沁南地区煤层气井网部署技术
沁南地区煤层气井网部署技术
沁南地区煤层气井网部署技术
丁宏
【期刊名称】《中国资源综合利用》
【年(卷),期】2013(31)7
【摘要】以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井网部署的原则和要素。
通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方案。
研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能，根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。
【总页数】4页(P54-57)
【作者】丁宏
【作者单位】江苏煤炭地质勘探四队，南京 210046
【正文语种】中文
【中图分类】TD82
【相关文献】
1.沁南地区煤层气开发产出水对环境的影响分析
2.沁南地区Ⅹ区块煤层气开发技术对策研究
3.沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术
4.沁南地区煤层气储层特
征及敏感性评价5.沁南地区寺河矿区煤层气地质条件分析
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沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术
沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术
耿学礼;郑晓斌;苏延辉;敬倩;史斌;李建
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2023(51)1
【摘要】针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。
通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。
室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。
沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。
研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。
【总页数】6页(P34-39)
【作者】耿学礼;郑晓斌;苏延辉;敬倩;史斌;李建
【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE254.6
【相关文献】
1.沁南盆地羽状水平井煤层气开发区域的优选
2.沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究
3.沁南煤层气田单支水平井钻完井工艺优化
4.沁平12-11-3 H煤层气六分支水平井绒囊钻井液技术
5.沁南煤层气某区块水平井管控技术应用
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沁南煤层气参数井钻井工艺
２０ ０７年第 ５期
探矿 工程 （ 岩土钻 掘 工程 ）
４ ３
沁南煤层气参数井钻井工 艺
吴小建
（ 山西 煤 炭 地 质 １４勘 查 院 ， １ 山西 长 治 ０ ６ １ ） ４ ０ １
摘
要： 结合 工程实例 ， 对沁南煤层气参数 井成 井 目的 、 术要求 和施工 过程进行 了详细论 述 ， 技 特别对 于钻进过 程
作 ，Ｊ ｌ两省长治市城西北路 ４ Ｉ ｌ ９号 ，ｘ６０ １ ＠１３ ｃｉ。 ｗ ｊ９ ９９ ６ ． ｏ ｎ
维普资讯
探矿 工程 （ 岩土 钻掘 工程 ） （） ７ 为保 证 煤 心 气 体 不 溢 散 ， 求 煤 心 上 提 时 要
程， 主要获取 目标 煤 层 （ ３号 煤 层 ） 的储 层 参 数 ， 包 括： 煤层 埋 深 、 度 、 岩及煤 质 特征 、 厚 煤 割理 及裂 隙发
煤底板下 ４ Ｉ ５Ｉ石炭系上统太原组 ， Ｔ 具体地质情况如
表 １所示 。
表 ｌ 沁 水 盆 地 古 城 区 地 质 概 况
（） ４ 交井 资料 以完钻 电测连续测斜 资料为准，
沁水 盆地位 于太 行 隆起 以西 ， 汾渭 地堑 以东 ， 北 以盂 县隆起 为界 ， 到 中 条 山隆 起 。 盆地 为一 大 型 南 复式 向斜 ， 南北 两 端 宽 阔 ， 中部 狭 小 ， 造 简单 。含 构
煤 面积 为 ３ ４ ． ５万 ｋ 煤 层 气 资源 量 为 ６ ８ ｍ， ． ５×１ ０ ｍ。 主要煤 层有 ３号 、 和 １ ９号 ５号煤 ， 煤层 气含 量普 遍 较 高 ， 般 为 ８— ６ ｍ ／。 一 ２ ｔ
２ 钻 井质量 要求 （） １ 井底 最大 位移 ≯２ ０ ｍ；
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【摘要】煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分,合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量,降低开发成本.针对这一问题,以沁水盆地沁南东区块为依托,系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态,提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法.研究结果表明,研究区山西组3号煤层厚度4～6m,平均5.61 m,煤层埋藏深度在417.93～1 527.49 m.煤层含气量2.87～24.63 m3/t,平均为13.78 m3/t,且随着煤层埋藏深度的增加,煤层含气量按对数函数规律增高.煤层渗透率较低,试井渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2,平均为0.06×10-15 m2,且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低.