多分支井开采X煤田2区煤层气数值模拟研究

王文升 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

王新海 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学），湖北 荆州 434023）

冯毅，张海锋，程宝庆，李建霖 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

多分支井开采X煤田2区煤层气数值模拟研究

王文升 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

王新海 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学），湖北 荆州 434023）

冯毅，张海锋，程宝庆，李建霖 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

煤层气的特殊性决定了开发方式不能等同于常规天然气，20世纪90年代后期发展起来的多分支井技术，以其独有的特点成为高效开发煤层资源的有效手段。研究选用CMG软件中的GEM模拟器对多分支水平井开发煤层气合理分支间距、煤层渗透率、煤层含气量以及煤层厚度等参数对开发效果的影响等进行模拟预测。结果表明，多分支井分支间距是影响开采效果的关键因素，间距增加产气量增加，增加幅度会逐渐变小，研究区合理分支间距为200m左右。煤层气渗透率是产气量的主控因素，与产气峰值、累计产气量都呈正相关关系。煤层含气量及煤层厚度对产气量均产生较大影响，都与单井产气量成正比。不同井型进行生产预测时，多分支井比U型井的采收率提高3.8%，在单井产量和生产时间上都表现出明显的优势。

多分支井；煤层气；数值模拟；X煤田2区

煤层气是煤层在地质历史漫长的煤化作用过程中经生物化学和热解作用所生成的一种无污染、热值很高的高品质清洁新型能源，主要以吸附态赋存于煤层中，储层特征及产出机理等均具有特殊性，是补充或者接替常规天然气资源最有前景和最为现实的途径之一［1］。

煤层气的特殊性决定了其开发方式的与众不同，美国最早根据这些特点研究出了适合煤层气经济开发的钻完井新技术［2］，我国煤层气资源丰富，地质资源量36.8×1012m3［3］，但对该领域的研究起步较晚，加之存在普遍的低压、特低渗及气饱和特性，因此，如何高效开发煤层气成为重要课题，而近年来兴起的多分支井技术逐步解决了这一难题。多分支水平井是20世纪90年代后期发展起来的一项新技术，具有增加有效供给范围、提高导流能力、减少对煤层的伤害、单井产量高、经济效益好等特点，只有将多分支水平井与煤层特点有机结合起来［4］，才能作为高效开发低渗煤层气资源的有效手段。

1 模型基本参数

以X煤田2区煤层地质特征为研究背景，主要参数均选取X煤田煤层参数值，对煤层气开采过程中采用多分支井进行开发的关键参数进行论证。模型长1500m、宽1080m，最大吸附气量21.2m3／t，地下煤层吸附量7～8m3／t，煤层密度1400kg／m3，裂隙孔隙度0.05%、渗透率0.9mD，基质孔隙度0.05%、渗透率0.09mD，煤层原始压力2.5MPa，朗格缪尔压力常数0.57MPa－1。参数选取的准确与否直接关系到数值模拟的结果，因此在选取X煤田煤层地质资料基准值的基础上，还参照了附近区块的地质参数。研究选用CMG软件中的GEM模拟器进行模拟。

2 多分支井数值模拟研究

多分支井是指在一个主水平井眼两侧再钻出多个分支井眼作为泄气通道。分支井筒能够穿越更多的煤层裂缝系统，最大限度地沟通裂缝通道，增加泄气面积和地层的渗透率，从而提高单井产量［5］。为了降低成本和满足不同需要，有时在一个井场朝对称的3或4个方向各布1组水平井眼，有时还利用上下2套分支井同时开发2层煤层。用该技术开发煤层气可以大大减少常规钻井井数，减少占地面积，减少地面管线费用，从而提高综合经济效益［6］。

2.1 分支间距研究

分支间距是影响多分支井开采效果的关键因素，在开采过程中，如果分支间距太小，控制泄流面积就小，产气高峰值和累计产量相应的就会较小；反之，分支间距如果太大，尽管控制面积变大，但是反而不利于分支间的相互影响，不能形成大面积同时排水降压。因此，对于给定的煤层气藏，存在一个比较合理的分支间距，既能保证较大的控制面积，又能保证分支间的互相影响，从而取得较好的开采效果。

图1 不同分支间距开采效果对比图

数值模拟结果如图1、2所示，分支与主支相同的角度45°，主支长度相同，当分支间距增加时，产气速度不断增加，但增幅变小，当分支间距太小时，高峰期总产量明显变小且产气速度递减快。可以看出随间距从100m增加到400m，累计产气量增加，但间距超过200m时增幅变小；多分支井生产5a时，间距从400m降低至100m，分支间采出程度从19.4%提高到71.7%，200m的分支间距时分支间采出程度为49.2%。多分支井一般生产时间为5～7a，在生产时间限制的条件下，间距小于200m时采收率要达到50%，因此，研究区合理的分支间距为200m左右。

图2 多分支井生产5年分支间采出程度对比图

2.2 影响因素研究

煤层气的产出是一个集解吸、扩散和渗流等各种机理于一体的复杂过程，产能的变化特点受多方面因素的影响，最主要的就是地质因素和开发技术因素。当采用多分支井开采煤层气时，在开发技术方面实现了大幅度提高煤层气单井产量的目标，为了使该项技术发挥最大的作用，需进一步了解地质因素对煤层气产量的影响，提高煤层气开发的经济效益。

2.2.1 煤层渗透率

煤层渗透率是产气量的主要控制因素［7］。随着裂缝渗透率的逐步增大，气和水达到更好的流通，产水量随之增大，井筒内的排水降压可以更快地传播出去，压力降传播的煤层面积增大，使更多的煤层气解吸出来，产气量增加。

