Research on surface movement and deformation characteristics of loess gully landform in Northern Shaanxi
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摘要:
为研究黄河流域中游陕北矿区湿陷型黄土沟壑地貌高强度开采地表移动变形特征，对柠条塔矿黄土沟壑区N1212工作面开展系统的地表沉陷监测，分析黄土沟壑地貌高强度开采条件下地表沉陷变形特征，确定地表最大下沉速度及最大下沉速度滞后角，地表移动时间和动态地表移动参数。研究结果表明：陕北湿陷型黄土层高强度煤炭开采地表非连续变形破坏严重，黄土地表易受移动变形与地形条件复合影响，出现不均匀沉降，高强度开采条件下，地表移动变形发育剧烈，地表最大下沉量5255 mm，最大水平移动值2680 mm，最大下沉速度为187.4 mm/d，单一煤层开采最大下沉系数为0.63，斜交重复采动最大下沉系数为0.84，活跃期约55 d，期间下沉量占总下沉量97%，最大下沉速度滞后距为74 m，最大下沉速度滞后角67°。上述结果验证了浅埋煤层高强度开采时，地表下沉剧烈、活动周期短、重复采动时，地表下沉量与地质采矿因素成正比，沟谷地形高强度开采地表变形具有速度快、塌陷大、损害重的特征。
Abstract:In order to study the surface movement and deformation characteristics of the collapsible loess gully landform in the northern Shaanxi mining area in the middle reaches of the Yellow River Basin, the N1212 working face in the loess gully area of the Ningtiaota Mine has been systematically monitored for surface subsidence to analyze the high-intensity mining conditions Deformation characteristics of the ground surface subsidence, determine the maximum surface subsidence speed and the maximum subsidence speed lag angle, surface movement time and dynamic surface movement parameters. The results of the study show that the discontinuous deformation and destruction of the surface in high-strength coal mining in the collapsible loess layer in northern Shaanxi are severe, and the loess surface is easily affected by the combined effects of movement and deformation and topographic conditions, resulting in uneven settlement. Under high-strength mining conditions, the surface movement and deformation are severely developed , The maximum surface subsidence value is 5255 mm, the maximum horizontal movement value is 2680 mm, the maximum subsidence speed is 187.4 mm/d, the maximum subsidence coefficient of single coal seam mining is 0.63, the maximum subsidence coefficient of oblique repeated mining is 0.84, the active period is about 55 d, and the period of subsidence is about 55 d. The amount accounts for 97% of the total subsidence, the maximum lagging distance of the down-town velocity is 74 m, and the maximum lagging angle of the sinking velocity is 67°. The above results verify that in