新雨队沁端区块煤层气开发方案

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,沁端区块,煤层气开发方案设计,队 名：新雨队,队 员：董新秀,乔雨朋,指导老师：邵先杰,一、气田概况,二、煤储层特征,三、试采分析,四、煤储层地质建模,五、井型选择,与合理井网论证,及布署,六、,压裂改造方案与合理采气速度,七、煤层气数值模拟,八、经济评价,九、创新点,汇报提纲,沁端区块位于沁水盆地南部,，,构造总体为走向北北东、倾向北西西的单斜构造。岩层倾角一般,小于,15,，,断层不发育，规模较大,的断层,仅一条,。,总体属地质构造简单类。,一、气田概况,区块构造纲要图,一、气田概况,本区主要可采煤层,为,3,#,和,15,#,煤层,为。,煤系地层综合柱状图,（,1,）,3,#,煤层,3,#,煤层位于山西组下部，平均,厚,6.24m,，,干燥无灰基气含量多在,9.0-21.3m,3,/t,之间,。,（,2,）,15,#,煤层,15,#,煤层位于太原组一段顶部，煤层平均,厚,4.14m,，,干燥无灰基气含量一般在,10.8-22.5m,3,/t,之间,。,二、煤岩特征,经,测定,，,3,#,煤层,Ro,平均,3.06%,，,属,高变质阶段无烟煤三号。,15,#,煤层,Ro,平均,3.02%,，属于无烟煤三号。,煤变质程度直接关系到煤层的生气量以及煤储层特性等问题。镜质组最大反射率作为衡量煤化程度的最好标志，可以很好地反映有机质的生烃过程。,镜质组反射率分布直方图,（一）变质程度,该区,3,#,煤层孔隙度为,4.0%-6.0%,，渗透率在,0.96-2.04 mD,之间,；,15,#,煤层孔隙度为,5.1%-6.0%,，,渗透率,0.67-1.74 mD,之间。,气水两相相对渗透率,（二）孔渗特性,（三）吸附特性,该区域兰氏体积较高，平均,37.9m,3,/t,，反映出较大的开发潜力,，,兰氏压力普遍较低，平均,2.2MPa,。,煤储层在低压区较易吸附，而在高压区随着压力增大煤的吸附量增加减少，,若,投入开发，当压力降到一定程度后，产气量和产气速率会迅速提高。因此该区块具有良好的开发条件,。,兰氏体积分布直方图,兰氏体积分布直方图,三、试采分析,W2,井位于断层附近，,W2,井的,产水量大，,峰值产量较小，约为,550m,3,/d,，,达到峰值产量后产量递减较快，这是因为,断层附近的压裂措施导致了地层水窜流，产水量增加，影响了煤层气的排出。,W2,井排采曲线,W3,井的为,3,#,、,15,#,煤层合采，,当压力降低到,1.5MPa,左右时，达到峰值产量，约为,3200m,3,/d,，稳定生产一段时间后，井底流压继续降低到,0.5MPa,，产气量在,2000 m,3,/d,稳定生产，稳产期长。从,W3,井的排采情况可以看出，,3,#,、,15,#,两煤层,可以作为一套开发层系进行开发。,W3,井排采曲线,W9,井为,3,#,、,15,#,煤层合采，,加大排量后，井底流压降低到,0.7MPa,左右，产量达到峰值产量，约为,2100m,3,/d,，其后稳定生产较长一段时间。,W9,井排采曲线,从,W3,井与,W9,井的排采情况可以看出，将井底流压控制在,0.50.7MPa,，日产水控制在,0.7m,3,/d,时，稳产期长。,四、煤储层地质建模,本次建模,采用了随机性建模方法，,利用,序贯高斯模拟和截断高斯模拟,，,针对煤储层几何特性（厚度及空间展布）、煤质属性（包括灰分、挥发分、水分等）以及含气量属性进行煤储层地质建模。,3,#,煤层顶面构造图,15,#,煤层顶面构造图,（一）构造模型,3,#,煤层孔隙度模型,3,#,煤层渗透率模型,3,#,煤层含气量模型,（二）属性模型,15,#,煤层孔隙度模型,15,#,煤层含气量模型,15,#,煤层渗透率模型,虑到计算机内存和速度的限制，综合数值模拟的精度，将模型的平面网格密度由,50m50m,粗化为,100m100m,。,纵向网格由,0.5m,粗化为,1m,。