数值模拟结果如图3所示，煤层渗透率和产气峰值、累计产气量都呈正相关关系，当渗透率从0.5mD增加到2mD时，10a累计产气量由1.8×107m3增加到2.79×107m3，产气高峰时间从1a增加到3.2a，高峰期也相应推迟。

2.2.2 煤层含气量

图3 不同渗透率条件下多分支井开采效果对比

含气量对产气量的影响很大。含气量越大，单井日产气越高，累计产气量越大；含气量太小的区域，产气量达不到经济极限产量，煤层气开发没有经济效益。数值模拟结果如图4所示，单井日产气及累计产气均随着含气量的增加而增加，每吨煤含气量增加1m3，多分支井日产气平均增加350m3。2.2.3 煤层厚度

图4 不同含气量条件下多分支井开采效果对比

煤层厚度对煤层气井的产量具有较大的影响。当煤层厚度增加时，煤层气的产量相应地有所增加，但是，相对而言，薄层煤层的产气量提高的幅度更大［8，9］。

数值模拟结果见图5，可以看出，产气量对厚度的变化比较敏感。厚度越大，单井产气量越高，累计产气量越大。因此在开发布井时，煤层厚度越大越有利。厚度从2.23m增加到3.03m，10a累计产气量可从1.8×107m3增加到2.4×107m3。

图5 不同煤层厚度条件下多分支直井开采效果对比

3 生产预测

在以上地质模型的基础上，分别设计了多分支水平井和U型井的数值模拟模型，预测2种不同井型的生产动态，对比生产效果。模型设计多分支井的分支总长度达为8260m，U型井长度为1300m，U型井井距为200m，预测时间10a。

模拟结果如表1所示，当生产时间达到10a时，有效控制区域采收率可达56.3%，而U型井为52.5%，可见多分支井开采煤层气相对U型井采收率更高，开发效果更优。

表1 不同井型开发效果表

4 结论

1）分支间距是影响多分支井开采效果的关键因素，间距太小，控制泄流面积就小，分支间距太大，不利于分支间的相互影响，不能形成大面积同时排水降压。因此，对于给定的煤层气藏，存在一个比较合理的分支间距，既能保证较大的控制面积，又能保证分支间的互相影响，研究区分支间距合理值为200m左右。

2）煤层渗透率是产气量的主控因素，和产气峰值、累计产气量都呈正相关关系。

3）煤层含气量越大，单井日产气量越高，累计产气量越大。含气量太小的区域，产气量达不到经济极限产量，煤层气开发没有经济效益。

4）产气量对煤层厚度的变化比较敏感，厚度越大，单井产气量越高，累计产气量越大。

5）生产时间达10a时，多分支井比U型井的采收率提高3.8%，其开发效果表现出明显的优势。

［1］吴佩芳 .中国煤层气产业发展面临的机遇和挑战 ［J］.断块油气田，2002，9（2）：50～54.

［2］Alex Chakhmakhchev.Worldwide Coalbed Methane Overview［J］.SPE106850，2007.

［3］饶孟余，江舒华 .煤层气井排采技术分析 ［J］.中国煤层气，2010，7（1）：22～25.

［4］鲜保安，高德利，王一兵，等 .多分支水平井在煤层气开发中的应用机理分析 ［J］.煤田地质与勘探，2005，33（6）：34～37.

［5］Duan Naizhong，Gong Zhimin，Wang Helin.Application of multi-branch horizontal well technology in CBM drilling［J］.SPE156187，2012.

［6］Zheng Shiyi，Xue Lili.An advanced multi-lateral horizontal well coupled coalbed methane simulation model and its application in Qinshui Basin of China［J］.SPE149956，2012.

［7］Clarkson C R，Jordan C L，Gierhart R R.Production data analysis of CBM Well［J］.SPE107705，2007.

［8］Maricic N，Shahab D M，Artun E.A parametric study on the benefits of drilling horizontal and multilateral wells in coalbed methane reservoirs［J］.SPE96018，2008.

［9］鲜保安，陈彩红，王宪花，等.多分支水平井在煤层气开发中的控制因素及增产机理分析 ［J］.中国煤层气，2005，2（1）：14～17.

［编辑］ 黄鹂

Numerical Simulation of Multilateral Well Production of CBM Gas in Block 2of X Coal Field

WANG Wensheng，WANG Xinhai，FENG Yi，ZHANG Haifeng，CHENG Baoqing，LI Jianlin （First Author' s Address：CNOOC Ener Tech-Drilling ＆Production Co，Tianjin300452，China）

The particularity of developing CBM determined that it could not be equated to conventional natural gas.However，the multilateral well technology was developed in the late 1990s，for its unique characteristics，it became an effective means for efficient development of CBM.The GEM simulator in CMG software was chosen to predict the reasonable branch spacing，coal seam permeability，gas content and the impact of coal seam thickness and other parameters on the development of CBM.The results show that its branch spacing is the key factor affecting production.Gas production increases with the increase of spacing but its extent would be reduced gradually.It indicates that the reasonable branch spacing of the study area is about 200m.Its permeability is a major controlling factor of production，which is positive correlation with the peak and cumulative gas production.Both of gas content and thickness have great impact on the gas production，and are proportional to the single-well gas production.As for choosing different wells to forecast production，oil recovery ratio of multilateral wells is 3.75%higher than that of U-shaped wells，and as for the production and production time，multilateral wells present a distinct advantage.

multilateral well；CBM；numerical simulation；Block 2of X Coal Field

TE319

A

1000-9752（2014）04-0103-04

2014-02-12

国家油气重大专项 （2011ZX05015，2011ZX05013）。

王文升 （1978-），男，2002年江汉石油学院毕业，硕士，工程师，现主要从事油气田开发及管理工作。