根据研究区煤储层条件,对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算,并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数,确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距,500 m以浅的区域为350m×300m,在500～1 000 m的区域为300 m×250 m,在1 000 m以深的区域为250 m×250 m,实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整,这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考.【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2018(043)009【总页数】9页(P2525-2533)【关键词】沁南东区块;产能模拟;经济评价;井间距;优化【作者】孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【作者单位】中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】P618.11煤层气井单井产能低、生产周期长，要达到经济开发要求和提高采收率，井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分，也是开发工程中的关键环节，合理的井网布置对于有效提高煤储层压降速率、解吸速率、增加解吸量，大幅度地提高煤层气井产量，降低开发成本都具有十分重要的意义[1-4]。
煤层气田的井网优化设计研究
煤层气田的井网优化设计研究1. 引言煤层气田是一种重要的天然气资源，其优势在于广泛分布、储量丰富以及相对低的温室气体排放量。
然而，煤层气开采面临许多挑战，例如气井开采效率低、孔隙流动、水平井与垂直井布置等。
因此，煤层气田的井网优化设计成为开发该资源的关键问题之一。
本文旨在探讨煤层气田井网优化设计的研究进展及关键问题。
2. 井网布置井网布置是煤层气田井网优化设计的重要环节之一。
传统的布置方式是均匀分布的正方形网格，然而在实际应用中，这种布置方式存在一些缺陷。
研究表明，不同地质构造条件下的井网布置应采用不同的策略，如高频率的井网布置在目标煤层井网优化中表现出更好的效果。
3. 孔隙流动性分析煤层气田的孔隙流动性分析是井网优化设计的重要前提。
孔隙流动性取决于煤层孔隙结构和天然气气体的相互作用。
因此，了解煤层气体的渗流特性对井网布置具有重要意义。
研究表明，通过综合考虑产煤地层孔隙结构特征、渗流规律和实际开井压力等因素，可以确定合理的井网设计参数。
4. 井间干扰与优化在煤层气田开发中，井间干扰是一个不可忽视的问题。
井间干扰会导致产能下降、生产周期延长等不利影响，因此需要通过优化井网布置来减少井间干扰。
研究表明，合理的井网布置及开采策略可以有效减少井间干扰，提高煤层气田的开采效率。
5. 气藏数值模拟与优化气藏数值模拟是煤层气田井网优化设计的重要手段。
通过建立合理的数值模型，可以评估不同井网布置下的产能、生产周期等指标。
研究表明，优化井网布置的数值模拟可以为决策者提供科学依据，明确合理的开采方案，以提高煤层气田的开发效益。
6. 气井阶段性生产与优化煤层气田的井网优化设计还应考虑气井的阶段性生产策略。
传统的生产策略是连续或稳定生产，然而煤层气田的气井在不同阶段有不同的生产能力。
研究表明，采用阶段性生产策略可以提高煤层气田的开采利用率，降低浪费。
7. 结论煤层气田的井网优化设计是开发煤层气资源的重要环节之一。
在井网布置、孔隙流动性分析、井间干扰与优化、气藏数值模拟与优化以及气井阶段性生产与优化等方面，都需要进行深入研究。
浅析山西沁南煤层气井钻井技术
１５为优 良 ，．。～ ． ｏ ．ｏ １５ ２ ０ 为合 格 ，．。～ ． 。 ２０ ２ ５ 为基
２ ３ 煤层钻 进 ．
本合格 ， 超过 ２５ 为不合格 ； 深 ≥５０ｍ井斜 ，。 ．。 井 ０ ０ ２ ０为优 良 ，．。～ ． 。 ．。 ２０ ２ ５ 为合 格 ，．。～ ． 。 ２５ ３ ０ 为基
以作 为 民用 燃料 ， 于发 电和汽 车燃 料 ， 用 同时 是化工 产 品的 上等 原料 ， 有很 高 的经 济价 值 。 具 煤 层 气 开发 利 用方 式 ： 层 气 的开 采 一 般有 地 煤 面钻 井开 采 和井 下瓦 斯抽 放 系统抽 出。
山西 沁 南煤 层 气 田的 开发 ： 煤 层 气 田开发 已 该 经 初具 规模 ， 中联 煤 层 气 有 限 公 司 开 发 的煤 层 气 井 日产 气量平 均 在 ２０ ０ ｒ ０ 以上 ， ｎ 主要 用作 化工 及工
煤层 气井钻井的基本要求 ： ①采用平衡或欠平
衡钻井 ； ②使 用 无 固相 （ 低 固 相 ） 井 液 ， 少 钻 或 钻 减
井液侵入 ； ③取芯钻进时尽可能保持煤芯原始结构 ， 缩短煤层 （ ） 芯 暴露 时间， 保持小 的应力 变化 ； 固 ④
井时采用低密度 、 低上返的水泥浆 ； ⑤为保证套管安 装、 固井 和井 下煤 炭开 采 ， 井斜 及井 底位 移 应符 合规
质 构成 ， 层 既是 烃源 岩 ， 是储 集层 。煤储 层 含气 煤 又 性 和储 集 性受 到 煤储 层 本 身 的 物质 组 成 特 征 、 理 物
煤层气成 因主要 成份及危 害： 煤层气藏是介于 固体 藏与液 体 藏之 间 的一种 特 殊类 型压 力 一吸 附矿
藏， 由若 干 相近 的含 气 层 构 成 。煤 层 气 是 一 种 以 吸