the high-intensity mining of shallow coal seams, the surface subsidence is proportional to the geological mining factors when the ground subsidence is severe, the activity period is short, and the mining is repeated. The surface deformation of high-intensity mining in the valley terrain has the characteristics of fast speed, large collapse and heavy damage.
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0. 引 言
煤层气开发井网的设计与优化是煤层气开发过程中的重要研究内容，也是煤层气开发方案中的重要组成部分，其合理性、适用性会决定单井和井组的产量、采收率等，也会直接影响整个煤层气开发项目的经济效益[1-2]。由于国内煤储层非均质性大多都较强，渗透率较低，且不同区块煤储层差异性较大，因此针对不同区块设计一套科学合理的井网部署方案尤为重要[3]。井网部署主要考虑3个要素，井网样式、井网方位以及井网密度[1]。其中，储层物性的非均质性影响井网样式；水平最大主应力方向和主裂缝延伸方向决定井网方位；而井网密度和井距受到资源丰度、裂缝长度、储层物性以及经济效益等多方面因素影响[4-7]。一个合理的井网设计，既可以提高资源利用率，还可以降低成本、提高经济效益。杨秀春等[2]采用合理控制储量法、经济极限井距法和数值模拟法等方法对山西某区块的井网密度进行优化。赵欣等[5]以煤层气地质条件为依据确定煤层气开发井网的样式、井型和方位等要素，采用数值模拟等方法对于井距进行设计优化，再根据地表、地下和工程因素进行调整，最后通过动态检测跟踪观测井间干扰现象，便于及时调整，使其设计与部署更为合理。孟召平等[1]采用ECLIPSE数值模拟软件对不同埋深煤层的产能进行模拟预测，再基于经济评价得到的经济指标和采收率等因素对其合理井距进行优化，得到不同煤层埋深的最优井间距。
韩城北区块从20世纪80年代中期开始进行煤层气资源评价工作。1997年部署了3口煤层气参数井和试验生产井，取得了较好的储层参数及产量。截止到2020年8月，共完成了二维地震275.95 km，钻井74口（直井23口，定向井51口），压裂31口55层，投产井31口，10口井获得工业气流，日产气量在1 000～2 388 m3。目前，韩城北区块在勘探阶段进行了部分生产试验，对于煤层气开发井网的样式以及方位开展了一定的研究，而对于最优的井网密度和井距没有统一的认识，因此研究合理的井网密度和井距成为韩城北区块下一步开发的关键工作。通过5种井网密度计算方法对适用于韩城北区块的合理井网密度进行计算，再通过Comet3数值模拟软件进行产能模拟优化，得到4种方案，最后使用折现现金法对得到的4个方案进行经济评价，综合考虑产能和经济效益，得到适用于韩城北区块的最优开发井距。
1. 煤层气地质及开发现状
1.1 地质概况
韩城北区块位于鄂尔多斯盆地东缘渭北隆起带东端，延川南区块的南部，韩城区块的东北部。区块内整体构造简单，仅区块东南角局部受边浅部隆起断裂构造带影响，发育少量断层。构造总体为向西、向西北倾斜的单斜构造，地层倾角平缓，一般1°～6°，发育有断层和小褶皱（图1）。韩城北区块主要含煤地层是山西组和太原组，其中山西组5号煤和太原组11号煤层厚度大，发育广泛，连续性好，平面分布稳定，是本区主要的勘探目的层[8-11]。区块内水文地质条件简单，发育多套含水层，含水层之间被隔水层隔开，在自然条件下各含水层之间基本上无水力联系，补给条件差，对5号、11号煤层无影响。韩城北区块地下水受大气降水补给，埋藏较深，受地层倾向控制，地下水径流方向与煤层气运移方向相反，形成水压封闭气藏，处于承压弱径流区，利于煤层气保存，对于煤层气勘探开发具有比较优越的地质条件。
1.2 煤层特征
该区山西组5号煤和太原组11号煤厚度较大，发育稳定，是本区主要的勘探目的层[5]。研究区内，储量区面积为61.11 km2，其中根据体积法计算5号煤层的煤层气资源量为46.21×108 m3，11号煤层的煤层气资源量为23.17×108 m3，5号煤层的煤层气资源丰度为0.62×108～0.88×108 m3/km2，11号煤层的煤层气资源丰度为0.28×108～0.46×108 m3/km2（图2）。
