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Prediction of residual resource distribution of high－order coal based on fracture characteristics
沁水盆地南部高阶煤开发历经13 a，因储层渗透率低、开发初期井网井距过大、优先选择有利位置部署等原因，导致存在未被动用的资源，称为剩余资源。
随着煤层气的开发，樊庄区块井网覆盖率达到了70%，除去断层等复杂构造位置，能规模动用的资源相对较少，这成为制约樊庄区块稳产增产的关键问题。 因此，弄清区块剩余资源分布情况对开发区块的中后期井位调整十分重要。
目前，前人在本区进行了大量的研究工作，形成了高阶煤煤层气藏的勘探开发理论，例如煤层富集受沉积、水动力条件影响；渗透性受变质程度、构造变形和地应力控制［1－2］；煤层气控产受煤储层微裂隙发育程度、地应力、储层流体可疏导性3 个关键要素影响［3］；煤层气开发生产规律表现在采出程度20%左右产量进入递减期，递减出现时采出程度与井网井距密切相关［4］；水平井开发方式适合渗透率低、非均质性强、开采难度大的储层，开发效果受地质、工程及后期排采管理等多种因素共同制约［5］。高阶煤成藏、富集、控产、开发规律、开发方式理论在本区趋于成熟。
而对已开发井网内的资源赋存研究成果相对较少，剩余资源的分布规律及控制因素尚未明确。 这是由于高阶煤储层的气水边界截止目前还未有明确结论，煤层气的采动影响边界较难确定，仅通过一些数值模拟手段默认为单井采动影响是以井口为中心，呈圆形或椭圆形分布，方向统一按某一固定方向参与模拟计算，与开发实际存在一定偏差。
开发实践表明，高阶煤储层具有明显的非均质［6－8］，压降传递过程与孔－裂缝系统的分布有着密切关系［9－10］，使得单井采动影响具有明显的方向差异性。 导致未充分考虑储层各向异性的各项研究成果在实际运用中效果较差。 因此笔者基于沁水盆地南部大量压裂裂缝监测数据及生产井的开发地质资料，充分考虑构造、裂缝的各项异性，开展煤层气井间剩余资源分布规律的精细刻画，对沁水盆地南部中后期井位开发调整部署具有借鉴意义。
樊庄区块位于沁水盆地南部，探明含气面积182 km2，探明地质储量352 亿m3。 整体为北西倾斜坡构造，发育一条南北向山脊形褶曲，从南向北构造渐变复杂。 南部平缓，以小幅褶曲为主，断层不发育，构造相对简单；向北部，褶曲幅度变大，发育出两条“山沟”，从而“山梁”变陡峭，断层发育，构造复杂化，有利的条带主要以小断块形式存在。
樊庄自2006 年开发以来，投产约1 400 口井，目前日产气182 万m3，累产气达51 亿m3。 2016 年以前投产547 口井，除断层、陷落柱及矿权边界外，井网覆盖率已经超过80%。 为了后期开发调整，需要对剩余资源分布进行综合评价。
原先开发中煤层气井网通常采用300 ～350 m的井距，由于高阶煤储层渗透性较低，导致井距过大或井网不完善产生大量的剩余资源。 剩余资源的分布受控于单井的采动影响，在井网内除去单井的采动影响所剩余的资源即为后期开发调整所需要动用的资源。
高阶煤储层发育外生裂隙、内生裂隙、微裂隙三级裂缝网络，从煤矿井下解剖［11］和裂缝监测数据显示，复杂的裂缝网络是导致高阶煤储层具有各向异性的主要原因。
开发实践证明，煤层气压力传播时具有明显的方向性，并且徐兵祥在基于均衡降压理念的煤层气井网井距优化模型［12］中明确指出压力在裂缝方向上更容易传播到边界，因此单井采动影响主要是基于储层裂缝网络形成的压力传播。 而剩余资源的分布主要控制因素是基于裂缝特征的采动影响范围。因此，重点剖析沁水盆地南部100 多口井的压裂裂缝监测数据与地质构造的关系，厘清构造对裂缝扩展规律的影响，进而预测构造相似性条件下裂缝的扩展规律。