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【摘要】针对煤层气生产中提高单井产能的需要,提出采用U型水平井进行开发的技术思路,并依据构造简单、煤层厚度大、含气量高、煤体结构完整、水文地质条件简单等标准对U型水平井的部署区域进行了区块优选.对影响该区域U型水平井部署的水平段距离、水平段长度和水平段位置进行了优化研究.结果表明:U型井水平段间距过小,会造成控制地质储量偏小,影响稳产期长短和后期的产气潜力;井距过大,虽然控制储量会相对变大,但是很难形成井间干扰,难以达到面积降压的目的,累产气量也并未增加;从15 a的累产气量来看,最优井距为300 m;最优间距的大小受煤储层割理渗透率的影响明显,随着渗透率增大,最优间距增大;水平段位于煤层中部时日产气量和累产气量较高,推荐水平段位于煤层中部.【期刊名称】《洁净煤技术》【年(卷),期】2014(020)003【总页数】4页(P103-105,108)【关键词】煤层气;U型井;水平井;数值模拟;优化设计【作者】房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【作者单位】中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE122.14;TD8490 引言中国煤储层的渗透率普遍偏低，造成煤层气井产能比较低[1－4]。
目前中高阶煤层气开发采用的主要技术为直井水力压裂、多分支井等[5－8]，但由于中高阶煤层气富集地区地形条件复杂，多以山地、沟壑为主，地表高差大，水力压裂施工难度大，且煤岩机械强度低，分支水平井在排采过程中随着储层压力的降低，主支及分支井眼周围煤层易发生破碎、垮塌，部分直井、多分支井单井产气效果差，有的产气量一直很低，有的前期产量高、后期递减严重且无法恢复。
沁水盆地南部煤层气问题井原因分析及技术探讨
煤层气开发井网部署与优化方法
要探讨 的是垂直井的井网优化技术。
作者简 介
相对较大 ，这是由于该盆地煤储层渗透率较高，泄
杨 秀春 ，女 ，地质工程师 ，中国矿业大学 （ 北京 ）博士研究生 ，主要从事煤层气勘探开发领域的研究工作。
煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重
要 组成 部 分 ，也 是 开 发 工程 中 的关 键 环 节 ，科 学 、 合 理 的井 网部署 可 以不 仅保 障煤 层气 开发 的顺 利 实
１ 国 内外 煤 层 气 开 发 井 网
根 据 国 内外煤层 气 开发 过程 中井 网 的特点 ，煤 层 气井 网系统 主要 采用 矩形 、菱 形等 ，单井 控制 面
Ａｂｓｒ ｃ ： ＣＢＭ ｌ ｐ ｔｅ ｐ ｉ ｚ ｔｏ ｓｔ ｅ ｋ ｙ ｉｓ ｅｆｒＣＢＭ ｅ ｅｏ ｍｅ ｔ ｒ ｐ ｒｗｅｌｐ ｔ ｒ ａ ａ ｅ ｔａ ｔ ｗｅｌ ａｔｒ ｏ ｔ ｎ ｍｉａｉｎ ｉ ｅ ｓｕ ｏ ｈ ｄ ｖ ｌｐ ｎ ．Ｐ ｏ ｅ ｌ ａ ｔｎ Ｃ ｈ ｖ ｅ ｎ
积 在 ００ ．９～０ ６ ｋ ２ 间 ，如 表 １ 示 。 国 内外 主 ．４ ｍ 之 所
施 ，而且可以有效利用煤层气资源 ，提高煤层气采 收率 与经济 效 益 。 我 国地 面煤层气开发的主要井型仍以垂直井为 主，垂直井开发在前期 的勘探开发实践中取得了一 定 的成功 ，目 已成为沁南地 区煤层气规模化商业 前 开发的主体技术 。潘河示范工程一期 的生产试验证
ｖｄ ｓ ｔ ｅｐｒ ｃｐ ｅ ｄ ｍｅ ｏ ｓ，ｏ ｌ ｐ ｔｅ ｐ ｉ ｚ ｔ ｎ，ｌｓｓｅ ａ ｌｓｔ ａｃ ｌｔ ｌ ｓ ａ ｉｇ，ｏ ｅ ｉｅ ｉ ｉｌｓａ ｔ ｄ ｈ ｎ ｎ ｈ ｆｗｅ ｔｒ ｏ ｔ ａ ｎ ｍｉａｉ ｏ ｉｔ ｘ ｍｐ ｅ ｏ ｃ ｌｕ ａｅｗｅ ｐ ｃｎ ｎｔ ｈ ｂ ｓｓ ｏ ｈ ｎ ｉＢｌｃ ａ ｉ ｆＳ ａ ｘ ｏ ｋ，ｇｖ ｐ ｉ ｚ ｔ ｎ ｄ ｓｇ ｏ ｇ ｉ ｅ ＣＢＭ ｅ ｅｏ ｍｅ ｔ ｉｅ ｏ ｔ ａ ｉ ｅ ｉｎ ｔ ｕ ｄ ｓ ｉ ｍ ｏ ｄ ｖ ｌｐ ｎ ． Ｋｅ ｗｏ ｄ ｙ ｒ ｓ： ＣＢＭ ｅ ｅｏ ｍｅ ；ｗｅ ａｔ ｒ ｄ ｖ ｌｐ ｎｔ ｌ ｐ ｔ ｎ；ｗｅ ａ ｔｒ ｐｉ ｚ ｔ ｎ；ｗｅ ｐ ｃｎ ｅ ｌ ｐｔ ｎ ｏ ｔ ａ ｉ ｅ ｍｉ ｏ ｌ ｓ ａ ｉｇ
沁南潘河区块15号煤煤层气高效开发技术
第17卷第1期 2020 _ 2 月中国煤层气CHINA COALBED METHANEVol. 17 N o. 1February7.2020沁南潘河区块15号煤煤层气高效开发技术刘一楠侯岩波胡秋萍(中联煤层气有限责任公司，北京100016)摘要：本文在系统分析制约丨5号煤开发关键地质问题的基础上，总结了第一批15号煤12 口试验井产气效果未达到预期的主要原因，针对性提出了 15号煤煤层气开高效开发技术。
研究结 果表明，影响15号煤层开发的主要地质条件为15号煤层顶底板灰岩稳定发育且局部高含水，同时，局部高含H2S，制约15号煤开发先期开采效果的主要原因为开发工艺技术与地质条件不匹 配，在此基础上提出了以L型水平井为主要开发井型，采取开发有利区优选、井型井网优化、批钻项目管理、储层保护、螺杆泵配套地面回注水排采工艺技术等技术策略进行15号煤单采试 验。
现场应用结果表明，采取调整后开发策略技术应用效果较好，试验井稳产阶段单井产量最高 达到32000m_V d、平均单井产量10000mVdt l关键词：沁南潘河区块15号煤地质问题开发技术Efficient CBM Development Technology of NO. 15 CoalSeam in Qinnan Panhe BlockLIU Yinan,HOU Yanbo,HU Qiuping(China United Coalbed M ethane Corporation Ltd. ,Beijing 100016)Abstract ：Based o n the system atic analysis of th e key geological problem s restricting th e developm ent of No. 15 Coal Seam,this paper sum m arizes the m ain reasons why th e gas production effect of thel2 test wells in N o. 