煤层气开发-第4章 煤层气气藏工程

第三章煤层气气藏工程第一节煤层气气藏工程原理与方法水产出机理及产能影响因素

第二节煤层气井型优选与井网布置第三节试井分析第四节煤层气储层、数值模拟

煤层气是一种非常规天然气资源。煤层气储层的特性与常规天然气藏有相似之处，但差别也很大，因此煤层气开发与开采技术与常规天然气差别较大，有其自身的特点。跟据煤层气藏的特点及与常规天然气的差异性，将煤层气藏定义为：受相似地质因素控制、以吸附态为主含有一定资源规模以吸附态为主的煤层气赋存有一定煤层气资源规模、具有独立流体系统的煤岩体称为煤层气藏。

煤层气藏具备以下三个条件：煤层气藏是煤层气聚集的基本单元，具有明显的边界与周围地质体分隔；具有独立的流体系统，是指经历了相同的演化过程和相似的地质作用下的基本流体单元即经历了相同的演化过程和相似的地质作用下的基本流体单元；煤岩体是受顶、底板控制连续分布的煤层。在现有的开发技术条件下能够实现商业性开发的煤层气藏称为工业性煤层气藏；反之，称为非工业性煤层气藏。工业性与非工业性是相对的概念，取决于国家对资源丰度的要求、经济政策和工艺技术进步等外部条件。

对煤层气而言煤层既是气源岩，又是储集岩。煤层具有一系列独特的物理、化学性质和特殊的岩石力学性质，因而使煤层气在储气机理、孔渗性能、气井的产气机理和产量动态等方面与常规天然气有明显的差别（表3-1），表现出鲜明的特征。

特征煤层气藏常规天然气藏气藏类型层状沉积岩局部圈闭气源自生外源储集层岩性有机质高度富集的可燃有机岩，易受入井液、水泥浆的伤害几乎是100%的无机质岩石，不易受伤害双重孔隙结构煤基质块中的孔隙是主要孔隙，占总孔隙体积的绝大部分，裂隙是次要部分，基本上呈等间距分布，使煤具有不连续性主要发育于石灰岩、白云岩、页岩及致密砂岩中，天然裂隙将孔隙分割成一个个方块，裂隙是随机分布的表3-1煤层气藏与常规天然气藏基本特征的对比特征煤层气藏常规天然气藏气体的储存气体绝大部分吸附在煤的内表面上，游离气很少气体主要以游离态储集于岩石的孔隙空间中流动机理在基质中的流动是由浓度梯度引起的扩散，然后由于压力梯度的作用在裂隙中引起渗滤流动是由压力梯度引起的层流，并服从达西定律，在近井地带可出现紊流气产出机理解吸-扩散-渗流在气体自身的压力梯度作用下流动气井生产状况气产量随时间而增加，直至达到最大值，然后下降，起初主要产水，气/水值随时间而增大气产量开始为最大，然后随时间而降低，起初很少或没有水产出，气/水值随时间而减少机械性能由于煤具有脆性且裂隙发育，是一种较弱的岩石，使钻井的稳定性差，并影响水力压裂的效果，在一定条件下，可采用特殊的洞穴完井技术，杨氏模量在700Mpa范围内岩石较坚硬，通常钻井的稳定性好，杨氏模量在700Mpa以上储层性质易被压缩，孔隙体积压缩系数在0.01Mpa-1范围内，因而孔隙度、渗透性对应力较敏感，在生产期间有明显的变化压缩性很小，孔隙体积压缩系数在10-4Mpa-1范围内，孔隙度、渗透性在生产期间变化不明显第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

煤层气和采出水在裂缝系统中产出需先后经历三个过程：解吸—扩散—渗流。一、气水产出机理

说明：（1）基质与割理面的气体解吸：煤基质表面气体解吸，进入割理系统，构成气液两相流体在割理中流动。（2）煤基质中的扩散基质孔隙存在含水饱和度。解吸气在浓度差的作用下由基质扩散到割理中。描述气体扩散方程为：

（3）在割理中，流体的渗流早期是单相水的流动，中晚期是气液两相流体的流动；

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（3-1）第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

煤储层中的游离气、溶解气和吸附气在储层条件下处于一种动态平衡。储层压力、温度等的改变将打破这种平衡，引起煤层气三种赋存状态之间的转变。吸附态转变为游离态是储集在煤层中的吸附气得以开采的前提。或采取储层压力降低方式，使气体分子运动的活化能降低，吸附气转变为游离气；或采取竞争吸附手段，让其他气体与甲烷气体争夺储存空间，吸附甲烷转变为游离气；或将二者有机结合，也可使煤层气从吸附态转变为游离态。在此思想指导下，各煤层气开采国采取了抽取煤储层孔-裂隙系统中的水使储层压力降低或采取竞争吸附、增能（注N2、CO2气体）等方法来开采煤层气，从而形成了有别于常规天然气的“排水-降压”特殊开发工艺。

1.煤层气的解吸过程第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

可以根据煤的Langmuir等温吸附曲线来描述煤层气的解吸过程，预测煤储层在生产过程中随着压力下降解吸出的煤层气含量。图3-2煤吸附甲烷气体的Langmuir等温吸附曲线

由图可知：VL表示压力趋于无穷大时的吸附量；pL表示吸附量V达到VL/2时所对应的压力值，成为兰式压力；V1表示储层压力下的煤层理论含气量；p1表示煤储层压力；V2表示储层压力下的煤层实际含气量；p2表示临界解吸压力，即甲烷开始解吸时的压力点；Vi表示排采过程中的含气量；pi表示排采过程中的储层压力；Vn表示排采结束时煤层中残留的含气量；pn表示煤层气井无开采价值时的枯竭压力。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素实际含气量V2与理论含气量V1的比值间反映了煤储层含气饱和度的大小。若煤层处于欠饱和状态，即V2/V1<1，气体的解吸和流动受到抑制，储层压力p1需降低到临界解吸压力p2时气体才开始解吸；若煤层处于过饱和状态，即V2/V1>1，储层压力p1只需降低到接近临界解吸压力p2时气体就会解吸。临界解吸压力p2与储层压力p1的差值反映了煤层气井排采初期降压的幅度，二者越接近，煤层气从基质孔隙表面解吸之前的降压幅度越小。两者的比值反映了排采初期降压的难易程度。差值越大，需降压的幅度越大才能产气；比值越大，煤层气井产气越容易。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素实际含气量V2与理论含气量V1的比值间反映了煤储层含气饱和度的大小。若煤层处于欠饱和状态，即V2/V1<1，气体的解吸和流动受到抑制，储层压力p1需降低到临界解吸压力p2时气体才开始解吸；若煤层处于过饱和状态，即V2/V1>1，储层压力p1只需降低到接近临界解吸压力p2时气体就会解吸。临界解吸压力p2与储层压力p1的差值反映了煤层气井排采初期降压的幅度，二者越接近，煤层气从基质孔隙表面解吸之前的降压幅度越小。两者的比值反映了排采初期降压的难易程度。差值越大，需降压的幅度越大才能产气；比值越大，煤层气井产气越容易。实际含气量与排采结束时煤层残留含气量所得的差值与实际含气量的比值反映了理论最大采收率的大小。排采过程中尽量降低煤层气井无开采价值时的枯竭压力是最大限度提高采收率的根本。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素煤层气井主要靠压力降低传播使气体解吸，了解煤层气压力传递路线能更好地掌握煤层气解吸运移轨迹，煤储层特殊的孔-裂隙系统决定了煤层甲烷解吸动力学的阶段性。煤层气垂直井排采过程压力传递路线可表述为：排采伊始，压力首先在近井地带传递，随着排采进行，压力传递到煤储层的宏观裂隙系统；排采继续进行，压力继续传递到煤的微裂隙系统、煤体的外表面，最后可能传递到煤核心。排采过程中压力大小的关系可表示为：

