趙欣，姜波，徐強，劉杰剛，趙岳，段飄飄（. 中國礦業(yè)大學資源與地球科學學院；. 中國煤炭地質(zhì)總局勘查研究總院）

煤層氣開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化部署

趙欣1, 2，姜波1，徐強1, 2，劉杰剛1，趙岳2，段飄飄1
（1. 中國礦業(yè)大學資源與地球科學學院；2. 中國煤炭地質(zhì)總局勘查研究總院）

摘要：以鄂爾多斯盆地東緣三區(qū)塊煤層氣為例，按照開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計、現(xiàn)場優(yōu)化部署和動態(tài)效果跟蹤3個階段一體化的整體思路和方法，對煤層氣開發(fā)井網(wǎng)進行優(yōu)化部署和動態(tài)調(diào)整。開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計以煤層構(gòu)造、埋深、厚度、頂?shù)装鍘r性、含氣量、滲透率和水文地質(zhì)條件等7個方面的地質(zhì)條件為依據(jù)，確定開采井網(wǎng)應為菱形井網(wǎng)，井型以叢式井為主，水平井為輔；井網(wǎng)方位是菱形長對角線為面割理方向，短對角線為端割理方向；高滲透區(qū)井距為300～350 m，低滲透區(qū)井距為350～400 m?，F(xiàn)場優(yōu)化部署要充分考慮地表、地下和鉆井工程條件3個因素，并遵循地上服從地下、工程服從地質(zhì)的基本要求。動態(tài)效果跟蹤階段，通過對區(qū)內(nèi)井間干擾和層間干擾現(xiàn)象的觀察，重新優(yōu)化部署24口生產(chǎn)井，調(diào)整36口生產(chǎn)井的開發(fā)層系，使得區(qū)塊井網(wǎng)設(shè)計更為合理。5 a的開發(fā)實踐證明，三區(qū)塊優(yōu)化部署后的井網(wǎng)和開發(fā)模式基本合理。圖2表5參31

關(guān)鍵詞：煤層氣開發(fā)；井網(wǎng)設(shè)計；井網(wǎng)優(yōu)化部署；生產(chǎn)動態(tài)跟蹤；井位調(diào)整；開發(fā)層系調(diào)整

0　引言

井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化部署是煤層氣田開發(fā)方案編制中的重要環(huán)節(jié)，其合理性不僅決定了單井日產(chǎn)量的大小，而且直接影響后期煤層氣田的總體開發(fā)效益[1-3]。目前，煤層氣井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化部署普遍采用定性分析或傳統(tǒng)經(jīng)驗，也有一些區(qū)塊利用已有地質(zhì)和工程資料，通過簡單數(shù)值模擬計算、經(jīng)濟論證等方法，計算不同井距條件下生產(chǎn)井的產(chǎn)氣效果、采氣速度等參數(shù)，得出開發(fā)區(qū)塊的井距[4-6]。這些方法僅適用于開發(fā)方案的設(shè)計，更多地關(guān)注理論分析與研究，但對現(xiàn)場實施過程中如何合理優(yōu)化井網(wǎng)、井距缺少系統(tǒng)研究。針對上述問題，本文以鄂爾多斯盆地東緣三區(qū)塊為例，系統(tǒng)探討煤層氣開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計、現(xiàn)場優(yōu)化部署、動態(tài)效果跟蹤3個不同階段井網(wǎng)設(shè)計與井位部署的影響因素及其優(yōu)化方法，以期合理開發(fā)煤層氣資源。