15 Coal Seam is n o t up to expectations,and puts forw ard th e efficient CBM developm ent technology fo r N o. 15 Coal Seam.The research resu lts show th at th e m ain geological conditions affecting th e developm e n t of No. 15 Coal Seam are th e stable developm ent of th e roof and floor lim estone w ith partial high conte n t of water and H2S.The m ain reason restricting th e early developm ent effect of No. 15Coal Seam is th a t th e developm ent technology cannot m atch the geological conditions.O n th is basis,th e paper puts forw ard th e L-type horizontal well as the m ain developm ent well type,and adopts th e technology of optim izing the w ell type w ell network,batch drilling project managem ent,reservoir protection，and th e technology of screw pum p m atching surface w ater injection drainage technology and so on.The results of field application sh o w th a t th e application effect of th e adjusted developm ent strategy is good,th e single well ou tp u t of th e te st w ell is up to32000m3/d in th e stable production stage,and th e average single well o u tp u t is 10000m3/d. Keywords：Qinnan；Panhe Block；N o. 15 Coal Seam；geological issues；developm ent technology作者简介刘一楠，男，从事煤层气勘探开发T.作10中国煤层气第1期沁水盆地南部潘河煤层气区块是国家首个煤层 气直井示范基地，其主力开发3号煤层累计产气量 已高达24亿m3,经过长期抽采，潘河气田产量目 前已处于快速递减阶段，年自然递减率已达到 16%。
煤层气藏井网部署
1 煤层气藏煤层气主要吸附在煤的内表面，只有将煤割理与裂隙中的水排出，使压力降低到解吸压力以下，甲烷才能解吸出来；另外由于煤层为低渗透和低饱和储层，因此大多数未经改造措施的单井日产量都较低。
2 煤层气藏开采井型2.1 常规垂直井利用直井开采时，在开采初期，离井较近区域压力很快下降，气饱和度上升较快，而离井较远区域则由于压降较小使基质中的气体没有得到充分解吸，气饱和度上升较慢；随着采出程度的深入，压降漏斗逐渐扩大，但这时近井区的压降变化趋于缓慢，又由于离采出端较近，加之扩散作用的影响，使得该区域气饱和度有所下降，而地层中远离直井的区域压降较大，气饱和度逐渐由零开始上升，最终整个区域含气饱和度波浪式上升。
这种开采方式中，地层压力总是以压降漏斗的方式分布，地层得不到有效降压，基质中的气体就不能充分解吸，煤层的开采潜力也就不能充分调动，导致开采效率低下。
2.2 多分支水平井多分支井具有水平井的常规优势，它是从一个主井眼中钻成两个或多个分支井眼，从而钻遇多个不同空间位置的产层，增大天然裂缝钻穿几率和有效面积，提高单井产量。
图1 井的结构配置2.3 羽状水平井羽状分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统，最大限度地沟通裂缝通道，增加泄气面积和气流的渗透率，使更多的甲烷气进入主流道，提高单井产气量。
羽状水平井的特点：1、井的总长度相同，不同方式的主支、分支排列会得到不同的开采效果，一般说来，在同样区域范围内，呈对称、发散状均匀分布的多个主支比单一主支开采的效果要好。
2、当主支和分支排列方式相同时，考虑分支间距的影响，若从哪种井网井距方案能获得最高平均日产量或总产量来衡量，可得到与直井井网开采方式相类似的结果:存在最佳的分支间距。
3、对纵向非均质韵律性地层，羽状水平井垂向上的位置会影响开采的效果。
对正韵律地层井的垂向位置在整个煤层的下部效果更好，对反韵律地层井的垂向位置在上部效果更好。
沁水盆地南部煤层气U型井钻井技术及应用_刘亚军
第１ ０卷 第 １ ４期
刘亚军等：沁水盆地南部煤层气 Ｕ 型井钻井技术及应用
·４ ５·
（ ）× １ ． ５ ｄ ｅ ５ ． ３ ５ ｍ ＋ １ ２ ０ ｍｍ 定向接头 ×０ ． ６ ７ ｍ＋ １ ２ ３ ｍｍ ＮＭＤ Ｃ×６ ． １ ５ ｍ＋ １ ２ ３ ｍｍ ＮＭＤ Ｃ× ｇ 。 ６ ． １ ５ ｍ＋ ８ ９ ｍｍ Ｄ Ｐ 连通之前，直井下入 Ｖ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ连通工具，水平井加入强磁接头，最终顺利实现连通。
长江大学学报 （ 自科版） ２ ０ １ ３年５月号石油中旬刊 第１ ０卷 第 １ ４期 ） Ｍ ，Ｖ Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ａ ２ ０ １ ３ ｏ ｌ ． １ ０Ｎ ｏ ． １ ４ ｙ ｇ ｙ（
