煤层气多分支水平井井身结构优化

曹立虎 张遂安 石惠宁 谭扬军 谷 溢 刘 岩

（1.中国石油大学（北京）气体能源开发与利用教育部工程研究中心，北京 102249；2.中国石油大学（北京）煤层气研究中心，北京 102249；3.华北油田分公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

煤层气多分支水平井可有效沟通煤层割理和裂缝系统，增加泄流面积，降低裂隙内气液流动阻力，提高导流能力［1-3］；采用裸眼完井方式，无需压裂增产作业，大大降低了储层伤害［4-5］，从而提高了单井产能和采出程度。实际生产和数值模拟结果都表明煤层气多分支水平井单井产量是直井的3～10倍，现已发展成煤层气开发的主流技术［3］。煤层含气量、井身结构和排采程序等都是影响产能的关键因素［4］，本文分析了影响沁水盆地南部樊庄煤层气区块多分支水平井产能的地质和工程因素，通过数值模拟的方法，优化了多分支水平井的井身结构参数，利用生产实例进行了验证，为煤层气多分支水平井高效勘探开发提供了技术参考。

1 多分支水平井产能预测模型

通过煤储层特征描述，建立研究区地质模型，利用COMET3数值模拟软件建立煤层气多分支水平井产能预测模型。

1.1 煤储层特征描述

煤层气的储集和开采与常规气藏差别很大，因此煤层气储层特征的描述也与常规储层有很大区别。从煤层气勘探开发的角度出发，苏付义［6］将表征煤层气储层特征的参数归纳为：（1）煤层展布特征参数（厚度、埋深、分布、产状）；（2）煤岩、煤质特征参数（显微组分、镜质体反射率、水分、灰分、挥发分、固定碳、岩石力学参数）；（3）储层物性参数（孔隙度、渗透率、毛管压力）；（4）储层吸附储集特征参数（兰氏体积、兰氏压力、扩散系数）；（5）储层流体特征参数（水型、氯根含量、气体组分、气、水高压物性）；（6）储层物理特征参数（地层压力、地应力、地层温度）；（7）煤层排采生产参数（气产量、产水量、动液面、套压）。

1.2 研究区地质模型

利用Petrol软件，根据地质、钻井、测井、煤岩测试数据，建立研究区地址模型，基本参数如表1所示。

表1 研究区地质模型基本参数设定

1.3 产能预测模型

在地质模型基础上，利用COMET3软件建立起近水平储层多分支水平井的模型，模型初始条件参数的设定见表2。通过建立倾斜煤层多分支水平井产能的预测模型，以量化的数据分析地层倾角、井身结构参数对产能的影响。

表2 数值模拟初始条件基本参数设定

2 多分支水平井产能影响因素

2.1 煤层倾角

以往学者对储层厚度、储层埋深，储层渗透率和储层吸附解吸特性等地质因素对煤层气多分支水平井产能的影响进行了研究，掌握了一定的规律［1-5］。本文就煤层倾角对煤层气多分支水平井产能的影响进行了分析。根据煤层产状的起伏特征，可以将煤层产状分为近水平井延展、倾斜地层主支上倾和倾斜地层主支下倾3种情况（图1）。

图1 不同煤层倾角下煤层气多分支水平井示意图

利用产能预测模型，对比分析了不同倾角下的煤层气多分支水平井产能。如图2所示，煤层以水平面为基准面，主支下倾为正，上倾为负。顺煤层钻进的多分支水平井，当主支走向上倾程度最大（–5°）时产能状况最好，走向近水平（0°）时其次，走向下倾程度最大（5°）时产能状况最差。樊庄煤层气多分支水平井的生产情况也证实了这一点［4］。走向下倾的多分支井，地层产出的水在重力的作用下流向多分支水平井的末端，不能抽出的水在井筒末端影响了煤层气的解吸；主支上倾的多分支井会使地层产出的水由井筒流向直井位置，地层中的水产出，地层压力解吸充分，因此产能较好。