1　開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化部署的基本原則和目標

煤層氣開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化部署可分為開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計、現(xiàn)場優(yōu)化部署、動態(tài)效果跟蹤3個階段，其基本原則是：開發(fā)前期主要依據(jù)煤層氣地質(zhì)條件進行井網(wǎng)設(shè)計；現(xiàn)場實施過程中，考慮地表、地下和鉆井工程條件3個因素，并遵循地上服從地下、工程服從地質(zhì)的基本原則，進行具體井位的優(yōu)化部署；生產(chǎn)階段跟蹤煤層氣排采井井間干擾、層間干擾對產(chǎn)氣量的影響，據(jù)此調(diào)整后續(xù)井位部署，使區(qū)塊整體井網(wǎng)更加合理。最終目標是在系統(tǒng)研究煤層氣地質(zhì)條件的基礎(chǔ)上，利用現(xiàn)有技術(shù)條件，以提高單井產(chǎn)量和煤層氣采收率為宗旨，最大限度地降低開發(fā)成本，實現(xiàn)高效開發(fā)。

2　開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計

2.1煤層氣地質(zhì)條件

煤層氣地質(zhì)條件是開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計的首要依據(jù)，考慮的主要因素包括煤層構(gòu)造特征、埋深、厚度、頂?shù)装鍘r性、含氣量、滲透率和水文地質(zhì)條件等[7-12]。

2.1.1構(gòu)造

鄂爾多斯盆地東緣三區(qū)塊位于晉西撓褶帶北部（見圖1），煤層總體呈向西南傾斜的單斜構(gòu)造，區(qū)塊西部存在微構(gòu)造高點，地層傾角一般5°～10°?，F(xiàn)今主壓應力方向為北東向，煤層地應力約為14.9 MPa。煤層氣富集區(qū)多發(fā)育于盆地邊緣斜坡、微構(gòu)造高點或構(gòu)造翼部的寬緩部位，這些構(gòu)造部位煤層構(gòu)造應力易釋放，地應力降低，裂隙比較發(fā)育，連通性較好[13-16]。因此，在井網(wǎng)設(shè)計時，優(yōu)先選則區(qū)塊西部的微構(gòu)造高點進行排采試驗。另外，陷落柱、斷層會使氣體逸散而導致煤層氣含氣量大大降低，設(shè)計時應避開陷落柱、大斷層100～150 m（經(jīng)驗值）的距離。

2.1.2煤層埋深

區(qū)內(nèi)主要含煤地層為石炭-二疊系太原組和山西組，發(fā)育太原組13#煤層和山西組7#—8#煤層，埋深分別為70～1 260 m和46～1 170 m，層間距24～90 m。一般情況下，對于淺部煤層，若位于煤炭瓦斯風化帶，則煤層含氣量會大幅降低；對于深部煤層，雖然埋深增加，煤層溫度、壓力逐漸增大，上覆地層厚度封蓋性增強，封閉性變好，但由于深部煤儲層具有高溫高壓、低孔低滲等特征，使得煤層氣排水降壓解吸困難，氣井產(chǎn)能普遍較低。綜合考慮本區(qū)煤層埋深300 m以淺為煤炭瓦斯風化帶和深部煤層氣井產(chǎn)氣效果較差等因素，井網(wǎng)設(shè)計目的層為埋深300～1 000 m的煤層。

圖1　鄂爾多斯盆地三區(qū)塊位置圖

2.1.3煤層厚度

7#—8#和13#煤層在區(qū)內(nèi)橫向分布較為穩(wěn)定，7#—8#煤層厚度為1～14 m，13#煤層厚度為0.2～19.0 m。參照煤層氣資源儲量規(guī)范中要求的凈厚度下限值（0.5～0.8 m）[17]，本區(qū)井網(wǎng)設(shè)計選取7#—8#煤層厚度為1～14 m、13#煤層厚度為0.5～19.0 m區(qū)域進行井位部署。

2.1.4頂?shù)装鍘r性

7#—8#和13#煤層頂、底板巖性都以泥巖為主，厚度大、泥質(zhì)含量高、封隔性較好，對煤層氣保存較為有利。

2.1.5含氣量

煤層含氣量是確定煤層氣資源量、儲量及儲量豐度，分析煤層氣開發(fā)潛力和預測產(chǎn)氣能力的重要指標[18]。本區(qū)煤層為氣煤、肥煤，井網(wǎng)設(shè)計時含氣量的下限值參考煤層氣資源儲量規(guī)范中氣煤、肥煤的空氣干燥基含氣量下限值4 m3/t[17]，選取7#—8#煤層和13#煤層含氣量大于4 m3/t的地區(qū)進行部署。