,3,#,煤层粗化后孔隙度模型,3,#,煤层粗化后渗透率模型,3,#,煤层粗化后,渗透率,模型,3,#,煤层粗化后,含气量,模型,（三）模型粗化,15,#,煤层粗化后,含气量,模型,15,#,粗化后孔隙度模型,15,#,粗化后孔隙度模型,四、井型选择与,合理井网论证,及布署,（一）井型的选择,目前,，,我国煤层气规模化商业开发仍以直井为主，,故本区块选用直井作为主要井型。但,根据断层附近,W2,井的排采情况，决定在断层附近,500m,内采用双层多分支水平井，有效避免直井的压裂造成地层水窜流。,经过调研，对水平井的相关参数进行了优选：,（,1,）,水平井单支长度在,1000m,左右。,（,2,）,水平井的最佳分支角度为,30,左右,。,（,3,）,分支异侧,，,分支间距为,350m,。,双层多分支水平井示意图,井网布署主要包括对,井网样式、井网方位以及井网密度,的设计,。,1.,井网样式,菱形井网,适合,我国煤储层,特征，且,区域控制程度高,，,对地形的适应性,强,。,（二）,井网布署,2.,井网方位,研究区的压裂裂缝方位为,120 135,，故本次实际井网方位确定为,120,方向，沿此方向进行布线、布井。,3.,井网密度,合理的井距既能形成连片的压降区，又不浪费资源，有利于煤层气的大面积高效合理开发。本次,设计主要,采用类比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法对合理井距进行了论证。,据黑勇士盆地,调研，当井距为,400m400m,时，中心井生产十多年后可采出,60%,的地质储量,，故本区块选用,400m400m,的井距。,考虑公路、管线等区块地形，,布署得到第一套方案：,直井采用菱形井网，井距为,400m400m,，井网方位为,120,，水平井井距为,1000m,。经过布署，沁端区块共水平井,10,口，直井,140,口。,（,1,）类比法,方案一井网布署图,（,2,）单井,合理控制储量法,开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量,：,气藏单井服务期,取,15,年，稳产期内单井产能,取,2300m,3,/d,，气藏稳产期为,8,年，稳产期末采出程度为,62.5,，采收率为,54.6,，则单井控制地质储量为,3978374.4m,3,，储量丰度为,1.21108m,3,/km,2,，可求得单井泄气面积,54798.54545m,2,，以菱形井网进行开发部署，则长轴为,468m,，短轴为,234m,。,式中：,Gg,单井控制地质储量，,m,3,；,q,稳产期内单井平均产能，,m,3,/d,；,t,气藏稳产年限，年；,N,稳产期末可采储量采出程度；,Er,气藏采收率；,d,每年产气天数，一般取,330,天。,（,3,）,经济极限法,单井控制经济极限储量，是选择合理井距的一个重要经济指标。,式中：,Gg,单井控制经济极限产量，,m,3,；,C,单井钻井和气建合计成本（包括钻井、储层改造、地面建设系统工程投资分摊），元,/,井；,P,单井年平均采气操作费用，元,/,年,井；,T,开采年限，年；,Ag,煤层气售价，元,/m,3,。,由于经济极限井距的大小同时受资源丰度的影响很大，在不考虑井网密度对于采收率的影响时，根据单井控制经济极限储量，可以算出经济极限井距,。,单井钻井和气建合计成本采用,170,万元,/,井，单井年平均采气操作费用,16.7,万元,/,年,井，开采年限,15,年，煤层气售价,1.3,元,/m,3,，煤层气采收率,54.6%,。则单井控制经济极限储量为,5924204.001m,3,，在资源丰度为,1.21,亿,m,3,/km,2,，则单井经济极限控制储量面积,48960.4m,2,，经济极限井的长轴为,442 m,，短轴为,221m,。,A,单井经济极限控制储量面积，,m,2,；,F,资源丰度，亿,m,3,/km,3,。,综合方法,（,2,）（,3,）,，,得到第二套井网方案：,菱形井网，井网方位确定为,120,方向，井网长轴为,460m,，短轴为,230m,。考虑该区块的公路、管线等区块地形，对沁端区块进行了如下井网布署，共,水平井,11,口，直井,378,口,。