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图 2 韩城北区块主力煤层的煤层气资源丰度等值线图Figure 2. Contour map of CBM resource abundance of the main coal seam in the Hanchengbei Block山西组5号煤主要埋深范围为200～1 400 m，平均埋深856 m。煤层厚1.7～7.2 m，平均净厚度3.7 m。含气量范围为8.76～14.87 m3/t，平均含气量为11.98 m3/t。煤层渗透率在3×10−11～5.4×10−10 m2，平均渗透率为1.9×10−10 m2；孔隙度在2.00%～3.98%，平均孔隙度为3.22%。含气饱和度为64%～95%，平均73%。5号煤的兰氏体积介于20.51～26.69 m3/t，平均23.41 m3/t；兰氏压力介于1.67～3.16 MPa，平均2.30 MPa；吸附时间平均为10.14 d。储层压力为4.63～11.27 MPa，压力梯度0.87～0.99 MPa/hm，属于正常压力状态。
太原组11号煤主要埋深范围为300～1 500 m，平均埋深887 m(图3)。煤层厚1.2～3.9 m，平均净厚度2.15 m。含气量范围为8.68～12.98 m3/t，平均含气量为11.60 m3/t(图4)。渗透率相对较低，在1×10−11～2×10−10 m2，平均渗透率为1.1×10−10 m2；孔隙度在2.17%～5.13%，平均孔隙度为3.56%。含气饱和度为56%～80%，平均70%。11号煤的兰氏体积介于19.39～31.21 m3/t，平均为24.55 m3/t；兰氏压力介于1.39～3.51 MPa，平均为2.55 MPa；吸附时间平均为17.07 d。11号煤储层压力8.95～10.27 MPa，压力梯度0.70～1.00 MPa/hm，属于欠压−正常压力状态。
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图 3 韩城北区块主力煤层埋深等值线图Figure 3. Contour map of the burial depth of the main coal seam in Hanchengbei Block![]()
图 4 韩城北区块主力煤层含气量等值线图Figure 4. Contour map of gas content of the main coal seam in Hanchengbei Block1.3 开发现状
目前韩城北区块共实施煤层气井77口，其中31口井具有排采曲线，均压裂排采。研究区内排采井以单井和井组2种形式进行排采，单井生产有W-26等井，井组生产有W12、W22、W23井组等。
W-26井为5号煤和11号煤合采，初期经过244 d的排采开始产气，累计排采1 141 d，平均产气量993.25 m3/d，最高产气量1 716 m3/d。排采490 d后进入稳产期，平均产气量1 150.69 m3/d，其中产气量稳定在1 000 m3/d以上累计超过376 d（图5）。
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图 5 韩城北区块W26井排采曲线Figure 5. Drainage production curve of well W26 in Hanchengbei BlockW23井组共有4口生产井，矩形井网，井距为200 m×250 m，其中W23-1和W23-2具有排采曲线（图6）。其中W23-1井为5号煤和11号煤合采，初期经过197 d的排采开始产气，累计产气663 d，平均产气量469.36 m3/d，见气第152天进入稳产期，平均产气量542.95 m3/d，最高产气量940 m3/d。W23-2井为5号煤和11号煤合采，初期经过85 d的排采开始产气，累计产气805 d，平均产气量仅为170.8 m3/d。见气第62天进入稳产期，平均产气量179.85 m3/d，最高产气量350 m3/d。
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图 6 韩城北区块W23井组排采曲线Figure 6. Drainage production curve of well cluster W23 in Hanchengbei Block根据研究区典型井排采曲线和数据，分析了不同排采阶段的生产特征，整体来看，韩城北区块产气前景较好，采用合理的排水速率和排采制度，稳产期产量可达1 000 m3/d以上。但是在生产试验过程中还发现一些问题，如同一井组产气量相差较大等。
2. 井网部署及优化要素
煤层气井网的设计与优化主要包括井网样式、井网方位以及井网密度和井距。其中，井网密度和井距的确定最为重要，需要反复计算和对比，井网密度过大无法形成有效的井间干扰，影响煤层气井的产能和采收率；而井网密度过小会使煤层气资源的开发成本加大，影响区块内资源开发的经济效益；而井与井之间的间距不仅受到井网密度的影响，也受到井网样式和储层非均质性的影响[6,12]。
2.1 井网样式
在煤层气开发中，选择合适的井网样式可以大幅提高煤层气生产井的产量，提高经济效益。煤层气井常用的井网样式有矩形井网、菱形井网、五点式井网和七点式井网等。矩形井网具有井网规整、便于部署等优点，适用于储层构造简单、地层倾角小，煤层渗透率各向异性相差不大的地区。韩城北区块内，构造相对简单，地层平缓，煤层厚度较大，渗透率较低，因此适用于矩形井网[3]。
2.2 井网方位