。随着排采的进行，压力的传递，在煤储层中也发生煤层气的二元解吸作用。当压力降低到一定程度时，煤的宏观裂缝系统中的气体首先解吸出来，并扩散运移到井筒，随着排采进行，压力传递，微裂隙系统中的煤层气会逐渐解吸运移到宏观裂隙中；排采继续进行，压力继续降低，煤基质表面的气体开始解吸运移到微裂隙系统；压力进一步降低，煤核心表面的气体也可能解吸出来。煤层气的解吸运移路线可用图3-3表示。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-3煤层气的解吸运移路线图3-4煤的等温吸附曲线与临界解吸压力示意图第一节煤层气水产出机理及产能影响因素实际情况下，煤储层中的煤层气何时开始解吸，还与煤储层的含气饱和度有关。如果煤储层的含气性达到饱和程度，即在等温吸附曲线图上，对应初始储层压力下的煤层气含量点落在曲线上时，只要压力一降低，煤层气就开始解吸。如果煤储层含气性未达到饱和程度，即对应初始储层压力下的煤层气含量点位于曲线下方，显示煤层气含量小于对应储层压力下的最大吸附量时，尽管压力降低，煤层气也不会马上解吸，直到储层压力降到某一压力，即等温吸附曲线上与该含气量数值大小相同的那一点所对应的储层压力时，才会有煤层气解吸，该压力称为临界解吸压力(图3-4)。在煤储层含气处于饱和的情况下，临界解吸压力与储层压力相同。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素2.煤层气的扩散过程由于煤基质块中孔隙的孔径很小，渗透率极低，煤层气在其中的达西渗流非常微弱，可以忽略不计，所以一般认为煤层气在煤基质块孔隙中运移或质量传递方式主要是扩散作用。煤层气通过煤基质微孔隙系统的扩散，可以按照非稳态扩散和拟稳态扩散两种方式进行处理。拟稳态扩散遵从Fick第一定律，非稳态扩散遵从Fick第二定律，非稳态的Fick第二定律更能客观的描述煤层气在基质到裂缝中的扩散过程，但是求解方式复杂计算量大，一般都采用拟稳态的Fick第一定律来表示。

Fick第一定律采用式(3-2)来表示：

式中：C为浓度，m3/t；x为距离，m；t为时间，d；D为扩散系数，m2/d。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（3-2）第一节煤层气水产出机理及产能影响因素在拟稳态扩散模型中，假设煤基质块内，煤层气在扩散过程中每一个时间段都有一个平均煤层气浓度。根据Fick第一扩散定律，在浓度差的作用下，煤基质块中煤层气向外扩散的数学表达式为：

(3-3)式中：qm为扩散气体量；σ为煤基质的形状因子；D为扩散系数；Cm为基质中气体的浓度；C(p)为煤基质与煤割理界面上的煤层气浓度。表3-2不同煤基质块的形状因子煤基质形状圆柱状球状板状σ8/a215/a2

3/a2

上式中的形状因子与煤基质块的尺寸大小和形状有关，对于不用的煤基质块，其取值见表3-2，表3-2中参数a代表的是圆柱、球的半径。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

由于煤的扩散系数测试比较困难，并且真正的煤基质几何形态很难确定，所以在煤储层数值模拟过程中，通常不直接使用煤的扩散系数这一参数，而是采用由煤心解吸实验获得的吸附时间τ。吸附时间的定义为在煤心密封于解吸罐进行解吸时，解吸出的气体体积达到气体体积的63%时所对应的时间，单位是天(d)。吸附时间与扩散系数、形状因子的关系表达式为：

(3-4)

将式(3-4)代入到扩散方程式(3-3)中得：（3-5）第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素3.煤层气的渗流过程

煤层气在煤储层中流动的主要通道是煤中裂隙。在压力梯度的驱动下，煤层气沿压力降低的方向流动。而且，由于煤储层的裂隙宽度较小，流体流速慢，一般可以认为是层流，流动关系符合达西定律。达西定律用下式来描述：

(3-6)

式中：Qf

为在压差Δp下，通过裂隙的流量，m3/s；w为裂隙的宽度，m；h为裂隙的高度，m；μ为流体粘度，mPa·s；Δpf为裂隙中的压力差，MPa；L为裂隙的长度，m；Kf

为裂隙的渗透率，×10-3μm2。但达西定律有其局限性，只能在一定范围内才适用。例如，低流速低渗透率下流体的渗流规律，达西定律就不再适用。当渗流速度很低时，固体骨架与渗流流体之间的由于吸附作用产生的相互作用力变大，成为渗流阻力的主要部分，因此必须有一个附加的压力梯度克服吸附层的阻力才能开始流动。此时需用带启动压力梯度λ的达西定律来描述低渗透率渗流运动，如图3-5。图3-5启动压力梯度示意图第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（3-7）4.煤层气产出的三个阶段

在产水和产气之前，储层是在初始压力Pi和初始含气量Gci条件下的。从煤样测试中获得储层参数，可以确定初始条件下的煤层气等温吸附曲线，将得到的数据绘制成图(图3-6)。图3-6原始条件下的等温吸附曲线第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素煤层中的吸附气受到水压力梯度的控制，只要水位保持在气体饱和度之下煤层气就一直保存在煤储层。如果由于盆地和气候的变化导致水位下降，这时储存在煤中的甲烷气将会减少。在煤层气藏的初始阶段，煤割理中几乎被水填满。为了能够生产需要连续的排水，从而降低水的压力使得气体能够得到解吸。煤层气藏的典型生产周期主要分为三个阶段，如图3-7。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-7煤层气产出的三个典型阶段第一个阶段是产水阶段(单相流阶段)，煤储层的割理中通常含有大量的水，割理为流体流向井筒提供主要路径。为了能够产出割理中的气体必须先进行排水，排水之后才能为气体提供一个流向井筒的通道。所以在新投产的煤层气井经常有大量的水从储层中产出。在这个时期的产水量一般比较大，水的压力降低使得煤层气能够得以释放。一旦由于产水导致割理中的压力降低到临界解吸压力，煤层气将会从基质中解吸。在等温线上这一压力被称为临界解吸压力。影响排水过程的主要因素包括：渗透率、吸附气含量、相对渗透率、毛细管压力曲线、扩散系数和等温吸附曲线。在这一阶段结束时，井底流压达到最小，排水阶段绘制在等温吸附曲线上表现为一条水平线(图3-8）。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-8等温吸附曲线上表示的排水阶段第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

在这个阶段没有气体产出，主要有两个原因：储层压力高于气体从煤中解吸的最小压力(解吸压力)，在气体能够解吸之前压力必须降得足够低，使得能够与等温吸附曲线相交，这个阶段由于没有气体产出所以煤中的气体含量保持不变。即使气体存在于割理之中也没有气体能够流动，直到气体饱和度超过临界气体饱和度。