2.1.6滲透率

兩套煤層滲透性較好，其中7#—8#煤層滲透率為（0.14～6.00）×10-3μm2，平均1.74×10-3μm2；13#煤層滲透率為（0.3～8.5）×10-3μm2，平均2.70×10-3μm2。結(jié)合本區(qū)煤層滲透性特征，將滲透率為（0.14～1.00）× 10-3μm2的區(qū)域稱為低滲透區(qū)，滲透率為（1.0～8.5）× 10-3μm2的區(qū)域稱為高滲透區(qū)。滲透率是煤層評價最為關(guān)鍵的參數(shù)之一，滲透率通過控制裂隙中煤層水和氣的流動能力影響煤層水和氣的產(chǎn)出速度，進而影響煤層氣井的產(chǎn)氣歷程。因此，井網(wǎng)設(shè)計時應優(yōu)選兩套煤層滲透性較好的高滲透區(qū)，并考慮煤層埋深對滲透性的影響[19]。

2.1.7水文地質(zhì)條件

地下水水動力和水層巖石物性是煤層氣重要的邊界條件[20]。該區(qū)區(qū)域水文地質(zhì)條件較為簡單，兩套煤層被上下隔水層隔開，構(gòu)成獨立含水系統(tǒng)。井網(wǎng)設(shè)計時盡量避開斷層、陷落柱等引起的水文條件復雜區(qū)域。

2.2井網(wǎng)設(shè)計的參數(shù)優(yōu)選

2.2.1井網(wǎng)樣式

選擇合理的井網(wǎng)樣式，可以大幅度提高煤層氣單井產(chǎn)氣量，降低開發(fā)成本。煤層氣排水采氣的開發(fā)特殊性決定了井網(wǎng)樣式與油藏工程井網(wǎng)布置方式截然不同。煤層氣井井網(wǎng)樣式通常有矩形井網(wǎng)、正方形井網(wǎng)和菱形井網(wǎng)等。矩形井網(wǎng)適用于煤層不同方向滲透性差異較小的地區(qū)；正方形井網(wǎng)屬于矩形井網(wǎng)的一種特殊形式；菱形井網(wǎng)適用于煤層不同方向滲透性差異較大的地區(qū)，要求沿主滲透方向和垂直于主滲透兩個方向垂直布井[5]。

考慮到本區(qū)煤層不同方向滲透性差異性較大，為了在后期排水降壓過程中井與井之間的壓降比較均勻，達到整體降壓的目的，選擇菱形井網(wǎng)。

2.2.2井型

目前，煤層氣開發(fā)主要采用直井、叢式井和水平井3種鉆井方式。

直井井眼剖面簡單，完鉆時間短，井筒管柱工藝簡單，但征地費用高、集輸管網(wǎng)建設(shè)工程量大，不適用于煤層氣的規(guī)模開發(fā)[7]。叢式井井口集中，占地面積小，便于提高鉆井速度、縮短鉆井周期，生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集和現(xiàn)場管理方便，節(jié)約采氣井口與集輸設(shè)備費用，但容易因井斜角過大出現(xiàn)管柱偏磨等問題。水平井可以最大限度地溝通裂縫通道、增大泄流面積、提高煤層導流能力、提高單井產(chǎn)量和采收率，井場占地面積較小，但鉆井工程費用高[5,21]。

根據(jù)區(qū)內(nèi)煤層地質(zhì)條件和地面、地下條件，選擇井型以叢式井為主，水平井為輔。

2.2.3井網(wǎng)方位

煤層氣在地面抽采時，需要經(jīng)過壓裂改造才能達到經(jīng)濟產(chǎn)量，煤層人工裂縫一般沿面割理方向延伸[5,22]。由于面割理方向為主滲透率方向，再加上人工裂縫的影響，在面割理方向壓力傳播速度快，而端割理方向受次滲透率控制，壓力傳播較慢[23]。因此，對于本區(qū)各向異性煤層，在井網(wǎng)設(shè)計時，菱形長對角線為面割理方向，短對角線為端割理方向。