2.2 工程因素

2.2.1 储层保护 煤层属于低孔低渗储层，储层敏感性强，易受污染，钻井工程中不匹配的钻井液体系和不合理的排采制度都会对其造成伤害，严重影响煤层气井的产量。

图2 不同煤层倾角下煤层气多分支水平井产能

（1）不匹配的钻井液体系。煤层气多分支水平井钻进时要求使用无固相、低伤害的钻井液体系，且通常采用欠平衡钻井，很容易引起井眼垮塌等井下复杂情况。为此，在樊庄水平井施工中有3口井试验了增强井壁稳定的钻井液体系，但不可避免地伤害了储层。目前樊庄45口水平井中，造成储层伤害的井产量通常不足 1 000 m3/d［4］。

（2）不合理的排采制度。煤层气排采制度是影响产能的主要因素之一，合理的排采制度可有效保护储层，实现煤层气井的高效开发。现场生产表明，“连续、缓慢、稳定”三段式的排采制度可避免储层压力降低过快，伤害储层［8-9］。

2.2.2 井身结构 除地质因素、储层保护等工程因素外，煤层气多分支水平井井身结构也是影响产能的重要因素［2］。由于煤层地质条件为不可控制因素，所以本文对煤层气多分支水平井井身结构进行了优化研究，主要包括主支走向、主支长度、分支长度、分支间距和分支与主支夹角。

3 多分支水平井井身结构优化

单主支多分支水平井是现在使用最为广泛的井型，也是多主支优化的基础，因此单主支多分支水平井的优化对其他井型也具有指导性。本文井身结构优化以产能为指标，利用煤层气多分支水平井产能预测模型，对比不同井身结构参数下的产能，结合经济指标，获得最优的井身结构参数。图3是进行优化前的井型。

3.1 主支走向

煤储层中的流动通道裂隙（割理）的密度、高度、宽度、连通性和方向表现出较强的非均质性，因此煤储层的渗透率表现出明显的方向性特点。煤层在面割理方向的渗透率要比其他方向高出3～10倍，并且相同类型的割理由于埋深和煤的发育程度不同，割理密度也不相同［10-11］。这些特征对煤层气井的井型选取、钻完井方法和产出造成很大的影响。为了研究渗透率的方向性与主支走向的关系，分别模拟了主支与主渗透率方向平行、垂直时的情况，由图4可以看出，煤层气多分支水平井的产能在主支与主渗透率方向垂直时最高。

图3 单主支多分支水平井井身参数

图4 不同主支走向条件下多分支水平井的产能

3.2 主支长度

保持分支结构不变，分别预测了主支长度从800增加到1 600 m时的产能，增长幅度为100 m（图5）。模拟结果表明，随着主支长度的增加，多分支水平井的产气高峰推迟；主支从800 m增加到1 600 m，累积产量增加了34.1%；主支长度在900～1 300 m时增产效果比较明显。随着主支长度的增加，井筒和储层的接触面积增加，产能提高；但是由于受到边界影响，产能增加的幅度变小，并且井眼长度增加也会增加井筒摩阻，影响煤层气产出。随着主支长度的增加，钻井、排采和修井费用都会相应的提高，因此需要结合经济性优选主支长度。

3.3 分支长度

保持主支长度、分支间距、主支和分支夹角不变，改变分支长度，分析其对煤层气多分支水平井产能的影响。分别模拟分支长度从200 m增加到450 m的产能，增长幅度为50 m。随着分支长度的增加，井身实际的控制面积进一步增加，而且长度增加更容易达到井间干扰，因此势必会提高产能。但是分支长度的增加不是无限度的，由于施工成本随着分支长度增加而增加，与之对应的井筒摩阻和井筒压力损失也会随之增加。从模拟结果来看，分支长度的增加对产能影响非常大，当分支长度从200 m增加到450 m时，井身总长度增加了1 600 m（8分支），累积产气量增加了72.9%（图6）。因此分支长度控制在250～450 m比较合理。