产水量最初是受排水系统的抽汲能力影响，最后随着储层压力的降低和水的相对相对渗透率的降低(气体饱和度的上升)产水量开始下降。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第二个阶段称为非饱和单相流阶段，当达到饱和压力时气体开始从煤中解吸，气体从基质扩散到割理中，解吸的气体量与等温吸附曲线描述的状态一致。当割理中达到气体的临界饱和度，割理中的气体会从割理中渗流到井筒中最终被采出。产气量主要取决于气体的相对渗透率。随着水的排除和气体饱和度的上升，产气量会持续增大直到产气峰值。当储层压力明显的出现衰竭，产气量开始下降。这一阶段中外边界的影响作用很明显，气体解吸量也是动态变化的。第二阶段与第三阶段之间的界限是产气量达到最大值的时刻。天然气的产量基本上趋于稳定，并开始出现下降趋势(图3-9)。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第三阶段称为气水两相流阶段，产出少量或微量的水，水与气的相对渗透率的变化不明显。图3-9等温吸附曲线上表示的非饱和单相流阶段第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素二、煤储层的渗透率及相渗曲线

相关概念：绝对渗透率、有效（相）渗透率、相对渗透率等。

渗透性即多孔介质允许流体通过的能力。表征渗透性的量为渗透率。（1）绝对渗透率定义：若孔隙中只存在一相流体，且流体与介质不发生任何物理化学作用，则多孔介质允许流体通过的能力称为绝对渗透率。多孔介质的绝对渗透率与所通过的流体无关，只与介质的孔隙结构有关。

煤对甲烷、水等流体存在较强的吸附性。因此，甲烷、水等流体通过煤储层时，测得的渗透率不能称之为绝对渗透率，只有不与煤发生任何物理化学作用的流体才能测得绝对渗透率，如氦气等惰性气体。但气体通过煤储层时，会引起气体滑脱效应，即在多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在一个数量级上，气体分子就与与流动路径上的壁面相互作用（碰撞），从而造成气体分子沿通道壁表面滑移。这种由气体分子和固体间相互作用产生的滑移现象，增加了气体的流速。因此，气体分子测得的渗透率需要经过滑脱效应校正才可得到绝对渗透率（克氏渗透率）。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

在上式中，

K0：克氏渗透率；

pm：平均压力（实验煤样进口压力与出口压力的平值）；

Kg：每一个测点的气测渗透率；

b：与气体性质、孔隙结构有关的常数。克氏渗透率：（3-8）

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

对于气体在一根毛管内的流动来说，b可由下式得出：

（3-9）式中，λ

—平均压力pm时的气体分子平均自由程；r—毛管半径（相当于煤孔隙半径）；c—近似于1的比例常数；d—分子直径；—分子密度，与平均压力pm有关。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（3-10）说明：(1)显然，b值随气体分子平均自由程的增加而增大，随分子直径的增大而减少；(2)克氏渗透率等于平均压力趋于∞时的惰性气体的气相渗透率，且与流体的性质无关，常被当作绝对渗透率。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

煤层的绝对渗透率主要受煤层天然裂缝系统的发育情况、地层有效应力即煤质膨胀、收缩的影响，不考虑地应力的改变及煤质膨胀收缩现象引起的渗透率的变化，因此，虽然煤层的绝对渗透率存在差异，但单井的绝对渗透率基本不变。实例:沁水地区早期投产的井呈现出稳定产气或上升产气的生产特征，如图3-10、图3-11所示。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-10华蒲1-11生产曲线图3-11华溪1-22生产曲线经分析认为，近井地带的绝对渗透率是主要控制因素，由于压裂改造在近井地带新成了一条高导流能力的裂缝，使得此时煤层的绝对渗透率较煤层原始渗透率高，近井地带压裂裂缝波及范围内的煤层气解吸后，能够很快产出，形成压裂投产后的高产期。这一阶段产气量维持阶段各井产气量也不同，在压裂规模基本一致、煤层所受回压相差基本不大、地层原始压力基本相当的情况下，产气高低不同主要受控于单井近井地带煤层含气量的大小。单井初期产气量的不同，也证明了煤层含气量分布不均。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素此外，通过对煤层气井产气量变化的模拟结果发现，高产之后产气量下降。这一特征的主控因素是单井供气面积内的原始渗透率。经过第一阶段后，近井地带高渗区的煤层气在当时煤层回压条件下已基本产出，随着压力的降低，井筒远处煤层气产出。此时，产气量的高低主要受控于地层原始渗透率，由于地层原始渗透率小于近井地带的绝对渗透率，因此这一阶段产气量较前一阶段低（图3-12）。而同处于这一阶段的各井产气量高低不同，则主要受控于原始渗透率的高低。这一阶段的产气量不同，也证明了原始渗透率分布不均。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-12数值模拟产气量变化特点（2）单相渗透率定义：单相渗透率系指单相流体通过煤岩体孔、裂隙时的渗透率。通过测量煤岩样在一定压差下的流体流量，然后由达西定律计算出单相渗透率。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（3-11）（3-12）式中，

Kg—气测渗透率，

p0—大气压，MPa；

qg

—大气压下气流量，cm3／s；

—在测定温度下CH4的粘度，mPa·s；

L—煤样长度，cm；

A—煤样横断面面积，cm3；

p1—进口压力，MPa；

Kw—水单相渗透率，

qw

—大气压下水流量，cm3／s；—在测定温度下水的粘度，mPa·s。；；第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素国内外普遍采用的渗透率单位是达西，符号为D（它相当于SI制单位的（）。1D的物理意义是：当粘度为1cp（即：1mpa·s）的流体，在压差为1atm（0.098MPa）作用下，通过截面积为1cm2、长度为1cm的多孔介质，其流量为1cm3/s时，该多孔介质的渗透率就称为1D（达西）。实际上煤储层的渗透率往往较低，用1D作单位太大，故常用千分之一达西，即毫达西mD（）作为单位。（3）有效（相）渗透率

定义:若孔隙中存在多相流体，则多孔介质允许每一相流体通过的能力称为每相流体的相渗透率，也称为有效渗透率。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素当气、水两相同时在煤储层中流动时，可将某相流动视为它在固相及其它相组合而成的介质中流动，故仍可采用达西公式，只是单相渗透率以该相有效渗透率代替，于是便把多相流动中所产生的阻力都归结到该相流体的有效渗透率数值变化上。此时，气、水两相有效渗透率之和小于绝对渗透率。这是因为多相流体在煤储层中共同流动时的相互干扰。两相流动时，不仅要克服粘滞阻力，而且还要克服得毛细管力、附着力和由于液阻现象增加的附加阻力等缘故。因此，相渗透率不仅反映了煤储层本身的属性，而且反映了流体性质及气、水在煤储层中的分布以及它们三者之间的相互作用情况。图3-13蒲1-5井的排采曲线

实例：蒲1-5井位于蒲池南向斜，共排采了780天，开始排采了36天，产水，日产水量在3～7m3/d右，36天后开始产气，且气量急剧增加，产水量迅速降低，进入到产气上升-稳定生产阶段。投产初期，地层处于水饱和状态，水相相对渗透率为1，气相相对渗透率为0。随着排水降压阶段的不断进行，地层水大量产出，地层压力逐步降低，煤层气逐渐解吸，地层水饱和度降低，地层流体逐渐由地层水单相流动阶段转为非饱和地层水流动阶段，直到气水两相流动阶段。随着地层水饱和度的不断降低，水相相对渗透率迅速降低，气相相对渗透率迅速提高，在排采曲线上表现为产水量迅速降低，产气量急剧升高，有产水转变为高产气井。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（4）相对渗透率

