多分支井開采X煤田2區(qū)煤層氣數(shù)值模擬研究

王文升 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

王新海 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 （長江大學(xué)），湖北 荊州 434023）

馮毅，張海鋒，程寶慶，李建霖 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

多分支井開采X煤田2區(qū)煤層氣數(shù)值模擬研究

王文升 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

王新海 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 （長江大學(xué)），湖北 荊州 434023）

馮毅，張海鋒，程寶慶，李建霖 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

煤層氣的特殊性決定了開發(fā)方式不能等同于常規(guī)天然氣，20世紀(jì)90年代后期發(fā)展起來的多分支井技術(shù)，以其獨(dú)有的特點(diǎn)成為高效開發(fā)煤層資源的有效手段。研究選用CMG軟件中的GEM模擬器對(duì)多分支水平井開發(fā)煤層氣合理分支間距、煤層滲透率、煤層含氣量以及煤層厚度等參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響等進(jìn)行模擬預(yù)測。結(jié)果表明，多分支井分支間距是影響開采效果的關(guān)鍵因素，間距增加產(chǎn)氣量增加，增加幅度會(huì)逐漸變小，研究區(qū)合理分支間距為200m左右。煤層氣滲透率是產(chǎn)氣量的主控因素，與產(chǎn)氣峰值、累計(jì)產(chǎn)氣量都呈正相關(guān)關(guān)系。煤層含氣量及煤層厚度對(duì)產(chǎn)氣量均產(chǎn)生較大影響，都與單井產(chǎn)氣量成正比。不同井型進(jìn)行生產(chǎn)預(yù)測時(shí)，多分支井比U型井的采收率提高3.8%，在單井產(chǎn)量和生產(chǎn)時(shí)間上都表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢。

多分支井；煤層氣；數(shù)值模擬；X煤田2區(qū)

煤層氣是煤層在地質(zhì)歷史漫長的煤化作用過程中經(jīng)生物化學(xué)和熱解作用所生成的一種無污染、熱值很高的高品質(zhì)清潔新型能源，主要以吸附態(tài)賦存于煤層中，儲(chǔ)層特征及產(chǎn)出機(jī)理等均具有特殊性，是補(bǔ)充或者接替常規(guī)天然氣資源最有前景和最為現(xiàn)實(shí)的途徑之一［1］。

煤層氣的特殊性決定了其開發(fā)方式的與眾不同，美國最早根據(jù)這些特點(diǎn)研究出了適合煤層氣經(jīng)濟(jì)開發(fā)的鉆完井新技術(shù)［2］，我國煤層氣資源豐富，地質(zhì)資源量36.8×1012m3［3］，但對(duì)該領(lǐng)域的研究起步較晚，加之存在普遍的低壓、特低滲及氣飽和特性，因此，如何高效開發(fā)煤層氣成為重要課題，而近年來興起的多分支井技術(shù)逐步解決了這一難題。多分支水平井是20世紀(jì)90年代后期發(fā)展起來的一項(xiàng)新技術(shù)，具有增加有效供給范圍、提高導(dǎo)流能力、減少對(duì)煤層的傷害、單井產(chǎn)量高、經(jīng)濟(jì)效益好等特點(diǎn)，只有將多分支水平井與煤層特點(diǎn)有機(jī)結(jié)合起來［4］，才能作為高效開發(fā)低滲煤層氣資源的有效手段。

1 模型基本參數(shù)

以X煤田2區(qū)煤層地質(zhì)特征為研究背景，主要參數(shù)均選取X煤田煤層參數(shù)值，對(duì)煤層氣開采過程中采用多分支井進(jìn)行開發(fā)的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行論證。模型長1500m、寬1080m，最大吸附氣量21.2m3／t，地下煤層吸附量7～8m3／t，煤層密度1400kg／m3，裂隙孔隙度0.05%、滲透率0.9mD，基質(zhì)孔隙度0.05%、滲透率0.09mD，煤層原始?jí)毫?.5MPa，朗格繆爾壓力常數(shù)0.57MPa－1。參數(shù)選取的準(zhǔn)確與否直接關(guān)系到數(shù)值模擬的結(jié)果，因此在選取X煤田煤層地質(zhì)資料基準(zhǔn)值的基礎(chǔ)上，還參照了附近區(qū)塊的地質(zhì)參數(shù)。研究選用CMG軟件中的GEM模擬器進(jìn)行模擬。