图5 不同主支长度条件下多分支水平井的产能

图6 不同分支长度条件下多分支水平井产能

3.4 分支间距

保持主支和分支长度不变，主支与分支夹角不变，改变分支间距，研究多分支水平井的分支间距对产能的影响。分别模拟分支间距为100、150、200、250、300、350和 400 m 时的产能（图 7），结果显示，多分支水平井在实际开发中存在最佳的分支间距。当分支间距太小时，分支间的干扰程度加强，产气高峰出现时间早，但是由于井身控制面积小，产气量下降很快，因此随着生产时间增长，分支间距小的井身结构优势下降；当分支间距太大时，井身的控制面积变大，可以从储层流向井底的气量增加，但是分支井间的干扰优势会随着分支间距的增加而下降。因此，分支间距宜控制在200～300 m。

图7 不同分支间距条件下多分支水平井产能

3.5 分支与主支夹角

主支与分支夹角对煤层气多分支水平井产能的影响体现在分支结构对储层的控制上。在主渗透率方向明确的前提下，主支与分支夹角较小的井型穿过的裂缝数较多，分支与主支间的距离近，更容易达到井间干扰，产气高峰出现的时间也会比较早。但是，主分支夹角小也意味着分支的控制面积小，压力波不易传递到边界上，因此需要结合煤层气井的产能和控制面积来分析主分支夹角的合理性［13］。保持主支长度、分支长度、分支间距不变，预测主分支夹角分别为 26.57°、30°、36.87°、45°、53.13°和 60°时的产能。从模拟结果来看（图8），主支与主支夹角对煤层气单主支多分支水平井的产能有一定的影响，主分支夹角越小分支间越容易形成干扰，产气峰值越高，但是由于控制面积的影响，累积产气量比较低；分支角度较大时，分支间的干扰程度低，也影响产能；比较合适的主分支夹角在36°～53°。

图8 不同分支夹角条件下多分支水平井产能

4 优化结果验证

沁水盆地南部高煤阶煤层气田，具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的“三低一强”特征，采用水平井开发是非常有效的增产措施［12］。目前已经施工了100余口煤层气水平井，其中郑庄区块40余口，樊庄区块46口，潘庄区块15口，大宁区块7口，这些煤层气水平井的采出状况非常良好，单井产气量可达2×104m3/d以上，实践证明，水平井和多分支水平井措施能够大幅度提高沁水南部煤层气开发的效果。

樊庄的2组多分支水平井组樊平02井组和樊平04井组，虽然井位相邻，地质条件接近，但其开发效果差别较大（表3）［13］。樊平02-2井比樊平02-3井的生产时间长，但累计产气量却不足樊平02-3的1/7，这是由于樊平02-3井的有效控制面积为樊平02-2井的2倍。虽然樊平04-3井与樊平04-2井生产时间、井控面积相同，但累积产气量却不足樊平04-2的1/15，这是由于樊平04-3井的井眼方向（主、分支方向）接近于本区块主裂缝的方位，无法有效沟通煤层的裂隙系统形成网状连通。因此，煤层气多分支水平井的井型优选及结构参数优化对产能具有较大影响。

表3 樊平02井组和樊平04井组生产数据

5 结论与建议

（1）本文以产能为核心指标优化了煤层气多分支水平井的井身结构，建议今后的研究中综合考虑地质、气藏、钻井、排采和经济等多方面因素，建立煤层气多分支水平井井身结构的多目标优化体系，为煤层气多分支水平井的高效抽采提供有力的理论支撑。

（2）顺煤层钻进的多分支水平井，当主支走向上倾时产能状况最好，其次是走向近水平时，走向下倾时产能状况最差。多分支水平井产能随着主支长度和分支长度的增加而增加，结合经济性和增产效果，主支长度宜控制在900～1300 m之间，分支长度宜控制在250～400 m之间；主支走向对产能影响较大，适宜的方向为垂直主渗透率方向；分支间距和主分支夹角在一定程度上影响产能，分支间距宜控制在200～300 m之间，主支和分支夹角宜控制在36°～53°之间。

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