2.2.4井距

井距大小決定煤層氣資源的動用程度，井位分布要求能夠充分、有效、均衡動用煤層氣資源。井距過大，井間壓力不能有效疊加，相當于單井排采；井距過小，雖然降壓效果好，但提高了開發(fā)成本。因此，井距過大和過小都會影響排采井的壓降效果和整體投資，最終影響區(qū)塊采收率和開發(fā)效益。

本區(qū)在井網(wǎng)設(shè)計時，采用了氣田開發(fā)方案設(shè)計中常用的經(jīng)驗類比法、單井合理控制儲量法、經(jīng)濟極限井距法、數(shù)值模擬法等4種方法進行井距計算[1,24-25]。

①經(jīng)驗類比法。經(jīng)驗類比法是根據(jù)勘探階段生產(chǎn)試驗井組采用的井距大小和試采效果，以所取得的經(jīng)驗指導區(qū)塊全面開發(fā)。2012年，在三區(qū)塊高滲透區(qū)共有17口生產(chǎn)井，井距分別為300 m、350 m和400 m（見表1）。采用300 m、350 m井距的生產(chǎn)井平均見套壓時間分別為37 d、65 d，達到氣井配產(chǎn)量的平均時間分別為527 d、376 d；采用400 m井距的生產(chǎn)井平均見套壓時間163 d，其中僅有1口生產(chǎn)井達到氣井配產(chǎn)量要求，且時間為679 d。

表1　三區(qū)塊排采井產(chǎn)氣特征與井距的關(guān)系

分析上述3種井距條件下的排采效果可知，采用300 m和350 m井距的生產(chǎn)井，具有見氣時間早、產(chǎn)氣效果好的特點，井距大小較為適合；采用400 m井距的生產(chǎn)井，出現(xiàn)了氣體解吸速度低、見套壓時間相對較長、氣井上產(chǎn)速度較慢的情況。因此，通過生產(chǎn)試驗階段得出的認識，高滲透區(qū)采用300～350 m的井距較為合適。

②單井合理控制儲量法。該方法主要考慮在高豐度區(qū)控制井距大小，使單井控制儲量不要偏大，造成資源浪費；在低豐度區(qū)單井控制儲量要高于經(jīng)濟極限儲量，降低投資風險。按照該方法計算出的結(jié)果見表2。

表2　三區(qū)塊煤層氣不同儲量豐度與井距大小的關(guān)系

三區(qū)塊煤層氣儲量分布不均，儲量豐度為（1.5～2.5）×108m3/km2，據(jù)此設(shè)計單井配產(chǎn)。

高滲透區(qū)：儲量豐度為（2.0～2.5）×108m3/km2，單井配產(chǎn)量2 400 m3/d，按穩(wěn)產(chǎn)期采出46%可采儲量、采收率為55%計算，單井控制儲量應為0.281×108m3，單井控制面積為0.112～0.137 km2，井距為335～370 m。

低滲透區(qū)：儲量豐度為（1.5～1.9）×108m3/km2，配產(chǎn)1 800 m3/d，按穩(wěn)產(chǎn)期采出40%可采儲量、采收率為50%計算，單井控制儲量應為0.267×108m3，單井控制面積為0.141～0.178 km2，井距為375～422 m。

③經(jīng)濟極限井距法。從經(jīng)濟角度，1口井的鉆井、壓裂、井場建設(shè)、輸氣管網(wǎng)、采氣成本等費用之和應小于或等于該井的累計采氣量與天然氣價格的乘積，即鉆井、壓裂、井場建設(shè)、輸氣管網(wǎng)和采氣操作成本的總投資應小于等于天然氣銷售額，才能保證盈虧平衡。因此，需要保證單井控制經(jīng)濟極限儲量，并將它作為合理井距的重要經(jīng)濟指標。