2 多分支井?dāng)?shù)值模擬研究

多分支井是指在一個(gè)主水平井眼兩側(cè)再鉆出多個(gè)分支井眼作為泄氣通道。分支井筒能夠穿越更多的煤層裂縫系統(tǒng)，最大限度地溝通裂縫通道，增加泄氣面積和地層的滲透率，從而提高單井產(chǎn)量［5］。為了降低成本和滿足不同需要，有時(shí)在一個(gè)井場朝對(duì)稱的3或4個(gè)方向各布1組水平井眼，有時(shí)還利用上下2套分支井同時(shí)開發(fā)2層煤層。用該技術(shù)開發(fā)煤層氣可以大大減少常規(guī)鉆井井?dāng)?shù)，減少占地面積，減少地面管線費(fèi)用，從而提高綜合經(jīng)濟(jì)效益［6］。

2.1 分支間距研究

分支間距是影響多分支井開采效果的關(guān)鍵因素，在開采過程中，如果分支間距太小，控制泄流面積就小，產(chǎn)氣高峰值和累計(jì)產(chǎn)量相應(yīng)的就會(huì)較?。环粗?，分支間距如果太大，盡管控制面積變大，但是反而不利于分支間的相互影響，不能形成大面積同時(shí)排水降壓。因此，對(duì)于給定的煤層氣藏，存在一個(gè)比較合理的分支間距，既能保證較大的控制面積，又能保證分支間的互相影響，從而取得較好的開采效果。

圖1 不同分支間距開采效果對(duì)比圖

數(shù)值模擬結(jié)果如圖1、2所示，分支與主支相同的角度45°，主支長度相同，當(dāng)分支間距增加時(shí)，產(chǎn)氣速度不斷增加，但增幅變小，當(dāng)分支間距太小時(shí)，高峰期總產(chǎn)量明顯變小且產(chǎn)氣速度遞減快?？梢钥闯鲭S間距從100m增加到400m，累計(jì)產(chǎn)氣量增加，但間距超過200m時(shí)增幅變??；多分支井生產(chǎn)5a時(shí)，間距從400m降低至100m，分支間采出程度從19.4%提高到71.7%，200m的分支間距時(shí)分支間采出程度為49.2%。多分支井一般生產(chǎn)時(shí)間為5～7a，在生產(chǎn)時(shí)間限制的條件下，間距小于200m時(shí)采收率要達(dá)到50%，因此，研究區(qū)合理的分支間距為200m左右。

圖2 多分支井生產(chǎn)5年分支間采出程度對(duì)比圖

2.2 影響因素研究

煤層氣的產(chǎn)出是一個(gè)集解吸、擴(kuò)散和滲流等各種機(jī)理于一體的復(fù)雜過程，產(chǎn)能的變化特點(diǎn)受多方面因素的影響，最主要的就是地質(zhì)因素和開發(fā)技術(shù)因素。當(dāng)采用多分支井開采煤層氣時(shí)，在開發(fā)技術(shù)方面實(shí)現(xiàn)了大幅度提高煤層氣單井產(chǎn)量的目標(biāo)，為了使該項(xiàng)技術(shù)發(fā)揮最大的作用，需進(jìn)一步了解地質(zhì)因素對(duì)煤層氣產(chǎn)量的影響，提高煤層氣開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

2.2.1 煤層滲透率

煤層滲透率是產(chǎn)氣量的主要控制因素［7］。隨著裂縫滲透率的逐步增大，氣和水達(dá)到更好的流通，產(chǎn)水量隨之增大，井筒內(nèi)的排水降壓可以更快地傳播出去，壓力降傳播的煤層面積增大，使更多的煤層氣解吸出來，產(chǎn)氣量增加。

數(shù)值模擬結(jié)果如圖3所示，煤層滲透率和產(chǎn)氣峰值、累計(jì)產(chǎn)氣量都呈正相關(guān)關(guān)系，當(dāng)滲透率從0.5mD增加到2mD時(shí)，10a累計(jì)產(chǎn)氣量由1.8×107m3增加到2.79×107m3，產(chǎn)氣高峰時(shí)間從1a增加到3.2a，高峰期也相應(yīng)推遲。

