深部煤层气藏差异化立体开发优化设计技术进展与展望——以鄂尔多斯盆地为例OA

【目的】气藏开发优化设计是实现深部煤层气高效开发、提高一次采收率、降本增效的重要手段。【方法】针对深部煤层地质条件的显著非均质性,以开发程度最高的鄂尔多斯盆地为例,基于全盆地3 000余口井的精细地质研究,系统揭示深部煤储层分布特征、储盖组合、煤层结构及含气性等关键参数的非均质性,并提出气藏差异化立体开发设计技术。【进展】(1)盆地8号煤厚度6~8 m,分布稳定,呈东厚西薄、东浅西深特征,东北煤层完整,中部分叉;煤层结构分区明显,北东部以整装型为主,占比50%~70%,中部以单夹层型为主,占比50%。储盖组合分煤–灰岩、煤–泥岩、煤–砂岩3类,主体以煤–灰岩、煤–泥岩为主,北东部以煤–砂岩为主,封盖性煤–泥岩>煤–灰岩>煤–砂岩,平均气测峰值分别为>90%、>80%、30%。含气量10.6~36.4 m^(3)/t,平均19.8 m^(3)/t,呈东高西低,其中东部平均22.3 m^(3)/t;纵向随煤质变好而升高。(2)基于上述地质特征,提出“随(气)藏应变、因(不同)层(系)施策(略);近压合采(压力系数相近则层系组合)、异压接替(压力系数差异大则层系接替);因地制宜,直(井)–(水)平(井型)随储(层纵向非均质性),(适)宜(水)平(井)则(水)平(井)、(适)宜直(井)则直(井)”气藏差异化设计理念,创建了“大平台–多层系–多类型–多井型”立体开发部署模式,建立了兼顾多类型气藏立体协同开发的“水平井大井丛、丛式直井/定向井、丛式直井+水平井组合”3种开发模式和14种主要应用情景,明确了不同开发模式的适用地质条件、优势与典型代表区块。(3)鉴于深部具有煤层厚度相对较大且连续、稳定和产量可观的优势,厚煤层区采用“单排同向为主、双排双向/四向为辅”的单层/多层水平井大井丛模式,单层平台井数4~10口,按煤层结构特征和黑金靶体甜点位置设计水平井靶体,根据地应力特征设计水平井轨迹方位,依据裂缝发育程度设计水平井井距,考虑储量丰度情况设计水平段长度和配产指标;薄煤层区通过丛式直井/定向井、丛式直井+水平井组合开发模式,其中丛式直井+水平井组合区可实现大平台10~19口井,实现储量充分动用、平台有效利用、效益最大化。以上技术支撑我国最大的深部煤层气田--中国石油大吉气田年产能突破40亿m^(3),投产水平井每千米EUR指标平均超4 200万m^(3),有力推动并建成了我国首个300万吨级深部煤层气田。【展望】未来,提出以“差异化段簇智能优化技术、裂缝扩展与时变应力模拟、井网差异化智能优化、地质–工程–经济一体化智能决策”四维协同技术为核心的新一代气藏差异化智能设计技术体系,可实现气藏开发全生命周期的精细设计与智能决策。为深部煤层气及煤系储层气藏高效开发提供了重要技术支撑与可复制、可推广的技术范式,推动深部煤层气产业规模化、效益化高效开发,保障国家能源安全。