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.pdf

第 47 卷 第 4 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.4 2019 年 8 月 COAL GEOLOGY resource development; well placement; production forecasting 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 415，较为平缓。 对江南煤矿含煤地层为二叠系上统龙潭组 P3l，含煤 1636 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 9.9826.38 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 15.9418.32 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 0.060.1310-3 μm2。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 1040 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 0.771.71 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 1501 200 m，宽 220 m。 M78 煤为主采煤层， 煤厚 0.982.55 m， 埋深在 500 685 m，煤层气含量为 10.5020.20 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 Fig.1 Gas content distribution of seam M78 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 ChaoXing 30 煤田地质与勘探 第 47 卷 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 200300 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 Fig.2 Location of surface extraction well 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 Fig.3 Layout of surface extraction wells in air return way of No.1 working face 图 4 2 号工作面运输巷地面抽采井布置示意图 Fig.4 Layout of surface extraction wells in transportation roadway of No.2 working face 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 Fig.5 Layout of surface extraction wells in air return way of No.2 working face 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。 ChaoXing 第 4 期 王晶等 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 31 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 0.1110-3 μm2。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 Table 1 Numerical simulation parameters 煤层 埋深/m 煤厚/m 气含量/m3t-1 孔隙率/ 储层压力/MPaLangmuir 压力/MPa Langmuir 体积/m3t-1 M18 450 1.302.90 13.0023.00 1.5 4.27 2.102.42 26.8034.61 M29 500 0.701.29 16.5026.50 1.5 4.75 2.212.31 24.7233.35 M51 550 0.901.60 12.0020.00 1.5 5.23 1.992.4 31.0036.31 M78 625 0.982.55 10.5020.20 1.5 5.94 2.642.85 25.7036.26 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 34 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 Fig.6 Simulated gas production of surface extraction of two working faces 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 7.2313.80 m3/t，东部气含量降低 到 5.159.20 m3/t；2 号工作面西部地区气含量降低到 9.2013.50 m3/t，东侧气含量降低到 4.518.00 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 Fig.7 CBM content distribution of working face of seam M78 after 5 a extraction 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 ChaoXing 32 煤田地质与勘探 第 47 卷 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。 参考文献 [1] 王正喜，张培河，姜在炳，等. 丛式井在王坡矿井煤层气开发 中的适用性分析[J]. 中国煤炭地质，2013，25317–19. 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