2.2.2 煤層含氣量

圖3 不同滲透率條件下多分支井開采效果對(duì)比

含氣量對(duì)產(chǎn)氣量的影響很大。含氣量越大，單井日產(chǎn)氣越高，累計(jì)產(chǎn)氣量越大；含氣量太小的區(qū)域，產(chǎn)氣量達(dá)不到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，煤層氣開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效益。數(shù)值模擬結(jié)果如圖4所示，單井日產(chǎn)氣及累計(jì)產(chǎn)氣均隨著含氣量的增加而增加，每噸煤含氣量增加1m3，多分支井日產(chǎn)氣平均增加350m3。2.2.3 煤層厚度

圖4 不同含氣量條件下多分支井開采效果對(duì)比

煤層厚度對(duì)煤層氣井的產(chǎn)量具有較大的影響。當(dāng)煤層厚度增加時(shí)，煤層氣的產(chǎn)量相應(yīng)地有所增加，但是，相對(duì)而言，薄層煤層的產(chǎn)氣量提高的幅度更大［8，9］。

數(shù)值模擬結(jié)果見圖5，可以看出，產(chǎn)氣量對(duì)厚度的變化比較敏感。厚度越大，單井產(chǎn)氣量越高，累計(jì)產(chǎn)氣量越大。因此在開發(fā)布井時(shí)，煤層厚度越大越有利。厚度從2.23m增加到3.03m，10a累計(jì)產(chǎn)氣量可從1.8×107m3增加到2.4×107m3。

圖5 不同煤層厚度條件下多分支直井開采效果對(duì)比

3 生產(chǎn)預(yù)測

在以上地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，分別設(shè)計(jì)了多分支水平井和U型井的數(shù)值模擬模型，預(yù)測2種不同井型的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，對(duì)比生產(chǎn)效果。模型設(shè)計(jì)多分支井的分支總長度達(dá)為8260m，U型井長度為1300m，U型井井距為200m，預(yù)測時(shí)間10a。

模擬結(jié)果如表1所示，當(dāng)生產(chǎn)時(shí)間達(dá)到10a時(shí)，有效控制區(qū)域采收率可達(dá)56.3%，而U型井為52.5%，可見多分支井開采煤層氣相對(duì)U型井采收率更高，開發(fā)效果更優(yōu)。

表1 不同井型開發(fā)效果表

4 結(jié)論

1）分支間距是影響多分支井開采效果的關(guān)鍵因素，間距太小，控制泄流面積就小，分支間距太大，不利于分支間的相互影響，不能形成大面積同時(shí)排水降壓。因此，對(duì)于給定的煤層氣藏，存在一個(gè)比較合理的分支間距，既能保證較大的控制面積，又能保證分支間的互相影響，研究區(qū)分支間距合理值為200m左右。

2）煤層滲透率是產(chǎn)氣量的主控因素，和產(chǎn)氣峰值、累計(jì)產(chǎn)氣量都呈正相關(guān)關(guān)系。

3）煤層含氣量越大，單井日產(chǎn)氣量越高，累計(jì)產(chǎn)氣量越大。含氣量太小的區(qū)域，產(chǎn)氣量達(dá)不到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，煤層氣開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效益。

4）產(chǎn)氣量對(duì)煤層厚度的變化比較敏感，厚度越大，單井產(chǎn)氣量越高，累計(jì)產(chǎn)氣量越大。

5）生產(chǎn)時(shí)間達(dá)10a時(shí)，多分支井比U型井的采收率提高3.8%，其開發(fā)效果表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢。

［1］吳佩芳 .中國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的機(jī)遇和挑戰(zhàn) ［J］.斷塊油氣田，2002，9（2）：50～54.

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

［3］饒孟余，江舒華 .煤層氣井排采技術(shù)分析 ［J］.中國煤層氣，2010，7（1）：22～25.

［4］鮮保安，高德利，王一兵，等 .多分支水平井在煤層氣開發(fā)中的應(yīng)用機(jī)理分析 ［J］.煤田地質(zhì)與勘探，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］鮮保安，陳彩紅，王憲花，等.多分支水平井在煤層氣開發(fā)中的控制因素及增產(chǎn)機(jī)理分析 ［J］.中國煤層氣，2005，2（1）：14～17.

［編輯］ 黃鸝

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

WANG Wensheng，WANG Xinhai，F(xiàn)ENG 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

國家油氣重大專項(xiàng) （2011ZX05015，2011ZX05013）。

王文升 （1978-），男，2002年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)及管理工作。