳态流动；COMET3煤层气藏数值模拟软件充分考虑了煤层孔隙体积的可压缩性、压力和孔隙度、渗透率间的关系、煤岩基质收缩系数、气体吸附作用、重力影响和水中溶解气对煤层气产出的影响，能够科学地反映煤层气解吸、产出规律。
第四步：根据各含气系统层各煤层产能贡献，确定各含气系统中具有煤层气开采价值的煤层，各含气系统层煤层是否具有开采价值以稳产期达到10年以上，且稳产期产量不低于600m3/d为标准。
第五步：结合多煤层区地形、地质、含气系统层数量，确定合适的钻井平台及该平台需要钻进的煤层气垂直井数量；其中，多煤层区地形选择坡度以小于25°的斜坡、缓坡及平坡地形，以保证钻井平台能够顺利建设，并保证钻井过程中安全施工；多煤层区地质条件以煤厚>0.5m、含气量>6m3/t、煤层渗透率>0.1mD为宜；多煤层区含气系统层以第一、二步方法计算，并确定具有产能的含气系统层数量，钻井平台中布置煤层气垂直钻井井数量与具有产能的含气系统层数量保持相同。
第六步：确定钻井平台中各煤层气垂直钻井中需要射孔的层位，不具有开采价值的煤层不射孔，不开采该含气系统层的煤层不射孔，反之均射孔，射孔工作完成后，各煤层气井进行排采，并在地面进行煤层气收集。
第七步：排采结束后，进行煤层气井封井作业。
本发明的有益效果是：使用该层叠置煤层气系统开采井设计方法，不仅结合直井及丛式井的优点，而且提出一种新的丛式井井型设计，即在同一钻井平台上，分别向各个含气系统层各钻进一口煤层气垂直井，各煤层气井间互不干扰，从而在一定程度上最大限度地开采出区域内的煤层气，达到提高煤层气井产能的效果。
附图说明
下面结合附图对本发明进一步说明。
附图为本发明的剖面示意图。
图中1.含气系统层a，2.垂直钻井a，3.垂直钻井b，4.含气系统层b，5.垂直钻井c，6.含气系统层c，7.直接底板，8.开采煤层，9.直接顶板，10.上部岩层。
具体实施方式
在图中，该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括确定含气系统层，确定构建垂直钻井的数量及垂直钻井的结构形式，含气系统层从下往上的构造依次为直接底板7、开采煤层8、直接顶板9和上部岩层10；下面结合三层含气系统层结合垂直钻井进行详细描述，各垂直钻井垂直钻进相应的含气系统层的直接底板7层，并只在相应的含气系统层内开通射孔，然后再进行排采。
该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括以下三个方面：
第一方面：根据多煤层区各煤层水头高度计算各煤层视储层压力，以视储层压力作为煤层气藏含气系统层划分的依据，将具有相同视储层压力的储层划分为同一含气系统层。
第二方面：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件确定各含气系统层中各煤层的煤层气产能贡献，选择产能较高的煤层作为煤层气开采的主要目的层。
第三方面：根据多煤层区含气系统层的数量确定钻井平台需要钻进的垂直钻井数量，并据此确定各垂直钻井的射孔及非射孔层位；其中钻井平台密度利用COMET3煤层气数值模拟软件进行模拟计算，以贵州省织纳煤田为例，地层最大水平地应力方向为SE（北东）-NW（北西）向，最小水平主应力为NE（北东）-SW（南西）向，这煤层气布井时应以NE（北东）-SW（南西）向为主方向，则布井方式为NE（北东）向距离×SW（南西）向距离，分别设计了380×300m、300×380m、300×300m、300×250m、250×300m、250×250m共6组不同井间距井网，经排采10年后，通过数值模拟软件得到排采后煤储层压力分别为926.048KPa、1002.82KPa 、890.231KPa、525.074KPa、724.433KPa、905.572KPa，对比发现300×250m井间距井网密度10年排采后煤储层压力最小，则以此井间距作为钻井平台密度确定的依据，即在NE（南西）向每隔300m、SW（南西）向每隔250m布置一个钻井平台。
该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括以下步骤：
第一步：根据多煤层区各煤层地下水水头高度，利用公式P=0.01·ρ·g·h计算各煤层视储层压力,式中P—视储层压力，单位MPa；ρ—地下水密度，单位g/cm3；g—当地重力加速度，单位m/s2；h—水头高度，单位m，接下来以含气系统层c为例，计算该含气系统层视储层压力大小，该含气系统层地下水位起始深度H1=333.2m，终止深度H2=422.4m，则地下水平均埋深为H3=（H2+H1）/2=377.8m；钻穿该含气系统层的一口水文地质井显示，地下水静止水位深度为H4=26.6m，则该含气系统层水头高度H5=H3-H4=351.2m，则该含气系统层视储层压力P=0.01·ρ·g·H5=0.01·1g/cm3·0.98 m/s2·351.2m=3.43MPa。
第二步：根据视储层压力大小，即水头高度高低将具有统一水头高度的煤层划分为同一含气系统层；以贵州省织纳煤田为例，将多煤层区分为四个含气系统层，但仅前三个含气系统层具有产能，分别为含气系统层a1、含气系统层b4、含气系统层c6，其中含气系统层a1的视储层压力为1.42MPa，水头高度为145.23m，含气系统层b4的视储层压力为2.08MPa，水头高度为212.6m，含气系统层c6的视储层压力为3.43MPa，水头高度为351.2m。