單井累計天然氣銷售額。1口井的鉆井和氣建總成本為310×104元，采氣操作成本18×104元/a，開采年限為17 a，總投資為616×104元，按1.2元/m3的氣價計算，累計采氣量至少在510×104m3以上才能達到總成本。

單井經(jīng)濟極限控制儲量。氣井累計經(jīng)濟極限采氣量為510×104m3，這樣對于高滲透區(qū)，煤層氣采收率為55%，單井極限控制儲量相應要小，為0.102×108m3；低滲透區(qū)采收率為50%，單井極限控制儲量為0.107×108m3。

經(jīng)濟極限井距。考慮本區(qū)資源豐度的變化，根據(jù)單井經(jīng)濟極限控制儲量，計算出經(jīng)濟極限井距為：高滲透區(qū)儲量豐度為（2.0～2.5）×108m3/km2，相應的極限井距為202～261 m；低滲透區(qū)儲量豐度為（1.5～1.9）×108m3/km2，相應的極限井距為276～327 m。

④數(shù)值模擬法。該方法是在考慮煤基質(zhì)收縮影響的情況下，結(jié)合本區(qū)具體的地質(zhì)條件及煤儲集層條件，研究不同井距對單井穩(wěn)產(chǎn)時間、累計產(chǎn)氣量、采收率等因素的影響，并在此基礎(chǔ)上進行井距優(yōu)選。

采用數(shù)值模擬軟件對本區(qū)煤層氣開采進行模擬。在高滲透區(qū)設(shè)計3種井距（300 m、350 m、400 m）進行運算，得出當井距為300 m時，生產(chǎn)井達到氣井配產(chǎn)量的時間早，前期日產(chǎn)氣量上升最快，后期產(chǎn)量最早開始下降；井距為350 m時，穩(wěn)定產(chǎn)氣時間可達9 a，平均日產(chǎn)氣量最大，累計產(chǎn)氣量最高，采收率最大；當井距為400 m時，生產(chǎn)井達到氣井配產(chǎn)量的時間最晚，前期日產(chǎn)氣量上升慢，穩(wěn)產(chǎn)時間短，平均日產(chǎn)氣量小，累計產(chǎn)氣量最低[26-27]。對比3種不同井距的模擬結(jié)果，認為350 m井距為最佳（見表3）。在低滲透區(qū)采用相似的模擬方法得出最佳井距為400 m。

表3　三區(qū)塊不同井距開發(fā)效果數(shù)值模擬結(jié)果

分析上述4種方法的計算結(jié)果，在高滲透區(qū)采用的合理井距應大于經(jīng)濟極限井距202～261 m，并考慮經(jīng)驗類比法得出的井距300～350 m、單井合理控制儲量法計算的井距335～370 m和數(shù)值模擬法計算的井距350 m，認為高滲透區(qū)設(shè)計井距在300～350 m較為合適。

同理，在低滲透區(qū)采用的合理井距應大于經(jīng)濟極限井距276～327 m，結(jié)合單井合理控制儲量法計算的井距375～422 m和數(shù)值模擬法計算的井距400 m，并考慮低滲透區(qū)煤層滲透率低、導流能力差、井距不宜過大和資源豐度低的特點，認為在低滲透區(qū)設(shè)計井距在350～400 m較為合適。

3　現(xiàn)場優(yōu)化部署

開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計的目的是為了合理、充分利用煤層氣資源，總體掌握區(qū)塊煤層氣開發(fā)規(guī)模、投資及開發(fā)效益。但在具體實施過程中，還需要考慮地表、地下和鉆井工程條件等因素，進行具體井位的優(yōu)化部署和調(diào)整。

①地表因素。在井位部署時，首先應利用大比例尺地形地質(zhì)圖對設(shè)計井位能否實施作出初步判斷，然后進行現(xiàn)場實地調(diào)查和調(diào)整優(yōu)化。要求在滿足地質(zhì)條件和設(shè)計井距的同時，井場位置應盡量選擇地形寬緩，遠離村莊、農(nóng)田、水源地等公共設(shè)施的區(qū)域。