定义：有效（相）渗透率与绝对渗透率的比值称为相对渗透率。煤储层相对渗透率通常采用单相有效渗透率同气相（甲烷或氦气）克氏或绝对渗透率的比值。即：

（3-13）（3-14）第一节煤层气水产出机理及产能影响因素分别为水、气相对渗透率；

分别为水、气有效渗透率；为气相克氏渗透率。

、、

相对渗透率与多孔介质的结构有关，即与介质的有效孔隙体积、有效孔隙度、绝对渗透率等有关，同时还与该流体的饱和度及与该流体相伴随的另一相流体的特性有关，也与试样的饱和过程有关。与相渗透率一样，煤储层中气、水相对渗透率之和也低于100%。气相、水相相对渗透率随地层含水饱和度变化而变化，并相互影响，在煤层气井产气之后，相对渗透率对煤层气井的产水产气的影响非常关键。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（5）三级渗流

煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙、孔隙组成的三元结构系统，在排水降压开发煤层气过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气—水的运移也相应地存在着三级渗流场，即：宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）—煤层气的层流~紊流场、显微裂隙系统—煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统—煤层气的扩散场，煤层气开发三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（6）三种流态根据渗流理论可将煤储层内的流体分为三种流态，即稳态、准稳态和非稳态。稳态是指储层内任一部位的流体压力不随时间和累计产量变化而变化；准稳态是指储层内任一部位的流体压力随时间和流体产量呈线性变化；非稳态是指流体压力随时间和流体产量呈非线性变化。

（7）三种渗透率效应煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应。①有效应力效应有效应力（有效应力为垂直于裂隙方向的总应力减去裂隙内流体压力）是裂隙宽度变化的主控因素。有效应力增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，有的减少两到三个数量级。

Mckee（1988）等给出了煤储层渗透率与有效应力的关系，即：（3-15）式中，Ｋe—一定应力条件下的绝对渗透率；Ｋ0—无应力条件下的绝对渗透率；c—煤的孔、裂隙压缩系数；Δσ—从初始到某一应力状态下的有效应力变化值。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

②煤基质收缩效应气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩。煤层气开发过程中，储层压力降至临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，煤基质出现收缩。由于煤储层侧向上受到围限，煤基质的收缩不可能引起煤储层的整体水平应变，只能沿裂隙发生局部侧向应变，使煤储层原有裂隙张开，裂隙宽度增大，渗透率增高。

③气体滑脱效应气体与流动路径上的壁面相互作用，增加了分子流速，使煤的渗透率增大。由式（3-8）可知，气体滑脱效应引起的渗透率增量为：式中

—气体滑脱效应引起的渗透率增量，其它符号同前。（3-16）第一节煤层气水产出机理及产能影响因素煤层渗透性的影响因素第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

⒈煤层的渗透性通常较小，在一般情况下，煤层渗透率随压力或深度的增加而减少。当煤层压力递减时，煤中割理宽度变小，而随着煤中气体的解吸和排出，导致煤基块收缩，割理宽度变大，这说明煤的渗透性随着开采时间延长有逐渐变好的趋势。距气井越远，渗透率的变化越小。煤的割理越发育，则束缚水饱和度越低，气体相对渗透率就越高。

⒉煤层的渗透率与煤的变质程度、煤岩组分和煤的灰分有密切关系。低变质的褐煤、长焰煤和气煤孔隙度大、孔隙吼道粗，具有较低的排驱压力，其渗透率最高；中等变质的肥煤和焦煤的渗透率次之；中、高变质的瘦煤至无烟煤渗透率较低。煤中惰质组（特别是胞腔未被充填的结构丝质体）含量越高、灰分越低，则煤层渗透率越高，反之越低。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素⒊煤的渗透率各向异性十分明显，因为煤层中渗透率在很大程度上受裂隙控制。在裂隙发育且延伸较长的方向，煤往往具有较高的渗透率，这一方向的渗透率要比其垂直方向高出几倍甚至一个数量级。

⒋煤层渗透率对应力最为敏感，煤层渗透率随着有效应力增大而减小。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素（8）煤体结构与渗透率的关系1）煤体结构煤作为一种低杨氏模量、高泊松比的特殊沉积岩一一有机岩，其抗变形能力远远低于其他岩石，煤中出现的韧性变形现象，如S-C组构、鞘褶皱、残斑、石香肠等，在无机岩中要经历高温、高压作用。煤体脆性、脆韧性和韧性变形的结果，依次将原生结构煤煤体破坏为碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤煤体。根据煤体的变形程度可将其分为硬煤(原生结构煤和碎裂煤)和软煤(碎粒煤和廉棱煤)。软煤以低电阻、低密度、高声波时差、中子强度较低为特征；硬煤以高电阻、高密度、低声波时差、中子强度较高为特征。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素煤体结构分类如下图所示。类型号类型赋存状态和分层特点光泽和层理煤体碎裂程度裂缝、揉皱发育程度

手试强度

其他术语Ⅰ原生结构煤层状、似层状，与上下分层整合接触煤岩类型界限清晰，原生条带状结构明显呈现较大的保持棱角状块体，块体间无相对位移内、外生裂隙均可辨认，未见揉皱镜面捏不动或成厘米级块原生结构硬煤Ⅱ碎裂煤层状、似层状、透镜状，与上下分层呈整合接触煤岩类型界限清晰，原生条带状结构明显呈现棱角状块体，但块体间已有相对位移

煤体被多组互相交切的裂隙切割，未见揉皱镜面

可捻搓成厘米级、毫米级碎粒或煤粉

构造煤

Ⅲ碎粒煤透镜状、团块状，与上下分层呈构造不整合接触光泽暗淡，原生结构遭到破坏煤被揉搓捻碎，主要粒级在1mm以上

构造镜面发育

易捻搓成毫米级碎粒或煤粉

构造煤

软煤Ⅳ糜棱煤

透镜状、团块状，与上下分层呈构造不整合接触

光泽暗淡，原生结构遭到破坏煤被揉搓捻碎，主要粒级在1mm以下

构造、揉皱镜面发育极易捻搓成粉末或粉尘

表3-3煤体结构的分类

2）煤体结构与渗透率的关系煤层气储层的渗透率除受自身裂隙发育程度影响外，还受外部因素有效应力、Klinkenberg效应和基质收缩效应等的影响，其中煤体自身的裂隙系统起关键作用。不同结构煤体发育不同的裂隙系统，具有不同的渗透率。因此，对煤体结构空间展布的预测等同于对煤储层渗透率的预测。煤体结构与渗透率的对应关系可通过实验室含气条件下的力学试验揭示。力学试验的应力一应变曲线充分揭示了煤体变形的阶段性与渗透率之间的关系(图3-14)。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-14应力-应变、煤体结构与渗透率的关系在应力-应变曲线上，煤体变形可划分为两个区、六个阶段。峰前区包括OA段(裂隙闭合阶段)、AB段(弹性阶段)、BC段(弹塑性阶段)和CD段(塑性阶段)四个阶段；峰后区包括DE段(沿某破裂面破坏阶段)和EF段(流变破坏阶段)两个阶段。OA段(裂隙闭合阶段)：一般煤岩由于轴向压力作用，与轴向呈垂直或倾斜的裂隙受压闭合。其应力-应变曲线表现为轴向应变量较大，而应力相对较小，曲线呈下凹状。该阶段对应于原生结构煤体，且处于高应力作用下，渗透率低，但可通过压裂强化增透。AB段(弹性阶段)：煤岩样除产生弹性变形外，还表现为部分微裂隙摩擦滑动，开始不稳定扩展破裂，应力一应变读值不稳定跳跃，但应力-应变曲线大体呈线性比例关系。该阶段仍然对应于原生结构煤体，但由于裂隙的出现使得渗透率增大。此类煤体是最需要压裂强化，且强化效果最好的煤体。

