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

王新海 （油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室 （長江大學），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分公司，天津 300452）

多分支井開采X煤田2區(qū)煤層氣數值模擬研究

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

王新海 （油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室 （長江大學），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90年代后期發(fā)展起來的多分支井技術，以其獨有的特點成為高效開發(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對開發(fā)效果的影響等進行模擬預測。結果表明，多分支井分支間距是影響開采效果的關鍵因素，間距增加產氣量增加，增加幅度會逐漸變小，研究區(qū)合理分支間距為200m左右。煤層氣滲透率是產氣量的主控因素，與產氣峰值、累計產氣量都呈正相關關系。煤層含氣量及煤層厚度對產氣量均產生較大影響，都與單井產氣量成正比。不同井型進行生產預測時，多分支井比U型井的采收率提高3.8%，在單井產量和生產時間上都表現出明顯的優(yōu)勢。

多分支井；煤層氣；數值模擬；X煤田2區(qū)

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

煤層氣的特殊性決定了其開發(fā)方式的與眾不同，美國最早根據這些特點研究出了適合煤層氣經濟開發(fā)的鉆完井新技術［2］，我國煤層氣資源豐富，地質資源量36.8×1012m3［3］，但對該領域的研究起步較晚，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逐步解決了這一難題。多分支水平井是20世紀90年代后期發(fā)展起來的一項新技術，具有增加有效供給范圍、提高導流能力、減少對煤層的傷害、單井產量高、經濟效益好等特點，只有將多分支水平井與煤層特點有機結合起來［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

以X煤田2區(qū)煤層地質特征為研究背景，主要參數均選取X煤田煤層參數值，對煤層氣開采過程中采用多分支井進行開發(fā)的關鍵參數進行論證。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，基質孔隙度0.05%、滲透率0.09mD，煤層原始壓力2.5MPa，朗格繆爾壓力常數0.57MPa－1。參數選取的準確與否直接關系到數值模擬的結果，因此在選取X煤田煤層地質資料基準值的基礎上，還參照了附近區(qū)塊的地質參數。研究選用CMG軟件中的GEM模擬器進行模擬。

2 多分支井數值模擬研究

多分支井是指在一個主水平井眼兩側再鉆出多個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，從而提高單井產量［5］。為了降低成本和滿足不同需要，有時在一個井場朝對稱的3或4個方向各布1組水平井眼，有時還利用上下2套分支井同時開發(fā)2層煤層。用該技術開發(fā)煤層氣可以大大減少常規(guī)鉆井井數，減少占地面積，減少地面管線費用，從而提高綜合經濟效益［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，產氣高峰值和累計產量相應的就會較??；反之，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排水降壓。因此，對于給定的煤層氣藏，存在一個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比圖

數值模擬結果如圖1、2所示，分支與主支相同的角度45°，主支長度相同，當分支間距增加時，產氣速度不斷增加，但增幅變小，當分支間距太小時，高峰期總產量明顯變小且產氣速度遞減快。可以看出隨間距從100m增加到400m，累計產氣量增加，但間距超過200m時增幅變?。欢喾种Ьa5a時，間距從400m降低至100m，分支間采出程度從19.4%提高到71.7%，200m的分支間距時分支間采出程度為49.2%。多分支井一般生產時間為5～7a，在生產時間限制的條件下，間距小于200m時采收率要達到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5年分支間采出程度對比圖

2.2 影響因素研究

煤層氣的產出是一個集解吸、擴散和滲流等各種機理于一體的復雜過程，產能的變化特點受多方面因素的影響，最主要的就是地質因素和開發(fā)技術因素。當采用多分支井開采煤層氣時，在開發(fā)技術方面實現了大幅度提高煤層氣單井產量的目標，為了使該項技術發(fā)揮最大的作用，需進一步了解地質因素對煤層氣產量的影響，提高煤層氣開發(fā)的經濟效益。

2.2.1 煤層滲透率

煤層滲透率是產氣量的主要控制因素［7］。隨著裂縫滲透率的逐步增大，氣和水達到更好的流通，產水量隨之增大，井筒內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，產氣量增加。

數值模擬結果如圖3所示，煤層滲透率和產氣峰值、累計產氣量都呈正相關關系，當滲透率從0.5mD增加到2mD時，10a累計產氣量由1.8×107m3增加到2.79×107m3，產氣高峰時間從1a增加到3.2a，高峰期也相應推遲。

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比

含氣量對產氣量的影響很大。含氣量越大，單井日產氣越高，累計產氣量越大；含氣量太小的區(qū)域，產氣量達不到經濟極限產量，煤層氣開發(fā)沒有經濟效益。數值模擬結果如圖4所示，單井日產氣及累計產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比

煤層厚度對煤層氣井的產量具有較大的影響。當煤層厚度增加時，煤層氣的產量相應地有所增加，但是，相對而言，薄層煤層的產氣量提高的幅度更大［8，9］。

數值模擬結果見圖5，可以看出，產氣量對厚度的變化比較敏感。厚度越大，單井產氣量越高，累計產氣量越大。因此在開發(fā)布井時，煤層厚度越大越有利。厚度從2.23m增加到3.03m，10a累計產氣量可從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比

3 生產預測

在以上地質模型的基礎上，分別設計了多分支水平井和U型井的數值模擬模型，預測2種不同井型的生產動態(tài)，對比生產效果。模型設計多分支井的分支總長度達為8260m，U型井長度為1300m，U型井井距為200m，預測時間10a。

模擬結果如表1所示，當生產時間達到10a時，有效控制區(qū)域采收率可達56.3%，而U型井為52.5%，可見多分支井開采煤層氣相對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 結論

1）分支間距是影響多分支井開采效果的關鍵因素，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排水降壓。因此，對于給定的煤層氣藏，存在一個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）煤層滲透率是產氣量的主控因素，和產氣峰值、累計產氣量都呈正相關關系。

3）煤層含氣量越大，單井日產氣量越高，累計產氣量越大。含氣量太小的區(qū)域，產氣量達不到經濟極限產量，煤層氣開發(fā)沒有經濟效益。

4）產氣量對煤層厚度的變化比較敏感，厚度越大，單井產氣量越高，累計產氣量越大。

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

［1］吳佩芳 .中國煤層氣產業(yè)發(fā)展面臨的機遇和挑戰(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)中的應用機理分析 ［J］.煤田地質與勘探，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機理分析 ［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，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

國家油氣重大專項 （2011ZX05015，2011ZX05013）。

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