－ ３ ２ ，属于低－中渗；储层厚度多在 ６ 沁水盆地南部煤储层的渗透率多小于 ０ ． １ × １ ０ ｍ ｍ 左右； 储层 μ ３ ，压力梯度为０ ／ ／ ， 具有较 压力平均为３ ． ７ ３ Ｍ Ｐ ａ ． ６ ０ ． ８ Ｍ Ｐ ａ １ ０ ０ ｍ， 属于低压； 含气量多在 １ ５～２ ０ ｍ ｔ ～ ２ ／ ， 且端割理与 高的含气量；含水通常较少，构造稳定，储层延续性好； 割理发育， 密度达到 ５ ０ ０条 ｍ 面割理同等发育。综上所述，沁水盆地南部煤储层应属于低压低渗厚层高含气量储层 。
·４ ３·
沁水盆地南部煤层气 Ｕ 型井钻井技术及应用
刘亚军，陈 旭
（ ） 中海油能源发展监督监理技术分公司 ，天津 ３ ０ ０ ４ ５ ２
［ 摘要］根据沁水盆地南部地质及煤储层的发育特点 ，介绍了该区块远端水平连通井的钻井工艺 ， 包括 Ｕ 型井设计、钻具组合优化、随钻测量技术、井眼轨迹控制和煤层段钻井液技术等 。 ［ 关键词］煤层气；Ｕ 型井；无固相钻井液；沁水盆地 ［ 中图分类号］Ｔ Ｅ ２ ４ ２ ［ ） 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］ １ ６ ７ ３ １ ４ ０ ９（ ２ ０ １ ３ １ ４ ０ ０ ４ ３ ０ ４ － － －
浅析山西沁南煤层气井钻井技术
收稿日期:2008-01-03作者简介:陈先虎(1958-),男,陕西三原人,1991年西安技校毕业,助理工程师,现从事煤炭、煤层气勘探、生产及技术研究管理工作。
浅析山西沁南煤层气井钻井技术陈先虎(陕西省煤田地质局一九四队,陕西铜川 727000)摘 要:通过对煤层气成因、特征的分析,指出了煤层气钻井井斜预防、钻井液性能、煤层钻进、生产套管安装和固井四个关键性技术,提出了相应的技术措施,有效指导煤层气钻井施工,提高钻井效率,保证钻井质量,展望今后煤层气钻井的主要技术。
关键词:煤层气;钻井;技术中图分类号:P63415 文献标识码:B 文章编号:1671-749X (2008)05-0065-020 引言 煤层气(瓦斯)产业是近20多年来在世界上崛起的新兴产业。
能源、环境和煤矿安全问题的日益突出,使人们认识到煤层气的开发利用,既可以较好地改善煤矿安全,保护生态环境,又能增加一种优质洁净的新能源。
随着科学技术的进步和能源结构的调整,煤层气将在我国未来能源中占有重要的地位,成为常规天然气的战略补充资源。
1 煤层气煤储层特征及钻井技术1.1 煤层气煤层气成因主要成份及危害:煤层气藏是介于固体藏与液体藏之间的一种特殊类型压力-吸附矿藏,由若干相近的含气层构成。
煤层气是一种以吸附状态为主,生成并储存于煤层及围岩中的甲烷气体,是洁净的非常规天然气资源。
据最新预测,我国煤层气资源量能达到31.46×1012m 3,相当于450×108t 标准煤。
煤层气的主要成分甲烷是具有强烈温室效应的气体,其温室效应要比CO 2大20倍,甲烷散发到大气中会严重污染环境,导致气候异常,同时甲烷又能消耗大气中平流层中的臭氧,而臭氧减少使照射到地球上的紫外线增加、形成烟雾,诱发某些疾病,危害人类健康。
煤层气的利用:甲烷作为煤层气的主要成分,其常温下的发热量为3.43～3.71MJ /Nm 3,其热值与天然气相当,是一种高效、洁净的非常规天然气,可以作为民用燃料,用于发电和汽车燃料,同时是化工产品的上等原料,具有很高的经济价值。
沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响
沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响煤层气是一种以煤层为储层、煤为主要气源的天然气资源。
煤层气井的产能是指在一定的生产条件下，单位时间内从井中产出的煤层气量，是评价煤层气田开发效果的重要指标。
而煤层气井的产能受到油气地质条件的制约，其中煤储层地质条件是影响煤层气井产能的重要因素之一。
本文将从煤储层的孔隙结构、气水运移能力、瓦斯组分和煤层构造等方面分析煤储层地质条件对煤层气井产能的影响。
煤储层的孔隙结构对煤层气井产能有着重要影响。
煤层内主要存在着孔隙和裂缝两种空隙类型，孔隙是煤层气的主要储存空间，而裂缝则是煤层气的主要运移通道。
煤层气的产能与孔隙结构的孔隙度和渗透率密切相关。
孔隙度是指煤层中有效孔隙的比例，孔隙度越大，储存煤层气的空间越大，煤层气井产能越高。
渗透率是指单位时间内单位面积中气体通过煤层的能力，渗透率越大，煤层气的运移能力越强，煤层气井产能也越高。
要提高煤层气井的产能，应优化孔隙结构，增加有效孔隙的数量和大小，并提高渗透率，降低气体运移的阻力。
煤储层的气水运移能力对煤层气井产能也有着重要影响。
煤层气的形成与煤的成熟度和气水运移过程密切相关。
随着煤的成熟度的增加，煤中的气体释放速率增加，从而提高煤层气的产能。
煤层中的水对煤层气的产能也有着重要影响。
水对煤层气的储存和运移具有一定的阻碍作用，当水饱和度过高时，煤层气井的产能会受到严重影响。
煤层气的产能与煤的成熟度以及煤层中水的含量和饱和度密切相关。
煤层气的产能可通过减少煤层中的水含量和饱和度来提高。
煤层气的产能还受到瓦斯组分的影响。
煤层气由多种气体组成，其中最主要的成分是甲烷，其次为乙烷、丙烷等。
不同煤层中甲烷含量的差异也会导致煤层气井产能的差异。
一般来说，煤层中甲烷含量高的，煤层气井产能也会较高。
在开采煤层气时，应选择甲烷含量高的煤层进行开发，这样可以提高煤层气井的产能。
煤层构造对煤层气井产能的影响也不可忽视。
煤层的构造特征决定了煤层气的分布和运移状态。
中煤集团沁南煤层气开发技术研发成果通过专家鉴定
中煤集团沁南煤层气开发技术研发成果通过专家鉴定
【字号大中小】发布时间:2010-08-06来源：中国中煤能源集团公司
近日，中煤集团“沁南煤层气开发高技术产业化示范工程技术研发”技术成果鉴定会在北京召开。
该项目针对我国煤层气产业发展的关键技术问题，通过沁南煤层气开发利用项目建设，在井网优化部署方案、空气钻井技术、微珠低密度固井技术、氮气泡沫压裂技术、活性水加砂压裂技术、稳控精细排采技术、地面集输技术等方面，实现了集成创新。