②地下因素。煤層氣地面開采區(qū)域若存在煤礦礦井，需要統(tǒng)籌考慮煤層氣地面開采項目方案和煤礦開采計劃。在井位部署時，應離開煤礦巷道100～150 m的距離[24]，以確保煤層氣地面開采安全和煤礦井下安全。同時，還要考慮煤礦井下巷道、井下硐室等位置及風化帶對煤層含氣量的影響。

③鉆井工程條件因素。根據(jù)煤層氣叢式井的井型特點，為防止后期排采過程中管柱的偏磨，鉆井施工中應將最大井斜角控制在35°之內(nèi)[28]，造斜率應小于3°/30 m，并綜合考慮煤層埋深的空間變化及地面井場布局的合理性。

4　動態(tài)效果跟蹤

按照氣藏工程理論和方法，相關(guān)開發(fā)參數(shù)的合理確定及其動態(tài)跟蹤、適時調(diào)整都極為重要[2]。在進入煤層氣開發(fā)階段后，可以通過分析相鄰井排采同一煤層時出現(xiàn)的井間干擾或兩層合層排采時的層間干擾現(xiàn)象，結(jié)合井口排采工藝和采氣特征，調(diào)整井距大小或補充后續(xù)井位、優(yōu)化排采制度或開發(fā)層系，以提高整體開發(fā)效益。

4.1井間干擾現(xiàn)象的利用

煤層氣的開發(fā)需要形成一定規(guī)模的煤層氣井井群，在合理井距條件下，通過井間干擾形成大面積均衡降壓，取得較好的脫氣效果，才能較大幅度地提高煤層氣井的單井平均產(chǎn)氣量和總產(chǎn)氣量[29-30]。井網(wǎng)設(shè)計及優(yōu)化部署后最理想的狀態(tài)是使井與井之間既要形成一定干擾，又不能很快出現(xiàn)強烈干擾，達到一個合理的平衡點，以滿足單井生產(chǎn)年限和最終資源控制量要求。動態(tài)效果跟蹤即跟蹤觀測和充分利用井間干擾現(xiàn)象，研究和調(diào)整單井與井網(wǎng)的排采效果。

以三區(qū)塊高滲透區(qū)內(nèi)D23井為例說明井間干擾現(xiàn)象。在D23井投入生產(chǎn)前，周邊存在煤層氣地質(zhì)條件相近的D17、D18和D13等3口生產(chǎn)井（見圖2）。這3口生產(chǎn)井投產(chǎn)時，均通過3～4個月的抽排后開始產(chǎn)氣；當D23井投產(chǎn)時，起抽當天即見套壓并開始產(chǎn)氣。分析原因在于：雖然本區(qū)原始地層壓力高于煤層氣臨界解析壓力，但由于D17、D18和D13井長期的排水降壓，使D23井位置處的儲集層壓力在排采初期即小于煤層氣的臨界解吸壓力，由此出現(xiàn)了D23井起抽即產(chǎn)氣的現(xiàn)象，也說明D23井處于D17、D18和D13井形成的壓降漏斗之內(nèi)，即存在井間干擾現(xiàn)象。D23井及周邊生產(chǎn)井產(chǎn)氣量變化見表4。

圖2　三區(qū)塊某井組井位布置示意圖

表4　D23井及其周邊井的產(chǎn)氣量變化統(tǒng)計

根據(jù)實際生產(chǎn)資料分析井距大小與井間干擾強度的關(guān)系。D23井與D17、D18和D13井的井距見圖2。D23井投產(chǎn)30 d后，D17、D18和D13井的日產(chǎn)氣量較D23井投產(chǎn)前分別增加了525 m3，172 m3和67 m3，1年內(nèi)D17、D18和D13井的累計產(chǎn)氣量分別為89×104m3，77×104m3和35×104m3。這4口井的地質(zhì)條件相似，在D23井投產(chǎn)后，距其300 m的D17井日產(chǎn)氣增加量和年累計產(chǎn)氣量要大于距其335 m的D18井，而對D18井的影響大于距其365 m的D13井，這說明井間干擾的強度隨著井距的增大而減小。