BC段(弹塑性阶段)：扩容现象是岩石破裂前最重要的前兆，此时岩石的非弹性体积增长，岩样裂隙明显大量出现、扩展、转化联结、密集、新裂隙出现、体积膨胀、裂隙再扩展。这时应力-应变曲线明显偏离直线段，且跳跃变化较大。预示着岩石即将出现宏观断裂破坏。此阶段对应于碎裂煤体，是渗透率增加速率最大阶段，也是理想状态下压裂所能达到的最佳增透阶段。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

CD段(塑性阶段)：当扩容发展到一定程度时，岩石便开始产生宏观的断裂，并且这一断裂过程发生较迅速和突然。此阶段对应于碎裂煤体形成阶段，是渗透率达到极大值阶段。此类煤体本身渗透率就比较大，压裂强化时滤失将较严重。DE段(沿某破裂面破坏阶段)：被贯通裂隙分割后的煤沿贯通裂缝发生滑移，并有新的裂隙面继续扩展贯通。此阶段对应于碎裂煤晚期和碎粒煤早期形成阶段，由于裂隙的相互切截，造成渗透率越过极大值开始降低。EF段(流变破坏阶段)：表现为裂隙面不断扩展，形成流变破坏。对应于糜棱煤阶段，渗透率急剧降低，且不可进行强化作业，是目前煤层气开发的禁区。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素三、开发方式煤层气产能的影响因素煤储层压力的降低是导致煤层气解吸、运移的直接原因。通常，煤层气井通过排水来降低储层压力，这使得甲烷分子从煤基质的内表面解吸，进而在浓度差的作用下由基质中的微孔隙扩散到割理中，然后在割理系统中运移，最后在流体势的作用下流向生产井筒在开发过程中，解吸时间、渗透率、等温吸附线形态、含气饱和度以及水文地质等因素都对煤层气的开采有重要影响。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素在煤层气产出过程中，解吸时间是决定供应源解吸快慢的主要因素，因此对煤层气产量的变化有着重要影响。定义：解吸时间规定为煤层中的63%的气体解吸出来的时间，一般从解吸实验直接得出。图3-15是在某些参数条件一定的情况下只改变解吸时间来进行的对比计算。解吸时间对煤层气产量的影响第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

图3-15解吸时间对产量变化的影响

由图3-15可知，解吸时间越短，扩散速度越快，达到高峰期的时间越短；高峰期产量一般越高，高峰过后产量下降也越快。但过短的解吸时间可能使煤层开采不久就到达下降期，有时会出现稳产产量及总产量低于解吸时间较长的煤层。因此并不能仅凭解吸时间的长短来判断采出程度和产量,解吸时间越短并不是对煤层开采越有利。

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

渗透率是决定煤层气、水流动的主要因素。渗透率好的煤层，井筒的排水降压才能有效地传到更大的范围，从而可以控制更大面积煤层，使更多的煤层气解吸，获得更高的产量。图3-16、图3-17示出了黑勇士盆地渗透率对气产量和累积产量的影响。渗透率高，不但早期产量高，而且累积产量也高。2.渗透率对产量的影响第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-16渗透率对产气量的影响图3-17渗透率对产气量的影响3.吸附等温曲线对产量的影响

等温吸附线为从原点出发不同弯曲度的弧形线，在解吸过程中，只有处于原始地层压力和井底压力之间的一段才是有效的。因为在实际中，原始地层压力相同、原始含气量相同而等温吸附线形态不同的情况很少存在，所以我们只是在原始地层压力相同的基础上比较等温吸附线形态的影响。图3-18中的数字标号分别对应于图3-19中的等温吸附线

第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-18等温吸附线形态对气产量的影响

图3-19不同朗格谬尔常数下的等温线吸附

由图3-18可见，当PL相等、VL越大时，原始含气量越大，弧线越陡，吸附量改变幅度就越大，产量也就越大；而当VL相等、PL越小时，原始含气量越大，产量未必越大。如在本例中的压力变化范围内，PL越小的吸附线变化越缓慢，产量反而越低。等温吸附线形态对产量的影响实际上取决于在地层压力P变化范围内（图中两竖线所示的压降区）弧线的缓陡程度，也即吸附量改变幅度的大小。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素4.含气饱和度对煤层气产量的影响

煤层气含气饱和程度：是指基质中含气饱满程度。

饱和煤层：临界解吸压力等于原始地层压力煤层

未饱和煤层：临界解吸压力小于原始地层压力的称为未饱和煤层。

含气饱和程度值可由等温吸附曲线上临界解吸压力对应的吸附量与原始地层压力对应的吸附量比值确定。图3-20所示含气饱和程度对气产量的影响。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-20气饱和程度对气产量的影晌

由图3-20可见，未饱和煤层在压力低于临界解吸压力的区域没有解吸，浪费了部分压降能，同时由于含气量本身较低，高峰期及其过后产量都会大幅下降，饱和程度越低，产量越低。图3-20中虚线的含气饱和度值只降低了1%，但是由于现有开采手段只有小部分气能被采出，因此它对产量的影响还是比较大的。我国煤层含气饱和度较低，也是造成煤层气产量低的主要原因。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素

4.压力和压差对煤层气产量的影响第一节煤层气水产出机理及产能影响因素压力对储层产能的影响涉及储层初始压力和解吸压力的差值。如果储层初始压力与解吸压力的比值趋近于1最好。如果解吸压力比储层初始压力低得多，势必要经长期的排水降压才能产气。解吸压力越高，意味着煤层能解吸的甲烷气量越大。地层压力和压差对气产量的影响如下图所示。

和常规气藏一样,地层压力和有效压差是煤层裂缝中气、水产出的主要动力。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素图3-21地层压力和压差对气产量的影响如图所示，在含气量及其他煤层性质都相同的情况下，地层压力越高，压羞越大，气产量也越高，同样长时间内气采收率也越高。我国煤层气藏大多具有低压（压力系数小于0.8的特点）因而常采用注气增压、负压抽排增大压差等方式增加驱动力。