鉴定意见认为，该项目首次在煤层气地面集输工程中，采用新型的聚乙烯管材替代传统的金属管材，实现了高效、安全、低成本施工和运营；研究开发出具有自主知识产权的用于抽油机的汽油、煤层气两用发动机，有效节省了能源、提高了工作效率，大大降低了生产成本；在反复多次试验研究基础上，通过数学模型和物理模型的建立，客观分析了煤层气生产曲线类型，研究总结出示范区无烟煤储层煤层气井排采生产规律，对指导同类地区煤层气勘探开发和生产具有十分重要意义；研发的四个煤层气技术标准和安全规程，填补了煤层气行业安全规程和技术标准的空白。
与会专家一致认为，沁南煤层气开发高技术产业化示范工程项目集煤层气开发技术、煤层气田集输工艺、煤层气安全和技术标准等，形成了适宜同类地质条件的煤层气开发技术系列，实现了重大技术创新。
该示范工程的建设和投产，成为我国煤层气开发的范例，对推动沁南地区煤层气开发、加速我国煤层气的产业化进程具有重要意义，项目技术成果总体水平达到国际领先。
鉴定专家委员会由中国科学院院士刘光鼎，中国工程院院士翟光明、王安及来自有关部委、科研院所等机构的专家组成。
沁端区块煤层气井网密度的确定
沁端区块煤层气井网密度的确定作者：刘国良胡洪涛肖亚昆莫勇来源：《科技资讯》2015年第19期摘要：煤层气井网部署是煤层气开发重要的部分之一，而煤层气部署最重要的部分就是要确定井网密度和布井方式。
通过煤层气井网优化设计的原则和理论公式，计算出沁水盆地南部沁端区块煤层开发的井网密度方案。
在此基础上，利用地质建模和数值模拟技术，对研究区进行煤层气开发方案的优化设计，得到研究区井网密度的部署方案。
通过两种方案的对比，确定沁端区块合理的井网部署方案，为该区的煤层气3#和15#煤层气的开发方案设计提供了合理依据。
关键词：井网部署井网密度地质建模数值模拟中图分类号：P618.11 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（a）-0099-03煤层气藏指具有相对独立流体流动系统的含一定量煤层气的煤体，即同一煤层气藏具有统一的压力系统[1]。
合理的煤层气井网部署对煤层气的开采至关重要，井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素[2]。
早期的煤层气开发井网设计是在煤层气地质条件综合研究的基础上，根据经验或通过与其他已开发地区类比进行[3]。
随着科学技术的发展，对煤层气的研究越来越多，确定煤层气井网密度的方法也逐渐增加。
以沁水盆地南部的沁端区块为例，通过经验公式和数值模拟等方法进行对比，最后确定沁端区块的井网密度，为对于煤层气的进一步生产开发提供科学依据。
1 地质概况沁端区块位于沁水盆地南部，隶属于山西省沁水县，区内由老到新依次发育奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和第四系地层。
该区属山区丘陵地貌，以低山丘陵为主。
据勘探资料显示，3#煤层底部分布有1 m左右的软煤。
15#煤层煤体结构以原生结构和碎裂结构为主，分布有碎粒结构。
构造形态总体为——走向北东、倾向北西的单斜构造。
在此基础上发育了一系列近南北-北东向宽缓褶曲，形成区内地层的波状起伏，岩层倾角一般不超过15°，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。
沁水盆地南部低成本煤层气钻井完井技术
沁水盆地南部低成本煤层气钻井完井技术乔磊;申瑞臣;黄洪春;王开龙;鲜保安【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2008(035)004【摘要】沁水盆地南部煤层气资源丰富,是中国第一个煤层气商业开发效果较好的区块.沁水盆地南部煤层气主力开发层系3号煤层埋藏较浅且地层压力稳定,采用小钻机、二开井身结构、清水或空气钻进的低成本钻井工艺可满足煤层气开发要求.考虑煤层气钻井地质、排水采气和低成本施工工艺等煤层气开发的特殊要求,建立了煤层气丛式井轨迹优化模型,并深入研究了四井组丛式井轨迹优化设计、钻具组合等.对低成本直井和丛式井钻井工艺的经济效益进行了评价,结果表明,采用小钻机、空气或清水钻进和丛式井低成本钻井完井工艺可实现煤层气的低成本高效益开发,四井组丛式井比直井开发模式更为节约,可节约钻井成本的4.518%.【总页数】5页(P482-486)【作者】乔磊;申瑞臣;黄洪春;王开龙;鲜保安【作者单位】中国石油天然气集团公司钻井工程研究院钻完井所;中国石油天然气集团公司钻井工程研究院钻完井所;中国石油天然气集团公司钻井工程研究院钻完井所;中国石油天然气集团公司钻井工程研究院钻完井所;中国石油勘探开发研究院廊坊分院煤层气项目经理部【正文语种】中文【中图分类】TE24【相关文献】1.沁水盆地南部煤层气钻井工艺技术适用性分析及对策 [J], 倪元勇;崔树清;王风锐;孙金峰2.沁水盆地南部郑庄区块煤层气钻井井漏预防及处理 [J], 周立春;李梦溪;王立龙;王刚;张聪;于家盛3.沁水盆地南部煤层气U型井钻井技术及应用 [J], 刘亚军;陈旭;4.沁水盆地南部煤层气水平井钻井中所遇问题的对策探讨 [J], YAN Boji5.保德煤层气田黄河压覆区长水平段水平井钻井完井技术 [J], 邓钧耀;刘奕杉;乔磊;王开龙;胡凯因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
新雨队沁端区块煤层气开发方案
（2）单井合理控制储量法
开发井距的确定应当考虑单井的合理控制储量，使低丰度区单井控 制储量应大于经济极限储量： dqt Gg N Er
式中：Gg—单井控制地质储量，m3； q—稳产期内单井平均产能，m3/d； t—气藏稳产年限，年； N—稳产期末可采储量采出程度； Er—气藏采收率； d—每年产气天数，一般取330天。
根据《煤层气产业政策》，方案一补贴75390万元，方案二补贴82930 万元。
综合本气田的收入支出状况，对该气田进行综合利润评价：
利润评价表
方案 方案一 方案二 支出（亿元） 18.160435 46.609195 收入（亿元） 75.05 82.627 利润（亿元） 56.9 36.02
通过对方案一与方案二的综合经济评价可以得到方案一为实 施方案。