D16井位于低滲透區(qū)，D16井投產(chǎn)30 d后仍未見氣，分析D16井及其周邊井的排采情況發(fā)現(xiàn)，低滲透區(qū)井間干擾現(xiàn)象不明顯（見表5），產(chǎn)氣量變化與井距大小關(guān)系不大。

表5　D16井及其周邊井的產(chǎn)氣量變化統(tǒng)計

利用上述認識對三區(qū)塊已投產(chǎn)780口井的生產(chǎn)情況進行跟蹤觀測，發(fā)現(xiàn)有192口井存在明顯的井間干擾現(xiàn)象，據(jù)此重新調(diào)整部署24口井，其中，8口井起抽即見到套壓，16口井排采1～2周后見到套壓，且很快進入產(chǎn)氣量上升階段，使得本區(qū)已開發(fā)井總體產(chǎn)氣效果更加良好。

4.2層間干擾的影響

煤層氣開發(fā)層系的劃分與組合主要依據(jù)煤層厚度、含氣量、飽和度、壓力、臨界解吸壓力和溫度等關(guān)鍵參數(shù)。對于合層開采的生產(chǎn)井，由于各煤層及其頂?shù)装逦镄蕴卣鞯牟町?，會導致層間干擾的出現(xiàn)，打破煤層氣藏儲量縱向動用平衡狀態(tài)，進而制約煤層氣井產(chǎn)量的上升[31]。

三區(qū)塊設(shè)計開發(fā)層系為7#—8#和13#煤層合層開采，通過跟蹤對比相似地質(zhì)條件下生產(chǎn)井見氣時間、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、井底壓力、套壓等參數(shù)特征，認為在高滲透區(qū)兩套煤層合層開采的產(chǎn)氣效果好于單套煤層的產(chǎn)氣效果，但低滲透區(qū)部分單獨排采7#—8#煤層的井產(chǎn)氣效果好于合層開采井，表現(xiàn)為原合層開采井調(diào)整開發(fā)層系單獨開采7#—8#煤層后，單井日產(chǎn)氣量顯著增長。其原因主要是兩套煤層屬于不同的壓力系統(tǒng)，合層開采不利于實現(xiàn)面積泄壓以達到快速解吸的目的。因此，重新調(diào)整區(qū)內(nèi)原合層開采7#—8#和13#煤層的36口井，單獨開采7#—8#煤層，調(diào)整后單井產(chǎn)氣效果明顯好轉(zhuǎn)，有效避免了層間干擾。

經(jīng)過近5 a的排采生產(chǎn)，三區(qū)塊目前排采2 a以上的井平均單井日產(chǎn)氣量大于2 000 m3，4口井日產(chǎn)氣量大于10 000 m3。

5　結(jié)論

煤層氣開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化部署包括開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計、現(xiàn)場優(yōu)化部署和動態(tài)效果跟蹤3個階段是一個系統(tǒng)工程。

開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計要以煤層氣地質(zhì)條件為依據(jù)，主要包括煤層構(gòu)造、埋深、厚度、頂?shù)装鍘r性、含氣量、滲透率和水文地質(zhì)條件等7個方面。鄂爾多斯盆地東緣三區(qū)塊煤層氣開發(fā)的合理井網(wǎng)應為菱形井網(wǎng)；井型以叢式井為主，水平井為輔；井網(wǎng)方位是菱形長對角線為面割理方向，短對角線為端割理方向；高滲透區(qū)井距為300～350 m，低滲透區(qū)井距為350～400 m。