煤层气开发需要对储层进行压裂改造。由于国内大部分煤层渗透率都存在各向异性，因此压裂裂缝在不同方向延伸不同的距离[13]。因此，为使煤层气压降速率保持一致，井间干扰形成时间大致相同，以达到产能最高、经济效益最好的结果，需要井网内平行主要渗透率方向的井距大于垂直其方向的井距，即矩形井网的长边平行于主要渗透率方向。
研究区内，根据地应力和裂缝监测结果显示，煤层最大水平主应力方向、主裂缝走向为北东向49°。综上考虑，矩形井网的长边方向沿NE49°布井。
2.3 井网密度及井距
井网密度是煤层气开发中重要的因素之一，对煤层气生产井的产能、采收率等都有较大的影响[5,14-15]。因此，当井网密度与资源条件、储层物性等因素相适应时，可以得到较为优异的经济效益。目前国内对于煤层气井网密度的计算主要有几种方法，分别是经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法[1-2]。确定井网密度之后，依据煤层地应力以及裂缝延伸长度来确定矩形井网的长短边之比。根据区内裂缝监测结果显示，北西向裂缝延伸长度小于北东向裂缝，二者比值约为0.8。由此确定，矩形井网的长短边之比为0.8。
1）经验对比法。经验对比法是通过对于勘探期的试验生产井组采用的井距和排采效果的分析，来指导整个区块的煤层气井网部署。韩城北区块内2007年到2015年，共计钻探47口探井和生产试验井，其中4个井组的具体生产效果见表1。分析发现，韩城北区块先导试验井网普遍采用300 m左右的井距，而且在主应力方向适当加大井距的情况下，井组煤层气产能普遍更高。因此，在开发中要考虑到在最大主应力方向，即主要渗透率方向适当加大井距。
表 1 韩城北区块不同井距产量Table 1. Production from different well spacing in Hanchengbei Block井组 井距/(m×m) 稳产期产气量/（m3·d−1） W12 300×300 800 W22 260×350 1 000 W23 300×350 1 100 H01 300×300 1 200 2）单井合理控制储量法。该方法主要考虑在高丰度区合理控制井间距，使单井控制储量不要偏大，造成资源浪费；在低丰度区单井控制储量要高于经济极限储量，降低投资风险。
$$ G_{\rm{g}} = \frac{{dq t}}{{N E_{\rm{r}}}} $$ (1) 式中：Gg为单井控制地质储量，104m3；d为每年的生产时间，取330 d；q为稳产期内单井平均产能，m3/d；t为稳产年限；N为稳产期可采储量采出程度，%；Er为气藏采收率，%。
根据韩城北区块内前期生产试验井参数，资源丰度1.2×108 m3/km2，单井平均产能为1 200 m3/d，稳产年限5 a，稳产期可采储量采出程度52%。气藏整体采收率50%。最后得出，单井合理控制储量为747×104 m3，控制面积0.063 5 km2，井网密度为15.76口/km2，考虑采用矩形井网估算合理井距为225 m×282 m。
3）经济极限井距法。① 单井经济极限控制储量。一口生产井要使其具有经济效益，要求其总收入大于成本。其中，煤层气生产井的收入绝大部分来源于销售气价，而成本包括：钻采费用、地面费用、生产费用、财务费用以及经营费用等。因此，要求单井控制足够的储量，即单井经济极限控制储量。
$$ G_{\rm{g}} = \frac{{C + T P}}{{A_{\rm{g}} E_{\rm{r}}}} $$ (2) 式中：C为单井钻采与地面工程合计成本，万元；P为单井年均采气操作费用，万元；T为开采年限，a；Ag为煤层气售价，元/m3。
② 经济极限井距。由于经济极限井距还受到资源丰度的影响，在不考虑采收率变化的情况下，根据单井经济极限控制井距与资源丰度，计算出经济极限井距。
$$ D = \sqrt {\frac{{G_{\rm{g}}}}{F}} $$ (3) 式中：D为经济极限井距，m；F为资源丰度，108 m3/km2。
根据已有数据，单井钻压采以及地面投资为218万元，单井年均操作费用15.60万，开采年限15 a，售价1.4元/m3，采收率50%，资源丰度1.2×108 m3/km2，计算得出Gg为633×104 m3，井网密度为21.86口/km2，经济极限井距为191 m×239 m。
4）规定单井产能法。还可以通过规定单口煤层气生产井的产能来确定井网密度，在确定了一个地区的资源储量的情况下，规定单井产能，计算单位面积内的井数，结合井网类型确定井距。
$$ \frac{{{n}}}{A} = \frac{{G v}}{{330 {{q}} \eta }} $$ (4) 式中：A为含气面积，km2；G为探明地质储量，108 m3；v为平均年采气速度，%；η为气井综合利用率，%；n为气藏开发所需要的井数。
在韩城北区块， 1 km2范围内煤层气地质储量为1.2×108 m3，平均年采气速度为4%，平均单井产能为1000 m3/d，气井综合利用率为95%，计算得出井网密度为每平方公里15.31口井，单井控制面积0.0653 km2，井距约为229 m×286 m。