,方案二井网布署图,五、,压裂改造方案与合理采气速度,（一）,压裂改造方案,从,试采曲线可以看出，,压裂,后,产气增加,。,这是因为压裂措施有效地分配井孔附近的压降，加速了排水降压过程，使得煤层气有效解吸，增加了产能,。,通过调研，建议该区块使用活性水伴注氮气压裂液，支撑剂选择常用的石英砂，水力压裂伴注,N,2,不仅,增加了煤储层能量，同时，在一定程度上提高了导流能力。,（二）,合理采气速度,地质储量,10,8,m,3,采气速度,稳产期（年）,50,3%5%,10,1050,5%,左右,58,50,5%6%,58,不同储量大小的气藏采气速度和稳产年限表,计算所得的沁端区块地质储量为,75.3810,8,m,3,，考虑到煤储层的实际情况，将采气速率降低为,3%,。,六、煤层气数值模拟,历史,拟合,是数值模拟中很重要的一个环节，关系到后期产能预测的准确性。,图为,W3,井的定气拟合效果图,与,井底流压拟合效果图,。,（一）历史拟合,W3,井产水量拟合效果图,W3,井井底流压拟合效果图,煤储层基质的收缩效应使得历史拟合精度不可能达到,100%,。从图中可以看到，历史拟合达到了一定的效果，可以对产量进行预测。,（二）产量预测,选取,W1-1,井、,W10-10,井进行产量预测，假定煤层气井的生产年限为,15,年，将第一年的产量定为,2000m,3,/d,，井底流压为,1Mpa,。,图为,W1-1,井,的,生产预测曲线,、,累积产量,预测曲线。,W1-1,井生产曲线,W1-1,井累积产量,曲线,W10-10,井累积产量,曲线,W10-10,井生产预测曲线,从图中可以看出，煤层气井的稳产期可以达到,8,年，之后开始递减。,七、经济评价,方案,建设投资,流动资金,建设,期,利息,项目,总,投资,钻,前,准备,钻井,工程,采,气,工程,地面,工程,方案一,9125,27760,69000,48000,4050,886.6,158821.6,方案二,32465,65032,178940,124480,9725,21697.5,432339.5,本次经济,评价,的,内容主要包括投资估算、总成本,与,经营费用,以及,产品销售收入和税金,。,建设期利息,=,建设期借款本息累计,年利率,项目固定投资,40%,为自有资金，其它,60%,申请银行贷款。贷款年利率为,7.89%,。项目建设期为,2,年,。,流动资金是指为维持生产所占用的全部周转资金，它是流动资产与流动负债的差额。此次评价按建设投资的,2%,测算流动资金，流动资金总额为,25,万元,/,井,+300,万元。,（一）,投资估算,投资估算,表（万元）,方案,材料费,动力费,井下作业费,工资福利费,净化处理费,其他费用,总和,方案一,2250,270,2250,1050,7539,9423.75,2,2783,方案二,5835,700.2,5835,2723,8293,10366.25,3 3752,（二）,总成本,与经营,费用,（三）,产品销售收入和税金,方案,地质储量,采收率,采出气量,销售额,税额,税后,收入,/,亿元,方案一,75.3910,8,m,3,50%,37.69510,8,m,3,75.397510,8,元,3.47510,7,元,75.1,方案二,75.3910,8,m,3,55%,41.46510,8,m,3,8310,8,元,3.73210,7,元,82.6,根据煤层气产业政策，方案一,补贴,75390,万元,，,方案二,补贴,82930,万元,。,总成本费用与经营成本,（万元）,产品销售收入,表（万元）,方案,支出（亿元）,收入（亿元）,利润（亿元）,方案一,18.160435,75.05,56.9,方案二,46.609195,82.627,36.02,通过对方案一与方案二的综合经济评价可以得到方案一为,实施,方案。,综合本气田的收入支出状况，对该气田进行综合利润评价,：,利润评价,表,九、创新点,双层多分支水平井的应用，有效的避免了断层附近的压裂增产措施造成的地层水窜流，,增加有效供给范围,，,提高导流能力,。,谢谢！,敬请批评指正！,