经过调研，对水平井的相 关参数进行了优选： （1）水平井单支长度在 1000m左右。 （2）水平井的最佳分支角度 为30°左右。 （3）分支异侧，分支间距为 350m。
30°
3#煤层
30°
15#煤层
双层多分支水平井示意图
（二） 井网布署
井网布署主要包括对井网样式、井网方位以及井网密度的设计。
1. 井网样式 菱形井网适合我国煤储层特征，且区域控制程度高，对地形的适应 性强。
15#粗化后孔隙度模型
15#粗化后孔隙度模型
15#煤层粗化后含气量模型
四、井型选择与合理井网论证及布署
（一）井型的选择
目前，我国煤层气规模化商业开发仍以直井为主，故本区块选用直井 作为主要井型。但根据断层附近 W2井的排采情况，决定在断层附近 500m 内采用双层多分支水平井，有效避免直井的压裂造成地层水窜流。
沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响
沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响沁南地区是中国煤炭资源丰富的区域之一，其煤储层地质条件对煤层气井产能具有重要影响。
煤层气是一种煤炭资源的重要衍生能源，具有储量大、分布广、资源丰富等特点，因此对沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响进行深入研究，对于提高煤层气开采效率和资源利用率具有重要意义。
一、沁南煤储层地质条件概况沁南地区煤层气资源丰富，主要分布在狮峪矿和沁水矿区，储层主要由煤层组成，包括坚固煤、软煤和泥岩。
沁南地区煤储层地质条件复杂多样，煤层孔隙度大，渗透率低，煤层中存在丰富的天然气，是典型的煤层气富集区。
1. 煤层地质构造沁南地区受构造活动的影响，煤层地质构造多样，不同地质构造对煤层气的富集、运移和储集产生不同影响，地下构造复杂会对煤层气的储集形成障碍，导致煤层气开采难度增加，产能降低。
2. 煤层煤质特征煤层矿物成分的不同、煤的组成结构以及煤质对煤层气井产能有直接影响。
在煤储层中，煤的孔隙度、渗透率、孔喉结构、孔喉连接性等煤质特征对煤层气产能至关重要，煤层煤质好的区域煤层气产能较高，反之煤层煤质较差的区域煤层气产能较低。
3. 煤层气水文地质条件沁南地区煤层气水文地质条件较为复杂，地下水的渗漏和运移对煤层气的产能影响较大，尤其是在煤层气开采过程中，地下水的排泄和补给会对煤层气产能产生显著影响。
煤层构造应力是指煤层受到的内部应力和外部地层压力的影响，它对煤层气的排采和储集具有重要影响，高应力会导致煤体变形，降低孔隙度和渗透率，从而影响煤层气井的产能。
三、优化煤层气开采的对策1. 加强地质勘探加强煤层气储层地质勘探，深入了解煤层构造、煤层煤质特征、地下水文地质条件和煤层构造应力等情况，为开采煤层气提供准确的地质信息和技术支持。
2. 合理布局煤层气井网根据地质特征，合理布局煤层气井网，优化井位，提高煤层气的排采效率，增加产能。
3. 优化注采工艺参数根据煤层气储层地质条件，优化注采工艺参数，合理控制注水量和注采周期，最大限度提高煤层气井产能。
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●Ｖｏｌ．31，Ｎｏ．7２０13年7月中国资源综合利用ＣｈｉｎａＲｅｓｏｕｒｃｅｓＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ科学、合理的煤层气井网对提高产能起着至关重要的作用，能够增大采收率，且能使经济效益最佳。
煤层气的产出受煤储层渗透率和煤层气的解吸速度共同控制。
前者为煤储层的固有属性，无法改变；而后者为人为工程因素可人为控制。
其中提高煤层气解吸速度的关键是井网部署，只有合理的井网部署才能使煤层气产能得到最大化。
本文以沁水盆地南部为研究区，对垂直压裂井的井网部署进行研究。
1煤层气井网部署原则科学合理的煤层气井网部署以提高产能、采收率、采气速度和经济效益为最终目标。
井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素［1］。
煤层气井网部署的具体原则如下［2］。
１．1地质适应性综合分析影响因素，优选煤层气开发单元最重要的两个影响因素是煤储层渗透率和含气量［3］；应因地制宜，根据构造做调整。
１．2经济效益最佳煤层气开发在充分开采煤层气资源的同时要求利益最大化。
所以煤层气的投入与产出也是影响煤层气井网部署的重要因素。
１．3井网开发滚动部署煤层气井网部署不是一次性完成的，而是需要分阶段完成。
找出煤储层富气高渗区，根据开发单元的优先程度，逐级进行井网滚动部署。
１．4适应外部环境如果在沼泽、湖泊等地理环境较差以及地形条件比较复杂的地区，应该考虑多分支水平井开发，或者和直井组合进行煤层气开发；如果在煤矿区，考虑到安全性，在其他条件满足的情况下可以优先选择多分支水平井。
１．5生产有效接替在现阶段井网部署时要结合煤层气未来开发，充分考虑生产有效接替，这样有利于煤层气的后续开发。
2煤层气井网部署要素煤层气开发井网部署的主要内容分为井网样式、井网方位以及井网密度即井排距的确定3个方面，井网部署是否合理要以产气量和经济效益最佳为准则。
这些要素都可以结合开发区实际地质条件和生产资料，运用地质类比法或者数值模拟技术来实现优化设计。
2.1井网样式煤层气井网样式在很大程度上影响了煤层气单井产气量、采出程度以及投资成本，所以合理的井网样式可以提高产能，增大经济收益。
煤储层特征尤其是渗透率大小控制着井网样式，主要的井网样式有矩形井网、五点式井网、梅花形井网等。
2.2井网方位井网方位主要依据煤储层不同方向上的渗透性来确定，也就是与煤中天然裂隙主要延伸方向和压裂改造后的裂缝延伸方向有关。
在渗透性较高的方向上，井网部署当中井距就较大，渗透性较差的沁南地区煤层气井网部署技术丁宏（江苏煤炭地质勘探四队，南京210046）摘要：以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井网部署的原则和要素。
通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方案。