5）经济极限井网密度法。当项目整体支出与收入相同时，即煤层气田开发总利润为0时，对应的井网密度即为经济极限井网密度：
$$ {\rm{SPAC}}_{\mathrm{min}}\text=\frac{{a} G(1-T_\text{a}) (E_\text{r}\times A_\text{g}-P)}{A C {(1+R)}^{\frac{T}{2}}} $$ (5) 式中：SPACmin为经济极限单位含气面积上的井数；a为商品率，%；C为单井钻井和气建总投资，万元/井；P为平均采气操作费用，元/m3；R为贷款利率，%；Ta为税率，%。
在韩城北区块，1 km2内煤层气地质储量为1.2×108 m3，煤层气售价1.4元/m3，单井投资158万元，采收率50%，评价年限15年，采气操作成本0.29元/ m3，商品率98%，税率9%，不考虑贷款，计算得出井网密度为每平方公里27.65口井，单井控制面积0.0362 km2，经济极限井距为170 m×213 m。
煤层气开发的合理井距应该大于经济极限井距，小于单井合理控制储量井距和规定单井产能井距，根据几种计算结果确定合理井距在170 m×213 m～229 m×286 m，合理的井网密度应该在15～20口/km2之间。考虑到韩城北区块的生产试验井取得不错的产量，可以将合理井距扩大至300 m×350 m，合理井网密度调整至10～20口/km2，详细计算结果见表2。
表 2 不同井网密度及井距计算结果Table 2. Calculation results of different well network density and well spacing井距计算方法 单井控制面积/km2 井网密度/（口·km−2） 井距/(m×m) 单井合理控制储量法 0.0635 15.76 225×282 经济极限井距法 0.0458 21.86 191×239 规定单井产能法 0.0653 15.31 229×286 经济极限井网密度法 0.0362 27.65 170×213 3. 基于数值模拟的井距优选
数值模拟是煤层气开发井网设计和优化工作中重要的方法[16-17]。采用煤层气专业模拟软件Comet3评价不同井网密度和井距对于煤层气产能的影响，预测不同井网密度和井距下的煤层气产量，通过对比分析，以达到对井网密度和井距进行优化的目的。
3.1 历史拟合
历史拟合是数值模拟的第一步工作，目的是进行储层参数的修正，实现对储层参数的精确表征，以达到相对准确模拟煤层气井产能的效果。本次拟合采用定井底流压拟合产气量的方法，通过调整储层渗透率、含气量等参数，使得拟合产气量与实际产气量基本吻合。调整后的含气量、渗透率等各项参数均在实测值的波动范围内。
研究在选取研究区内生产连续性较好的两口井进行历史拟合，分别是W23-2、W26井，其中W23-2为W23井组内的一口口生产井，位于区块南部；W26位单井生产，位于区块中部偏北。下图为部分生产井拟合效果图（图7），图中显示，W26井和W23-2井产气历史拟合较好，为下一步产能预测提供了较可靠的依据。
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图 7 韩城北区块部分生产井拟合效果Figure 7. Fitting effect of some production wells in Hanchengbei Block3.2 产能预测
依据计算得出的合理井网密度和井距，在储层评价和生产试验井产气曲线历史拟合结果的基础上，得到韩城北区块主力煤层模拟参数（表3），利用煤层气数值模拟软件Comet3对主力开发煤层5号+11号煤层200 m×250 m、250 m×300 m、260 m×320 m、300 m×350 m四种井距下的产能进行产能预测，模拟产气时间为15年。
表 3 韩城北区块主力煤层参数Table 3. Main coal seam parameters in Hanchengbei Block井号 埋深/m 厚度/m 渗透率/10−10 m2 含气量/（m3·t−1） 储层压力/MPa 兰氏体积/（m3·t−1） 兰氏压力/MPa 5号井 600 6 3 16 6 36 2.2 11号井 650 4 1 13 7 32 1.8 模拟结果表明（图8、图9），随着井距的增加，煤层气井产气量降低，达到稳产时的产气量也随之降低，累计产气量下降。井间距为200 m×250 m时，煤层气井见气时间较早、稳产期产量最高，并且在生产年限内累计产量也最多。对比表明，200 m×250 m是4种井距中最优的方案。
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图 8 韩城北区块不同井距年产气量预测结果Figure 8. Forecast results of annual gas production from different well spacing in Hanchengbei Block![]()
图 9 韩城北区块不同井距累计产气量预测结果Figure 9. Cumulative gas production forecast results for different well spacing in Hanchengbei Block4. 基于经济评价的井距优选