裂缝监测数据显示，裂缝网络形成的面积以某一主裂缝为长半径的近似椭圆状（图1）。
图1 Hy 井压裂裂缝监测
Fig.1 Hy well fracturing fracture monitoring chart
主压裂裂缝方向传统认为与最大主应力保持一致［13］，但通过对实测压裂裂缝数据统计发现，仅70%的井主裂缝方向与最大主应力保持一致，30%的井受局部构造影响，发生偏转，从表1 和图2 中显示，压裂裂缝方向以北偏东50°～70°为主，部分井压裂裂缝方向为北西向、近南北向和东西向。
图2 实测压裂裂缝方向玫瑰花图
Fig.2 Measured fracturing direction rosette
表1 压裂裂缝方向统计
Table 1 Statistical table of fracturing fracture direction
序号 裂缝方向 方向范围 井数量 总井数量1 北东向 20°～70° 53 73 2 北西向 290°～340° 20 3 近南北向340°～20° 8 70°～90° 15 32 4 近东西向270°～290° 9
通过研究发现，压裂裂缝扩展除受现今最大主应力影响外，还与气藏构造控制的原生裂缝系统发育有关［14］。 在背斜的轴部发育局部张应力，裂缝方向与轴向平行。 而向斜轴部由于局部发生挤压作用，裂缝方向与轴向保持垂直［15－19］。
因此，通过统计研究区不同局部构造条件下的煤层气井压裂裂缝监测数据，结合构造与应力的关系，建立了4 种局部构造的裂缝扩展规律，为剩余资源分布预测提供理论依据。
单斜构造根据煤层倾角的变化可分为3 类，倾角小于3°、倾角3°～7°，倾角大于7°，整体受局部应力影响较弱，裂缝扩展方向与区域最大水平主应力方向一致，而裂缝扩展形成的主次裂缝长度比受构造倾角不同有所差异。
背斜构造分为背斜轴部与翼部。 轴部受局部应力影响较强，裂缝方向与轴向平行，轴部裂缝扩展形成的主次裂缝长度比平均3.1；翼部受局部构造影响较弱，裂缝扩展方向与区域最大主应力保持一致，裂缝扩展形成的主次裂缝长度比平均为3.5。
向斜构造分为向斜的轴与翼部。 轴部受局部应力影响较强，裂缝方向与轴向近似垂直，轴部裂缝扩展形成的主次裂缝长度比较大，平均达到3.8；翼部受局部构造影响较弱，裂缝扩展方向与区域最大主应力保持一致，裂缝扩展形成的主次裂缝长度比平均为3.6。
断裂构造分为靠近断层与远离断层。 靠近断层，受局部构造应力影响较强，裂缝扩展方向与断层走向相交或平行，裂缝扩展形成的主次裂缝长度比较大，平均达到4.0；远离断层受构造应力影响较弱，裂缝方向与最大主应力方向一致，裂缝扩展形成的主次裂缝长度比平均为3.5（图3）。
图3 不同局部构造的裂缝扩展特征
Fig.3 Fracture propagation characteristics of different local structures
研究表明：不同的构造类型对裂缝的延伸方向及裂缝网络的形状起到了控制作用。
曲率作为构造定量化的描述参数在煤层气开发中的应用较为普遍，主要是利用构造曲率来反映煤层的地应力状态及其渗透性［20－21］。 而构造曲率与压裂裂缝扩展之间的关系研究相对较少，因此笔者通过统计沁水盆地南部近100 口井的压裂裂缝监测数据和构造曲率发现，构造曲率与主裂缝长度具有相关关系，随着构造曲率的增加，主裂缝长度按照对数函数规律降低，如图4 所示。 曲率小于0.5×10－3时，主裂缝长度平均244 m；曲率0.5×10－3 ～1×10－3时，主裂缝长度平均221 m；曲率大于1×10－3时，主裂缝长度平均206 m。 这是由于构造曲率是构造应力场的直接作用结果，当构造曲率绝对值较大时，说明煤层弯曲幅度较大，地应力通常较高，煤体结构较破碎，压裂裂缝延伸困难。