水文因素，诸如流体流动、压力状态等，均影响煤层气井的产能。由于煤层气井一般需要大量排水降压才能产气，因此需要了解区域水文地质条件，预测产水量。通过单井和井组的水文测试，可以取得导流系数、水力传导率、渗透率、井效率、井的单位产水量、孔隙分布、地下水流测压面、井底压力出水系数、边界影响渗漏等资料，根据这些资料才能合理地确定井网，同时也有助于选用井下设备，确定脱水工艺，以便获得最高的产量。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素6.水文地质的影响合理的排采工艺是煤层气井高产的保障。排采速率过大会使储层中的流体沿裂缝快速向井筒运移，裂缝所受有效应力快速增加，进而造成严重影响煤层气井产能的不良后果有：裂缝过早闭合，压降不能传递得更远，有效排采半径变小，气源供给不足；快速产出的流体携带大量的煤粉和支撑剂，发生速敏效应；裂缝趋于闭合，也大大降低煤储层渗透率；煤层气井的不连续排采也将引起速敏效应，而排采速率过小，使排采周期延长，增加生产成本。因此，在排采过程中，应根据不同的地质条件控制排采速率，制定合理的降压制度，使有效应力缓慢的增加，延缓裂缝的闭合，以扩大解吸半径，延长产气高峰期，提高煤层气井的产气量。第一节煤层气水产出机理及产能影响因素7.排采速率对煤层气井产能的作用机制第二节煤层气井型优选与井网布置

一、井型优选目前，用于煤层气开发的生产井种类主要有直井(包括丛式井)、多分支水平井。多分支水平井是由一个主井眼和两个或两个以上的分支井眼所组成的，从井眼轨迹可以划分为栈式分支井、音叉式分支井、鸦爪式分支井、羽状分支水平井、鱼骨式分支井等十多种类型(图3-22)。这两种类型的生产井各自适应的煤层气类型见表3-4。图3-22各种分支井示意图表3-4不同井型适用煤层气藏

开发方式适用气藏类型煤阶煤硬度渗透率含气量构造直井中-低煤阶软-较硬>5md中-低复杂多分支水平高煤阶硬0.5-5md高简单两种类型的生产井各自适应的煤层气类型如下表所示：

第二节煤层气井型优选与井网布置

多分支水平井可以突破我国高煤阶的部分地质条件的限制，改善井底渗流条件，有效地降低井底流压，扩大压力波及范围，达到增产效果。多分支水平井的优势：（1）增加有效供给范围水平钻进400-1000m，是比较容易的，然而要压裂这么长的裂缝几乎是不可能的，而且造就一条较长的支撑裂缝要求使用大型的泵注设备。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带，从而大大增加煤层气的供给范围。第二节煤层气井型优选与井网布置

（2）提高了导流能力

压裂的裂缝无论多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，使煤层割理与裂隙更畅通，就提高了裂隙的导流能力。多分支水平井的增产机理，使其与采用射孔完井和水力压裂增产的常规直井相比，具有明显的优越性(多分支水平井与常规直井的开采效果对比见表3-5)。第二节煤层气井型优选与井网布置

对比项目常规直井多分支水平井排水时间/d180～7201～10单井日产量/m3500～1000010000～80000到达产量高峰期时间/月36～60几个月钻井数量多少钻井及开采设备占地表面积大小对环境影响程度大小采出程度%20～50（15～20a）大于70（3～5a）综合成本高低

（3）从开采效果看，多分支水平井单井产量高，经济效益好采用多分支水平井开发技术单井成本比直井高，但在一个相对较大的区块开发，就减少了钻井数量、钻前工程、钻井完井材料消耗等，综合成本是减少的，而且产量是常规直井的3-10倍，采出程度平均高出2倍，开采时间也大大缩短，既提高了经济效益，也充分地利用了资源。（4）有利于环境保护钻定向多分支水平井的井场只相对于常规井的二分之一，占地面积较小，在煤层侧钻水平井，便于绕过山地、建筑物等。

（5）减少对煤层的伤害

常规直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的伤害，而且煤层伤害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，就避免了固井和水力压裂对煤层的伤害，从而兼顾到后期采煤的需要，有效地实现先采气，后采煤，协调发展的开发原则。第二节煤层气井型优选与井网布置

根据开发区的煤层气地质条件、地形地貌特征、国内目前的工艺技术水平，煤层气田多分支水平井组可由单井组合成两口井、三口井、四口井等类型(见图3-23)。第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-23羽状分支水平井类型图

通过对水平井的增产机理分析发现，影响水平井产能的因素很多，包括客观控制因素和主观控制因素。主观控制因素可归并为水平段长度、夹角、间距和方位四项参数。

（1）水平段长度

1）水平煤层水平段长度受水平段井筒内流动内阻和水平井所处的地层产状的影响，要使水平井经济效益最大，就存在合理的水平段长度。针对不同地层产状对产能的影响，分别设计了水平模型和倾斜模型（上倾和下倾，斜角为7°），各模型其它参数均相同。通过计算，累产气量随水平长度的增加而增加，在保证产量的同时，又要实现单位成本最大效益，因此，对各水平段长度方案的百米日产气量进行了分析（图3-24）。

第二节煤层气井型优选与井网布置

影响水平井产能的因素

图3-24（水平煤层）水平段长度与百米日产气量关系曲线图结果表明，在水平煤层中，水平井既要保证产量，又要考虑单位成本最大效益，水平井单支长度在1000m左右。

2）不同地层产状的地层水平段长度下倾煤层中，水平井会由于水平井产状下行，其末端位置比井口低，造成末端的地层压力较井口处地层压力大，因此水平段末端的地解压差较井口处大，导致水平段末端的产量减少。第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-25表明，总体上，日产气随水平长度的增加而增加。

、图3-25（下倾煤层）水平段长度与日产气量关系曲线图如图3-26所示，该图表明虽然水平段长度增加，但其贡献不大。

图3-26（下倾煤层）水平段长度与百米日产气量关系曲线图分别对上倾、水平和下倾地层在相同水平段长度情况下的产气情况做了相应的对比，如图3-27所示，图3-27地层产状不同的不同水平段长度百米日产气量对比关系

第二节煤层气井型优选与井网布置

上图表明，倾斜地层合理的水平段长度为500～1000m，但是为获得最大的经济效益，水平段应尽量沿上倾方向钻进。

（2）夹角与方位

1）均质煤层分支角度是影响水平井形态的主要因素，随着分支角度的增大，水平井的控制面积也越大，同时也使得分支与主井筒、分支与分支之间的相互干扰也发生了相应的变化。利用数值模拟预测模型，进行分支总长为2000m，分支角度分别为15°、30°、45°、60°、90°、0°等几个方案的计算，计算对比结果见图3-28。第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-28均质模型夹角与累积产气量关系曲线图

由上图可见，夹角为30°时，因为分支间形成较大的压力叠加区，增大了解吸范围，单支产量增加，单井累积产量最高。夹角为15°时，形成资源叠加区，使单支产量减少。而夹角大于45°后，分支间形成压力叠加区较小，也比较接近，因此产量也很接近。常规水平井（夹角为0°），分支间不形成压力叠加区，产量最小。第二节煤层气井型优选与井网布置

2）非均质煤层煤层受应力和自身地质特点(面割理渗透率远高于端割理)，沿某个方向存在高渗方向。由此会影响到夹角的优化。在均质模型的基础上，将Y方向渗透率增加为X方向渗透率的3倍，其他参数不变。计算对比结果见图3-30。第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-29压力叠加区图不用分支角度的压力叠加区示意图如下