经济效益是一个煤层气开发项目的最终目的。对于单位控制面积来说，部署的井数不同，总的产气量也就不同。单位面积上井数越多，煤层气井的产气时间越短，总产气量就越大，但其总成本也随之增加[2,12]。煤层气开发要在充分利用地质储量的基础上还要有一定的经济效益，因此从项目财务角度对煤层气开发具备的盈利能力进行分析是必要的[18-19]。以不同井距下的产能模拟为基础，结合实际生产中的相关参数，对4种井网密度进行经济评价，从而选择出最优的井网密度和井距。
4.1 经济评价方法
折现现金流法是目前应用最为广泛、最成熟的经济评价方法，是国内外常规油气项目的主要评价方法，也是国内评价煤层气开发项目的主要方法[20-23]。在使用折现现金流法时，主要通过3个参数来表征项目是否经济，它们分别是净现值、内部收益率和投资回收期[24-26]。
采用折现现金流法最重要的是测算出煤层气开发过程中的各项现金流入和流出。其中现金流入主要来源于生产经营过程中的销售收入；现金流出主要包括项目开发投资、生产经营期间的操作费、管理费、税费[27]。
选择韩城北区块中部的1 km2的方形区域进行模拟布井，按照不同井距分为4个方案：方案一采用200 m×250 m井距，单位面积内20口煤层直井；方案二采用250 m×300 m井距，单位面积内14口煤层直井；方案三采用260 m×320 m井距，单位面积内12口煤层直井；方案四采用300 m×350 m井距，单位面积内10口煤层直井（图10）。
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图 10 不同方案井网布置示意（每个方格均为1 km×1 km）Figure 10. Schematic of well network arrangement for different schemes (each square is 1 km×1 km)以不同井距模拟所得产能曲线为依据，采用单井均价估算法，选择单井投资乘以井数计算出不同井网密度下的建设投资；采用平均成本法，通过对每千方或万方煤层气的成本估算，乘以预测产气量对各项成本费用进行估算；按照规定计取管理费等其他费用；参考市场气价及商品率，根据单井预测产气量计算不同设计方案的销售收入；依据国家现行税法及销售收入，对税金及附加进行估算。采用现金流量法结合所测算出的各项现金流入和流出，计算出各井距方案的财务净现值、内部收益率及投资回收期，从而对所设计的4种井距方案进行优选。
4.2 经济评价参数
韩城北区块主要经济评价参数如下，根据此参数可以计算不同井距方案下的净现金流，从而得到相应的经济指标。
评价期/a 15 基准收益率/% 6 煤层气价格/（元·m−3） 1.40 商品率/% 98 弃置费 总工程投资的5% 资源税/% 1 增值税/% 9 国家教育费附加费/% 3 地方教育附加费/% 2 河道管理费/% 1 企业所得税/% 25 4.3 经济评价结果
对1 km2内的4种不同井距井布井方案进行经济评价，结果见表4。
表 4 不同方案的经济评价结果Table 4. Results of economic evaluation of different programs方案 年产气量/万m3 总投资/万元 成本费用/万元 年均收入/万元 内部收益率/% 净现值/万元 投资回收期/a 方案1 724.39 4 380 267.66 993.86 11.27% 1439 7.49 方案2 485.25 3 067 183.00 665.77 8.56% 502 9.18 方案3 383.92 2 626 155.77 526.74 7.99% 329 9.53 方案4 284.77 2 190 124.91 390.71 4.96% −133 11.31 根据项目不同方案的现金流量表分析，计算结果得方案一、二、三的内部收益率分别为11.27%、8.56%、7.99%，均高于6%的基准收益率，有一定的经济效益；方案四内部收益率小于6%，不具备经济可行性。其中，方案一的内部收益率最佳，为11.27%，净现值为1 439万元，具备最好的经济效益。
5. 结 论
1）韩城北区块构造简单，地层相对平缓，不同方向渗透率存在差异，最佳的煤层气井网样式为矩形井网，井网方位与最大主应力方向一致为NE49°。
2）通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距方案，韩城北区块的合理开发井网密度在10～20口/km2，合理井间距在(170 m×210 m)～(300 m×350 m)。
3）利用数值模拟软件从产能角度模拟了200 m×250 m、250 m×300 m、260 m×320 m、300 m×350 m四种井间距的产量，结果表明200 m×250 m的井距方案稳产期产气量高，衰减较慢，产能表现最好。
