煤田地质与勘探
第 39 卷
当煤层的各向异性程度一定时，可以通过调整 井、排距比来增加产量。外国学者 曾经证明过， 单考虑各向异性的情况，如果 kmax : kmin a ，那么井 网中的井距之比为 a 时，可以使产量达到最大值。
[4]
的天然裂隙是影响煤层渗透性的重要因素，因此， 煤中裂隙的 主要延伸方 向往往是渗 透性较好的 方 向。人工压裂裂缝可以改善天然裂缝，使其更好地 沟通，压裂裂缝主导方位多沿垂直于现今最小主应 力方向延伸。
3
井网优化设计计算实例
结合鄂尔多斯盆地柳林示范区的实际资料，利
可采用的井网类型一般有矩形井网和菱形井网。不 同的井网类型产生的井间干扰程度也不一样。 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 4 口井呈一矩形。该井网布 置起来比较方便，适用于渗透率在各个方向上相差 不大的区块，其主要缺陷是 4 口井的中心位置的降 压幅度较小，该区域的煤层气解吸效果较差。 菱形井网要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两 个方向垂直布井 ，在 4 口井的中心位置，加密 1 口煤层气开发井，使相邻的 4 口井呈一菱形，主要 是针对矩形井网的一种补充或者完善形式。其优点 是排水时，井与井之间的压力降比较均匀。
收稿日期 : 2010-08-27 基金项目 : 国家科技重大专项课题 (2008ZX05062-03) 作者简介 : 史
[1] 2
关键环节。
1
煤层气井网布置的基本原则
煤层气井网布置取决于地质条件和开发要求两
个要素。煤层气地质条件不同，井网部署的特点就 不同。主要考虑的煤储层因素有裂缝发育特征和方 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；渗透率的空 间展布决定了布井的井距类型等因素。开发要求包 括很多方面，如开采年限、稳产时间、采收率、采 气速度、动用储量以及经济效益等。
· 21 ·
The well patterns of main CBM fields at home and abroad
渗透率 /mD 30~50 10~500 5~20 1~10 6~20 20-30 10~25 0.01~3 0.47
单井排水时，区域内的压降漏斗如图 1 所示， 区域内任意时刻某点的压力可以表示为
2 2.1
煤层气井网优化设计的内容及方法
井间干扰 煤层气开采需要进行区块整体排水降压， 而井间干扰 可以迅速降低地层压力[2]，从而使更多的气体解吸出来。
进(1983—)，男，山东淄博人，博士研究生，主要从事煤层气开发研究.
第6期
史
表1
Table 1
盆地 圣胡安 粉河 尤因塔 拉顿 黑勇士 阿尔伯塔 苏拉特 沁水 阜新 开采深度 /m 150~450 150~500 400~1370 150~1200 500~1200 200~800 200~800 250~1000 550~850
煤层的各向异性 煤层的裂缝系统分为面割理和端割理两种，面 割理连续分布，端割理分布不连续。面割理和端割 理的渗透率差别一般很大，有的煤层的面割理 (kmax) 与端割理 (kmin)的渗透率之比 (kmax: kmin)甚至大于 20。 煤层的各向异性对于煤层气的产量影响很大。为了 认识各向异性对于产气量的影响，计算了不同各向 异性程度 (kmax: kmin =1:1，2:1，3:1，4:1)下的产气量 (图 3)。由图 3 可以看出，在相同的井、排距下，煤 层的各向异性程度越高，产量越低。
煤层由基质微孔和割理两种结构组成，煤层气 主要以吸附方式存在于微孔之中，自由气的含量比 较少，煤层割理中主要是水。要使煤层气从煤中解 吸出来，需要先进行排水作业，以降低煤层压力， 但煤层的渗透率一般较低，所以采用压裂增产与井 网排采相结合的开采模式。煤层气井网的部署虽然 与常规天然气井网有许多共性，但由于两者赋存机 制的差异，又有不少差别。 目前，国外开发煤层气井网主要采用矩形井网 和菱形井网等，单井控制面积 0.09~0.64 km ，表 1 是国内外主要煤层气田开发井网情况 。从表 1 可 以看出，由于渗透率普遍较好，国外煤层气开发井 距较大，且对于煤层气开发的井网研究也较少；而 我国储层渗透率一般较低，且比国外要低几个数量 级。所以，研究井网中各种因素对煤层气产出的影 响并进行井网的优化设计，是我国煤层气开发中的
2.2
图1
Fig. 1
单井排采时形成的压力降落
Pressure drop caused by single well
图3
Fig. 3
各向异性程度对产量的影响
The effect to gas production under different permeability anisotropy
· 22 ·
[6]
用数值模拟方法对该区进行直井井网的优化设计。 模 拟 区 域 面 积 为 1 600 m × 1 600 m ， 利 用 ECLIPSE 双孔单渗的煤层气模型，以山西组的 3 号 煤层为主力产层，模拟所用的参数如下：煤储层压 力 5.79 MPa；含气量 12.13 m3/t；厚度 2.77 m；顶深 440 m；兰氏体积 20.70 m3/t；兰氏压力 2.27 MPa； 吸附时间 24 h；压裂裂缝平均半长为 100 m; 面割 理渗透率 2.8 mD; 端割理渗透率为 1.61 mD; 面割 理与端割理的渗透率比近似为 7:4; 割理密度为 120 条 /m；废弃压力设定为 0.5 MPa。 首先在 1 600 m×1 600 m 的区域内，对矩形和 菱形井网以最大井数进行布井，得出不同井网下井 数与最终采收率的关系 (图 4)。