現(xiàn)場優(yōu)化部署要充分考慮地表、地下和鉆井工程條件3個因素，并遵循地上服從地下、工程服從地質(zhì)的基本要求。

動態(tài)效果跟蹤階段要依據(jù)排采過程中的生產(chǎn)動態(tài)變化不斷調(diào)整后續(xù)井位，使整體井網(wǎng)更加合理。本區(qū)存在井間干擾現(xiàn)象，高滲透區(qū)干擾強度隨井距不同而變化，利用井間干擾現(xiàn)象優(yōu)化調(diào)整部署24口開發(fā)井；通過開發(fā)層系的調(diào)整有效避免了36口井的層間干擾問題。

通過開發(fā)前期井網(wǎng)設(shè)計、現(xiàn)場優(yōu)化部署和動態(tài)效果跟蹤3個階段的綜合研究，使區(qū)塊井網(wǎng)設(shè)計與現(xiàn)場優(yōu)化部署整體更為合理，單井產(chǎn)量和產(chǎn)氣效果不斷提高，取得了顯著效果。

致謝：文章編寫過程中得到了加拿大阿爾格瑪大學徐紹春教授的幫助，在些表示衷心感謝。

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聯(lián)系作者：姜波（1957-），男，安徽宿州人，博士，中國礦業(yè)大學教授，主要從事構(gòu)造地質(zhì)和能源地質(zhì)等領(lǐng)域的研究工作。地址：江蘇省徐州市大學路1號，中國礦業(yè)大學資源與地球科學學院，郵政編碼：221116。E-mail：jiangbo@cumt.edu.cn

（編輯郭海莉）

Well pattern design and deployment for coalbed methane development

ZHAO Xin1,2, JIANG Bo1, XU Qiang1,2, LIU Jiegang1, ZHAO Yue2, DUAN Piaopiao1
(1. School of Resources and Geoscience, China University of Mining & Technology, Xuzhou 221116, China; 2. General Prospecting Institute, China National Administration of Coal Geology, Beijing 100039, China)

Abstract:Based on the coalbed methane development of block III in the eastern edge of the Ordos Basin, the well pattern was optimized and dynamically adjusted, according to a system engineering including three stages: well pattern pre-development design stage, well site optimization stage and dynamic tracking stage. The geological basis for well deployment of coalbed methane was proposed and the parameters of well pattern design were optimized during the well pattern pre-development design stage. The geological conditions have been explored from several aspects which include coal bed structure, buried depth, coal seam thickness, roof and floor lithology, gas content, permeability and hydrological condition. The favorable production well pattern was the rhombus pattern. The cluster well was chosen as the main well type and then horizontal well. For the local anisotropy coal seam, rhombus long diagonal was in the direction of face cleats and short diagonal was in the direction of butt cleats. The well spacing was 300-350 m in high permeability zones and 350-400 m in low permeability zones. It is necessary to consider those factors, such as surface, subsurface and drilling conditions, to optimize the well locations during the well site optimization stage and to follow the basic requirements of “surface following subsurface, engineering following geology”. After having observed the well interference and interlayer interference phenomenon during the dynamic tracking stage, twenty-four production wells have been relocated and the producing layers for thirty-six production wells have been changed. Then the well pattern design was more reasonable in this block. It is confirmed that the posterior well pattern design and development mode are more reasonable after the optimal deployment in the block III during this five years.

Key words:coal-bed methane development; well pattern design; well pattern optimal deployment; production dynamic tracking; well relocation; producing layer adjustment

基金項目：國家科技重大專項“煤層氣儲層工程及動態(tài)評價技術(shù)”（2011ZX05034）

中圖分類號：TE375

文獻標識碼：A

文章編號：1000-0747(2016)01-0084-07

DOI:10.11698/PED.2016.01.10

第一作者簡介：趙欣（1986-），女，陜西西安人，現(xiàn)為中國礦業(yè)大學博士研究生，主要從事煤層氣勘探開發(fā)研究與管理工作。地址：北京市豐臺區(qū)靛廠路299號，中國煤炭地質(zhì)總局勘查研究總院，郵政編碼：100039。E-mail: zx20091020@163.com

收稿日期：2015-03-03修回日期：2015-12-03