4）1 km2范围内4种不同井距布井方案的经济评价结果表明，方案1、2、3的内部收益率均大于行业基准收益率，都具有一定的经济效益。其中方案1 200 m×250 m井距方案的经济指标最好，内部收益率可达11.27%，净现值为1 437万元，投资回收期为7.49年。综合分析产能评价和经济评价2方面因素，均表明韩城北区块最佳的开发井网密度为20口/km2，最佳井距方案为200 m×250 m。
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图 4 N1118、N1212重复采动及单一煤层开采其下沉量、下沉系数分析
Figure 4. Analysis of subsidence value and subsidence coefficient of N1118 and N1212 repeated mining and single seam mining
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图 5 倾向观测线地表下沉速度曲线
Figure 5. Surface subsidence velocity curve of inclined observation line
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图 6 倾向中心点下沉与工作面位置关系
Figure 6. Relationship between sinking of inclination center point and position of working face
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图 7 B14、B16、B18号点下沉速度、下沉量与观测时间关系
Figure 7. Relationship between sinking speed and amount of B14, B16, and B18 points and observation time
表 1 地表移动变形参数
Table 1 Surface movement and deformation parameters
位置 下沉系数η 水平移动
系数b主要影响角
正切值tan β拐点偏
移距d/mA线 0.84 0.51 — — B线 0.73 0.36 2.38 45 综合值 0.78 0.44 2.38 45 
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表 2 地表移动角对比
Table 2 Comparison of surface movement angle values
工作面 基岩/m 松散层,厚度/m 采厚/m 采深/m 深厚比 移动角/(°) 边界角/(°) 走向 下山 上山 走向 下山 上山
柠条塔N1212 95 黄土,95 4.8 190 39.6 70.3 57.6 62.3 65.9 55.6 51.7 N1114 62 黄土,61 1.8 123 68.3 68.7 — — 59.7 — — N1206 104 黄土,58 5.9 162 27.4 72.2 — — 62.6 — — 黄陵一矿 303/304 150 黄土,105 3.0 255 85.0 70.0 70.0 67.5 56.0 53.5 53.5 张家峁 15201 58 黄土,70 6.3 128 20.3 71.2 71.6 72.8 63.0 53.7 53.7 大柳塔 52304 185 黄土,50 6.9 235 34.0 63.7 68.0 62.8 53.7 — — 1203 31 沙土,30 6.5 61 9.4 67.3 71.0 70.0 63.7 63.0 61.0 韩家湾 2304 70 沙土,65 4.1 135 32.9 62.5 62.0 63.0 58.7 57.2 58.5 哈拉沟 22407 116 沙土,16 5.4 132 24.4 65.3 60.0 65.5 47.3 43.9 50.6
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表 3 地表点最大下沉速度及活跃期特征统计
Table 3 Statistics of maximum sinking speed and active period characteristics of surface points
观测点 最大下沉速度/(mm·d−1) 活跃期时长/d 观测总时长/d 活跃期总下沉量/mm 最大下沉量/mm 活跃期下沉量占比/% B14 180 52 284 3 420 3 513 97.35 B16 187 51 284 3 304 3 381 97.72 B18 142 54 284 2 771 2 858 96.96
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1. 张彦奇，王毅，王骏辉，裴秋艳，戎彦龙. 冷热循环冲击饱水煤体结构损伤规律研究. 矿业研究与开发. 2024(10): 133-140 . 
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