由图 4 可以看出：当 井数小于 20 口时，两种井网的效果相同 (因为井数 过少，井距就过大，井间基本不存在干扰 )，井网类 型对于采收率没有影响；当井数大于 20 口时，菱形 井网的效果普遍好于矩形井网的；当井数为 35 口 时，出现拐点，井数再增加，采收率增加的幅度却 在降低。所以，该 1 600 m×1 600 m 区域内的最佳 布井数为 35 口，即最佳井网密度为 14 口 /km2。据 此可以得出，单井控制面积为 73 052 m2。由于该区 面割理与端割理的渗透率比为 7:4， 根据各向异性的 要求可以算出， 当井距为 1.32:1 时， 即 310 m×235 m 开发效果最好，即该区块的理论最佳井距为 310 m× 235 m，实际生产中可采用 300 m×250 m 的井距生 产。研究区内面割理为近东西走向，端割理走向近 似垂直于面割理走向。所以，按照东西向井距 300 m， 南北向井距为 250 m 进行布井比较合适。
2.3
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
井网密度
井网密度是指当井间和层间干扰最大化，区域
2.7
井网优化设计方法
本文在建立模型时，首先，在区块内按照不同
内采收率达到最大时的最少井数 [5] 。井网密度涉及 气田开发指标和经济效益的评价，是煤层气气田开 发的重要参数，其大小与井型和井间距大小有关， 它取决于储层的性质以及煤层气开发的规模。井网 密度存在一个最佳井数值，超过这个数，井数再增 加，对采收率增长的贡献已经很小。计算最优井网 密度主要有单井合理控制储量法、单井产能法和数 值模拟法等。
进等 : 煤层气开发井网优化设计
国内外主要煤层气田开发井网情况
含气量 /m3·t -1 12.7~20 0.6~5 4~13 3~14 6~20 2~14 3~9 5~27 2.3~16.2 井距 /m 800×800 400×400~600×600 800×800 800×800 400×400~600×600 600×800 600×800 300×300~400×400 500×450 采收率 /% 65 70 50 55 50~60 55 50 54 /
P ( x, y, t ) Pi
Nw
图2
Fig. 2
多井排采时形成的压力降落
Pressure drop caused by multi-well

Pi Pwf rik ln r rk k 1 ln ik 。 rwf
(2)
式 (1)和式 (2)中 P(r,t)， P(x,y,t)为油藏任意点在 t 时 刻的压力，MPa；Pi 为泄流边缘处的压力；Pwf 为井 底流压；ri 为泄流半径， m；r 为任意点到井底的距 离， m； rik 为第 k 井 t 时刻的泄流半径， m； rk 为 t 时刻从 (x,y)点到第 k 井的距离， m。
P r , t Pi Pi Pwf ri ln ri r 。 ln rwf
(1)
多井排采时，当相邻井的泄流区域重叠，就会 形成叠加的压降漏斗，如图 2 所示。叠加的压降漏 斗可以使两井中间区域的压力很快降到临界解吸压 力以下，从而达到最终采收率的最大化。因此，煤 层气的布井关键是研究如何优化井网类型、井距和 井网密度，以达到使井间干扰最大化的目的 [3] 。存 在井间干扰时，任意点的压力可以用下式表示：
Optimization design of CBM well grid pattern
SHI Jin1, WU Xiaodong1, HAN Guoqing1, MAO Hui1, XIA Xiaodong2
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Seventh Oil Production Factory of Changqing Oilfield, Wuqi 717606, China) Abstract: The exploitation of CBM is different from conventional gas. The water in coal needs to be drained in CBM wells before the gas come out, so well grid pattern is usually used in CBM exploitation in order to get better effect of water drainage and depressurization, the arrangement of well pattern directly affects the success of CBM development and the level of ultimate recovery. This paper presents the optimization design principle of CBM well pattern and factors such as well interference, anisotropy, well spacing, well density and direction, then conducts optimization design of CBM well pattern aiming at an area in Ordos basin by numerical simulation software, thus providing reasonable basis for development program design of the area. Key words: CBM well pattern; optimization design; well interference; anisotropy; well density; well spacing