第三步：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件分别确定各含气系统层煤层气产能贡献特征；COMET3煤层气藏数值模拟软件是美国ARI公司（Advanced Resources
International, inc.）研制开发的用于煤层气储层模拟的商业性软件；该软件运用三重孔隙/双重渗透率模型，能够模拟煤层气吸附、扩散和穿过双重渗透率网格的达西流的释放和传输机理；该软件有三个假设条件：1）煤层的温度是恒定不变的；2）有限差分网格中所有基质块性质都是均一的；3）在基质和裂缝中每时每刻都存在拟稳态流动；COMET3煤层气藏数值模拟软件充分考虑了煤层孔隙体积的可压缩性、压力和孔隙度、渗透率间的关系、煤岩基质收缩系数、气体吸附作用、重力影响和水中溶解气对煤层气产出的影响，能够科学地反映煤层气解吸、产出规律。
第四步：根据各含气系统层各煤层产能贡献，确定各含气系统中具有煤层气开采价值的煤层，各含气系统层煤层是否具有开采价值以稳产期达到10年以上，且稳产期产量不低于600m3/d为标准。
第五步：结合多煤层区地形、地质、含气系统层数量，确定合适的钻井平台及该平台需要钻进的煤层气垂直井数量；其中，多煤层区地形选择坡度以小于25°的斜坡、缓坡及平坡地形，以保证钻井平台能够顺利建设，并保证钻井过程中安全施工；多煤层区地质条件以煤厚>0.5m、含气量>6m3/t、煤层渗透率>0.1mD为宜；多煤层区含气系统层以第一、二步方法计算，并确定具有产能的含气系统层数量，钻井平台中布置煤层气垂直钻井井数量与具有产能的含气系统层数量保持相同。
第六步：确定钻井平台中各煤层气垂直钻井中需要射孔的层位，不具有开采价值的煤层不射孔，不开采该含气系统层的煤层不射孔，反之均射孔，射孔工作完成后，各煤层气井进行排采，并在地面进行煤层气收集。
第七步：排采结束后，进行煤层气井封井作业。
Claims (2)
1.多层叠置煤层气系统开采井设计方法，包括确定含气系统层，确定构建垂直钻井的数量及垂直钻井的结构形式，含气系统层的构造为直接底板（7）、开采煤层（8）、直接顶板（9）和上部岩层（10），下面结合三层含气系统层结合垂直钻井进行详细描述，各垂直钻井垂直钻进相应的含气系统层的直接底板（7）层，并只在相应的含气系统层内开通射孔，然后再进行排采，其特征是：该多层叠置煤层气系统开采井设计方法包括以下三个方面：
第一方面：根据多煤层区各煤层水头高度计算各煤层视储层压力，以视储层压力作为煤层气藏含气系统层划分的依据，将具有相同视储层压力的储层划分为同一含气系统层；
第二方面：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件确定各含气系统层中各煤层的煤层气产能贡献，选择产能较高的煤层作为煤层气开采的主要目的层；
第三方面：根据多煤层区含气系统层的数量确定钻井平台需要钻进的垂直钻井数量，并据此确定各垂直钻井的射孔及非射孔层位；其中钻井平台密度利用COMET3煤层气数值模拟软件进行模拟计算。
2.根据权利要求1所述的多层叠置煤层气系统开采井设计方法，其方法步骤特征是：
第一步：根据多煤层区各煤层地下水水头高度，利用公式P=0.01·ρ·g·h计算各煤层视储层压力,式中P—视储层压力，单位MPa；ρ—地下水密度，单位g/cm3；g—当地重力加速度，单位m/s2；h—水头高度，单位m；
第二步：根据视储层压力大小，即水头高度高低将具有统一水头高度的煤层划分为同一含气系统层；
第三步：利用COMET3煤层气藏数值模拟软件分别确定各含气系统层煤层气产能贡献特征；COMET3煤层气藏数值模拟软件是美国ARI公司（Advanced Resources International, inc.）研制开发的用于煤层气储层模拟的商业性软件；该软件运用三重孔隙/双重渗透率模型，能够模拟煤层气吸附、扩散和穿过双重渗透率网格的达西流的释放和传输机理；该软件有三个假设条件：1）煤层的温度是恒定不变的；2）有限差分网格中所有基质块性质都是均一的；3）在基质和裂缝中每时每刻都存在拟稳态流动；COMET3煤层气藏数值模拟软件充分考虑了煤层孔隙体积的可压缩性、压力和孔隙度、渗透率间的关系、煤岩基质收缩系数、气体吸附作用、重力影响和水中溶解气对煤层气产出的影响，能够科学地反映煤层气解吸、产出规律；
第四步：根据各含气系统层各煤层产能贡献，确定各含气系统中具有煤层气开采价值的煤层，各含气系统层煤层是否具有开采价值以稳产期达到10年以上，且稳产期产量不低于600m3/d为标准；
第五步：结合多煤层区地形、地质、含气系统层数量，确定合适的钻井平台及该平台需要钻进的煤层气垂直井数量；其中，多煤层区地形选择坡度以小于25°的斜坡、缓坡及平坡地形，以保证钻井平台能够顺利建设，并保证钻井过程中安全施工；多煤层区地质条件以煤厚>0.5m、含气量>6m3/t、煤层渗透率>0.1mD为宜；多煤层区含气系统层以第一、二步方法计算，并确定具有产能的含气系统层数量，钻井平台中布置煤层气垂直钻井井数量与具有产能的含气系统层数量保持相同；
第六步：确定钻井平台中各煤层气垂直钻井中需要射孔的层位，不具有开采价值的煤层不射孔，不开采该含气系统层的煤层不射孔，反之均射孔，射孔工作完成后，各煤层气井进行排采，并在地面进行煤层气收集，排采结束后，进行煤层气井封井作业。
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