：第二节煤层气井型优选与井网布置

由图可见，总体上，夹角为30°的水平井单井累积产量最高，夹角为45°,60°,水平井的产量次之，15°，90°的水平井产量最低。可以看出，对非均质煤层而言，压力叠加对产量有一定的影响，但最主要的影响因素还是垂直裂缝发育方向的长度大小。同样，从图3-31的计算结果看得到，水平段延伸方向与主裂缝发育方向垂直或存在一定角度优于平行于主裂缝方向。图3-30非均质模型夹角与累积产气量关系曲线图由此可知：无论均质还是非均质地层水平井的最佳分支角度为30°；水平井钻进的水平井段方向如果沿着高渗方向钻进，不利于水平井获得最大产气量。因此，在明确主渗透方向前提下，应尽量使水平井的水平段钻进方向与该主渗方向形成一定的夹角，这样有利于分支之间或分支与主支之间形成最大的压力叠加区，提高水平井的产气量。图3-31水平段延伸方向与方位关系①水平段间距在设计井型之前，需要考察水平段之间的距离，选择最优的间距尽量做到资源量最大利用率和产能的最高。（水平段长度1000m）考虑到沁水盆地煤层气田3#煤层的渗透率0.01～2mD，3#煤层的渗透率大部分在0.02～0.5mD范围，因此选择渗透率分别为0.01、0.02mD、0.05mD、0.1mD、0.5mD，水平段间距分别为50m、100m、150m、200m、250m时，进行产能与水平段间距、渗透率的敏感性分析。图3-32～图3-33是煤层渗透率分别为0.01和0.02mD时的各间距的产能分析图，图3-34～图3-36为煤层渗透率大于0.02时的计算结果。3）水平段间距与分支间距

第二节煤层气井型优选与井网布置

通过对上述各图的分析，并考虑到水平井的服务年限，沁水盆地煤层气3#煤层水平段间距采用十年内累计产气量最高的最优间距在100m～200m范围内，如果渗透率稍高，水平段间距可适当增大，如果煤层渗透率特低，则水平段间距要适当减小，可参考表3-6提供的数据。表3-6水平段间距选择表水平段间距

m煤层渗透率

mD100-150＜0.02150-200＞0.02表3-6水平段间距选择表第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-32煤层0.01mD时水平段间距与产能关系

图3-33煤层0.02mD时水平段间距与产能关系

图3-34煤层0.05mD时水平段间距与产能关系图3-35煤层0.1mD时水平段间距与产能关系

图3-36煤层0.5mD时水平段间距与产能关系②分支间距当最佳水平段间距、分支角度确定的前提下，可以依据三者之间的关系得到最佳分支间距，例如前面已经确定了最佳分支角度30°、水平段间距150m，则可得出最佳分支间距为300m。同时，数值模拟软件也计算了不同分支间距与产能的关系（见图3-37），与前面分析计算的结果一致。因此最佳分支间距为200～400m。图3-37不同分支间距与产能的关系第二节煤层气井型优选与井网布置

由于水平井既有开发优势又有钻完井技术复杂的缺陷，研究水平井的分支形态对产能的影响，从而优化出适合于地层条件的水平井形态就显得非常必要了。在总钻井进尺相同的条件下，增加分支数意味着增加钻井费用，分支分布位置与钻井井眼稳定性和钻井风险有一定关系，因此设计了分支数、分支分布位置六个分支形态，其中地层和流体的参数与分支角度、分支间距对产能影响的模型参数相同，水平井的水平段总长为3000m、分支间距为300m、分支角度为30°，设计模型见图3-38。4）分支形态第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-38分支形态设计

在地层和流体参数与水平段总长度、分支间距、分支夹角相同的条件下，通过几种分支形态计算结果对比，分析认为，同侧分支比异侧分支对水平井产量的贡献略大，同时相同条件下，同侧分布三分支后期产量略大约四分支，扇状略高于平行四边形。因此，在目前设计的总钻井水平长度一定的情况下分支数最好不超过四条，而且同侧分支分布略好。第二节煤层气井型优选与井网布置

沁水盆地煤层气田根据其煤层气田的地质特点，对水平井的各项产能主观控制因素进行优化，从而最大程度地发挥水平井的效率，使水平井单井产量达到最大。该气田在水平井基本要素优化的基础上，进行水平井井型设计，基本条件是水平段总长、分支角度和间距相同，图3-39为七种井型十年累计压降面积示意图。图3-39压降重叠区示意图

第二节煤层气井型优选与井网布置

表3-7为七种井型的计算结果对比，经过计算七种井型的控制面积及十年累计产量，结合图3-39上压降重叠区域分布，分别分析了七种井型的资源利用率及可选用井型情况。设计井型序号控制面积km2单位面积产气量108m3/km212.050.21021.820.23631.010.43340.560.75850.860.49360.790.54370.810.546表3-7不同井型控制面积及产量对比表

（注：井型5、井型6和井型7的主支角度都采用30°）第二节煤层气井型优选与井网布置

①井型1、2和3控制资源量相对大，但不利于形成压力叠加区，泄压范围小、资源面积空白区多、单位面积产气量低，而井型3需要排采井数多，投资多，因此不建议选用。但是对于井型1和2井型根据压降重叠区最佳原则，可以考虑在有利泄压范围内部署类似辐射状的短轴井（图3-40），水平段在320～500m之间，或设计小井距水平井（图3-41），水平井行间距300～500m，灵活安排直井排采的方式。图3-40类辐射状的短轴井

图3-41小井距水平排井

第二节煤层气井型优选与井网布置

②考虑到井型7的煤层稳定系数低，钻井难度大，虽然该井型在产气量及资源利用率方面占有优势，但是综合考虑该井型不适宜用于实际钻井，风险比较大；③井型4控制面积最小，单位面积利用率最大，生产年限内产气量最大，但是该井型的使用可能有一定的限定条件；④井型5和井型6虽然资源利用率和产气量低于井型4，但是在动用资源量、单位面积利用率、保证煤层稳定系数和投资等方面比较稳妥，风险相对小，适于规模开发，不过井型6在经济效益方面优于井型5。通过以上分析，综合考虑动用资源量、单位面积利用率、保证煤层稳定系数等方面，可考虑选择井型6（或井型5）和井型4。第二节煤层气井型优选与井网布置

优选水平井井型后，为达最优资源利用率，考虑了水平井主支夹角的优化。水平井水平段长度统一为5600m，侧支呈扇形分布，与主支夹角取30°。两主支间夹角分别为10°、20°、30°设计了以下三种井形，通过数值模拟的计算结果进行优选。图3-42不同主支夹角的水平井累积产气量

第二节煤层气井型优选与井网布置

通过图3-42中曲线可以看出，初期三条曲线几乎都是重合的，在中后期主支夹角10°的累积产量稍小，主要原因应是由于其控制面积较小造成的。而主支夹角20°、30°两种井形，到后期累积产量的曲线都几乎重合，在最末端20°甚至稍稍高出，这说明主支夹角并不是越大越好，因为随着主支夹角的增加，控制面积虽然有所增加，但是不利于压力叠加的形成。综合考虑控制面积和压力叠加的因素之后认为主支夹角取20°~30°间较为合理。根据优化结果，在井型选择方面，可以考虑在有有利泄压范围内部署类似辐射状的短轴井或按优化井距钻单支水平井的排采方式。水平结构的水平井井型达到动用资源有效利用，但受裂缝发育方向等条件限制，建议一般情况选用复合V形井型。尽量避免沿下倾地层钻进水平井，而水平段沿上倾方向钻进将取得最佳的经济效益。第二节煤层气井型优选与井网布置