图4 不同构造曲率与主裂缝长度关系
Fig.4 Relationship between curvature of different structures and length of main crack
通过研究不同构造类型、构造曲率的裂缝扩展规律，可实现充分考虑裂缝各向异性的剩余资源分布预测，流程如图5 所示，首先是确定一个开发井网；然后准备井网内已开发井的历史产量数据，利用产量预测软件，确定气藏废弃时已开发井的累产气量，利用煤层气储量计算方法［22］可计算出气藏废弃时单井的动用面积。 其次再根据已开发井的构造特征（利用构造等高线或地震数据），例如构造类型、构造曲率、煤层倾角等。 根据构造相似性原理，依据不同局部构造背景下裂缝扩展规律和研究区大量的压裂实测数据，利用聚类统计法，推测已开发井裂缝扩展规律。 最后根据已开发井的气藏废弃时的动用面积，在井位构造图上圈定影响边界。 在井网内除已开发井气藏废弃时影响边界外，即为剩余资源分布。
图5 井网内剩余资源分布预测流程
Fig.5 Flow chart of residual resource distribution in well network the well pattern
根据剩余资源分布预测流程相对精细的评价了樊庄北部的剩余资源分布。 由于高阶煤低渗特征，评价结果显示，井网内剩余资源面积达10.5 km2，资源量15 亿m3，成为后期产量接替的主力有利区。
从剩余资源分布特征来看：由于煤层井单井产能差异大，裂缝网络分布复杂，导致局部单井采动影响范围不均一，方向不一致，井间剩余资源展布呈现不一，大部分呈点状、条带状、少数呈片状，为达到最大耦合降压目的，充分高效动用剩余资源，条状及片状展布，可部署一口或多口水平井，点状展布可部署定向直井（图6）。
图6 樊庄北部井间剩余资源分布及井位部署
Fig.6 Distribution of remaining resources between wells and well location layout map in north of Fanzhuang
根据剩余资源的分布规律，在樊庄北部剩余资源有利区共投产直井103 口，水平井7 口，效果显著优于老井，目前日产气20 万m3，直井平均单井产气1 600 m3，是相邻老井同期产量的2 倍。
通过分析发现，开发调整效果显著的主要原因有：①基于裂缝各向异性考虑的剩余资源分布预测相对准确，使得后期调整开发井的部署与老井可形成整体的耦合降压效果，不仅新井产气效果显著，部分老井递减减缓甚至有上升趋势。②从后期调整井的试井数据显示，随着老井网多年排采，储层压力部分地区已下降70%，导致未受采动影响区域煤层气含气饱和度升高，使得煤层气产出更为容易。
1）煤层的压裂裂缝受构造影响较大，构造类型影响了压裂裂缝方向，单斜构造、背斜翼部、向斜翼部裂缝方向与最大主应力保持一致，背斜轴部裂缝方向与轴向方向一致，向斜轴部裂缝方向与轴向垂直；构造曲率与主裂缝长度具有正相关关系，曲率越大主裂缝长度越短。
2）煤层气井的采动影响范围是由煤层的压裂裂缝控制的近似椭圆状分布。 在进行剩余资源分布预测时，根据构造相似性原理，根据已开发井构造特征，结合不同局部构造背景下裂缝特征和研究区大量的压裂实测数据，利用聚类统计法，推测采动影响分布规律，确定剩余资源分布。
3）井网内剩余资源分布的精细预测，为高阶煤后期井位调整最优部署提供可靠依据。 通过调整部署，新井与老井可形成井间相互干扰，达到最大面积降压，实现产量效益。
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