设计一口水平井总长5600m左右，主支长1000米左右，水平井部署可考虑采用单井或2～4口水平井组合。在水平井部署空白区或沿下倾方向钻进的水平井，适当安排直井，可起到有效利用资源或助排作用。图3-43示例。图3-43水平井井型组合图对于倾斜地层，可以考虑在水平井部署空白区或沿下倾方向钻进的水平井，适当安排直井，可起到有效利用资源或助排作用，达到整体降压、规模动用的目的，图3-44示。图3-44下倾地层水平井与直井结合图第二节煤层气井型优选与井网布置

开发井网的部署需要考虑以下原则：（1）地质因素——主要考虑的煤储层因素包括裂缝发育特征和方位、渗透率、煤层气含量、煤层气资源丰度等。构造走向和裂缝发育方位决定井网方位；资源丰度和渗透率条件决定不同的井网密度，应寻找煤层气含量高的地区，进行井网部署；（2）开发因素——①分布实施，均衡开采：先导性试验阶段井组的井距以小于规模生产井为宜；全面开发阶段的生产井网的井距应大于先导性试验阶段；②开发层系有效组合，实现整体规划，立体开发。③合理采气速度：煤层气田开发设计一般要求在15年左右采出可采储量的50%~60%，初期采气速度应达到3~4%以上，井网密度必须满足这一基本要求。（3）经济效益——要求单井控制储量不能低于单井经济极限控制储量，井网密度应小于经济极限井网密度，在最优井网密度与经济极限井网密度之间选择合理值。二、井网布置第二节煤层气井型优选与井网布置

开发井网优化要素主要有：井网形式、井网密度和井网方位。常用的井网形式有矩形井网和菱形井网。矩形井网要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的四口井呈一矩形。菱形井网沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，在四口井中心的位置，加密一口煤层气开发井，使相邻的四口井呈一菱形。井网方位的确定通常根据压裂裂缝方位和主导天然裂隙方位，将矩形井网的长边方向与天然裂隙主导方向平行或与人工压裂裂缝方向平行，因为煤层中裂隙的主要延伸方向往往是渗透性较好的方向。井网密度的确定有以下几种形式：经济极限井网密度：总产出等于总投入，总利润为零时的井网密度。超过此密度界限，则发生亏损；最优井网密度：当总利润最大时的井网密度；合理井网密度：实际井网部署应在最优井网密度与经济极限井网密度之间选择一个合理值。第二节煤层气井型优选与井网布置

1.布井方式

（1）井网布置样式

排采过程中压力能否在煤储层中有效传递是煤层气产出的先决条件，而煤储层渗透率的空间展布与压力有效传递息息相关。因此，要对煤层气井网布置，首先需查明研究区煤储层渗透率的空间展布。不管采用何种布井样式，均受到储层原始渗透率和改造后渗透率控制。煤层气常见的布井方式有矩形布井法、五点式布井法、梯形布井法、梅花形布井法等(图3-45)。

第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-45煤层气井网布置形式示意图

第二节煤层气井型优选与井网布置

①矩形布井法。这种布井方法意味着在其中两个方向上渗透率明显好于另两个方向。在地层供液能力相差不大的情况下，在渗透性较好的两个方向上，排采时压力传递较快，井间距相对较大;渗透性较差的两个方向上压力传递较慢，布井间距相对较小，最终实现同时形成井间干扰的目的。对于矩形布井法，在四口井的中心地带压力降低幅度最小，排水采气效率较低，可能造成该区域内的煤层气无法采出是该方法布置的最大缺陷。当各个方向上渗透率差别不大时，常采用正方形布井。②五点式布井法。在地层供液能力相差不大的情况下，渗透率在四个方向上差别不大，排采过程中压力传递速度几乎相等，这样，就可采用五点式布井法。这种布置方法一般煤层倾角较小，煤层形成过程及后期受到的构造作用小，水平最小主应力和水平最大主应力差别不大，从而使储层原始渗透率和改造后渗透率在四个方向上差别不大。第二节煤层气井型优选与井网布置

③梯形布井法。在背斜部位且煤层处于裙皱“中和面”以上时，煤层在拉张应力作用下，储层渗透率相对较高，煤层气资源量相对较少，地层供液能力相对较小，压降传递速度快，若要实现单井控制面积内资源量有效开采的目的，需采用倒梯形布井法。在向斜部位且煤层处于褶皱“中和面”之上时，煤层多受到挤压应力作用，煤储层渗透率相对较低，煤层气资源量相对丰富，地层供液能力相对较大，压降传递速度慢，此时，若要实现单井控制面积内资源量有效开采的目的，也需采用倒梯形布井法。④梅花形布井法。这种布井方法主要是结合我国煤储层原始渗透率及压裂改造后水平最大主应力和水平最小主应力方向上渗透率差别较大的情况，在地层供液能力差别不大的区域内，在渗透率改造较好的方向上布井间距相对较大，而在渗透率相对较差的方向上间距相对较小，最终几乎同时形成井间干扰，使单井控制面积内的煤层气采出程度最大。第二节煤层气井型优选与井网布置

煤层气常见的布井方式的依据及特点见表3-8。井网布置方法布井依据特点矩形法储层渗透率非均质性强，供液能力差别不大压降传递不均衡，可能形成采气遗漏区五点法储层渗透率各项同性，地层供液能力在各个方向差别不大压降传递相对均衡，地质构造作用对煤层的影响较小梯形法渗透率受构造形迹控制明显随构造部位变化渗透率呈规律性变化，能较有效开采单井控制面积内煤层气资源量梅花法储层改造后不同方向渗透率差异明显压力传递不同步，各个方向最终几乎同时实现井间干扰表3-8煤层气常见的布井方式的依据和特点

第二节煤层气井型优选与井网布置

煤层气垂直压裂井的布置形式主要受控于三个要素，即煤储层原始渗透率、储层改造后渗透率及地层供液能力的强弱。在地层供液能力差别不大前提下，煤储层原始渗透率相对较好，压裂改造后渗透率对其影响较小前提下，可采用菱形或正方形布井法，当储层原始渗透率与压裂改造后渗透率相差较大时，应根据实际情况，采用相应的布井方法。在油气田开发过程中布井方式通常采用正方形和三角形（三角形）两种井网。

图3-46三角形井网示意

第二节煤层气井型优选与井网布置

实例：樊庄区块的煤层气直井开发中大量的使用了三角形井网的布井方式（图3-46），这是因为：（1）在一定工区范围内以同一个井距布井，三角形井网较正方形井网拥有较多的井数，形成的降压面积大；（2）在一定工区范围内，如果布相同的井数，虽然三角形井网的井距较大一点，但其各井的压降漏斗的叠加速度仍然快于正方形井网。通过数值模拟也可以得到这两个结论，在单井控制面积相同的情况下，采用理想的地质模型，得到两种井网的压力对比、煤层解吸气量以及十年日产气量的对比。

第二节煤层气井型优选与井网布置

图3-47两年后两种井网的压力分布对比图3-48两年后两种井网的解吸气量分布对比图3-49两种井网十年日产气量对比曲线第二节煤层气井型优选与井网布置

由煤层压力分布图（图3-47）对比显示，随着排采时间的推移，泄压半径在逐渐扩大，当两口相邻井的泄压边界外延交叉时，泄压半径未控制到的区域，三角形井网的为三角形区域，正方形井网的为正方形区域，显然正方形区域的面积要大于三角形区域。之后随着泄压半径的进一步扩大，出现井网间的压力叠加，这时三角形井网的压力叠加速度仍然要大于正方形井网，因此三角形井网更容易形成面积降压，有利于煤层气的解吸（如图3-48），从而较快