研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能，根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。
关键词：沁水盆地南部；井网部署；矩形井网中图分类号：TD82文献标识码：A文章编号：１００８－９５００（２０13）07－００５4－０４收稿日期：２０13－０4－26作者简介：丁宏（１９8５－），男，江苏如皋人，工学学士，助理工程师，主要从事煤炭地质工作。
工作研究54－－－－●方向上井距就较小，比如矩形井网中的长边方位就与压裂改造后的主裂缝方位平行。
2.3井网密度井网密度即井排距不仅影响着煤层气的开发效果，而且影响着研究区煤层气井的数量，进而控制着投资成本的大小，影响着煤层气开发的最终收益。
井网密度的大小也与采收率有着直接的关系。
井网密度越大，压力重叠区域越多，叠加次数也越多，采收率就会越大，但是相应的成本也会大幅升高。
所以合理的井网密度就成为煤层气井网部署方案的关键要素。
3研究区煤层气井网部署井网部署方案需要由煤层地质条件、煤储层特征以及投资成本来等因素共同确定，既要使煤层气资源得到充分利用又要使经济效益最优。
本文主要借助于煤层气数值模拟软件COMET3对研究区的井网部署进行研究。
对于模拟煤储层的气、水产量，COMET3软件基于Warren 和Root 提出的裂隙介质理想模型，构建了双孔隙度的模型。
气、水两相流体在裂隙系统中流动，裂隙系统被看作是连续的，为流体提供了流向生产井的通道，气体由不连续的煤基质块体扩散进入裂隙系统，这两个过程由在煤基质块表面的解吸等温线相联系。
3.1井网样式依据煤储层特征、煤层气井排采数据等资料进行历史拟合，建立高精度的煤层气数值模拟模型，在此基础上依据研究区地质条件进行井网样式的确定。
根据国内外煤层气井网开发经验［4-5］以及研究区的实际地质条件和低渗特征，主要考虑矩形井网（2∶1）、五点式井网、梅花形井网这３种井网样式，井控面积取0.09km 2。
由于煤层气垂直压裂井的开采年限一般在15~20年之间，所以以20年为限模拟煤层气单井产能。
不同井网产能及采收率比较见表1。
表1不同井网产能及采收率比较从表1可以看出，不论何种井网模式，单井累计产气量和采出程度都是随着开采时间的延长而增加。
但是产能的增长幅度越来越小；矩形井网的产能和采出程度一直大于另两种井网。
在煤层气开发的1至6年内，五点式井网和梅花形井网的产能和采出程度相差无几，但是从第6年开始，梅花形井网一直大于五点式井网。
所以从单井累计产气量和采收率可以看出，在研究区，矩形井网最优，其次是梅花形井网，五点式井网最差。
综合考虑，在研究区使用矩形井网。
3.2井网井排距之比煤储层的非均质性较强，主要表现为煤储层不同方向的渗透率差距较大，尤其是煤储层压裂改造后更为明显。
这就导致了在不同方向上煤层气井排采速度的不一致，压降漏斗的变形速度也就不同。
为了使井网之间能同时达到井间干扰效果，就需要使井距和排距依不同方向的渗透率值而确定。
一般情况下，渗透性好的方向井距较大，渗透性差的方向井距较小。
对矩形井网井排距进行优化，在单井控制面积一定的情况下，利用数值模拟软件对不同井排距下的累积产气量进行模拟，可以得出井排距的优化值。
本文取单井控制面积为0.12km 2，井排距分别为：1∶1、1∶2、1∶3、1∶4。
单井累积产气量和井排比的关系见图1。
开发时间（d ）图1单井累积产气量和井排比的关系图1中Lx 与Ly 分别表示井距、排距。
当Lx/Ly 在1~3范围内时，随着Lx/Ly 值的增大单井累计产气量也在随之变大，在3~4范围时，产能却不再升高，而且一直小于Lx/Ly=3的产能。
在前10年的开发时间内，Lx/Ly=4样式的单井产能大于Lx/Ly=2样式的产能，但是当开发时间超过10年后，其产能小于Lx/Ly=2样式的产能，并且产能仍存在下降趋单井累积产气量（106m 3）765432100730146021902920365043805110584065707300Lx/Ly=1∶1Lx/Ly=2∶1Lx/Ly=3∶1Lx/Ly=4∶1开发时间（年）单井累计产气量（106m 3）采出程度（%）矩形五点梅花形矩形五点梅花形4 1.74 1.59 1.5513.312.111.88 2.99 2.62 2.7122.820.020.712 4.09 3.57 3.7731.227.328.816 4.97 4.41 4.6337.933.735.420 5.66 5.11 5.3243.339.040.7第7期工作研究丁宏：沁南地区煤层气井网部署技术55－－●势。
这可能是由于井网中心的煤层气无法开采导致。
针对模拟结果，初步优选Lx/Ly=3作为最优井排距之比，这也符合煤储层非均质性较强的特性。
3.3井控面积３.3.1数值模拟研究如果井排距较小，井控面积就较小，这样在开发区块中就要布置很多的煤层气井，会加大开发成本。
且由于压力叠加快，仅前期产气速度快且量多，但很快产气量就会下降，稳产期也很短，所以井的开发寿命短，不利于经济效益的提高，不是合理的开发模式。
如果井排距较大即井控面积较大，这时，井网漏斗变化缓慢，压力叠加的时间很晚，井间干扰效果很差，不利于煤层气开发。
综合考虑国内外井网部署情况并结合研究区生产实际，设计了6种井排距方案，即：300×100、345×115、450×150、600×200、750×250、900×300。
为了便于研究分析，假设在一固定面积的区块上进行对比，结合实际，本研究取区块面积为9km 2。
模拟结果见图2和表2。
井数（口）图2矩形井网不同方案模拟结果表2矩形井网不同方案模拟结果从图2中可以看出，随着井数的增多，单井控制面积逐渐变小，井网密度变大，单井累计产气量出现先升高后一直降低的趋势，但区块累计产气量一直呈升高趋势。
从单井累计产气量变化曲线发现，钻井33口时的产气量值小于钻井48口时的产气量值，两者之间的单井累计产气量呈上升趋势。
出现这种情况的原因可能是因钻井33口时的单井控制面积很大，在排采过程中，压降速度较慢，而且由于井距较大，井与井之间的压力叠加时间较短且区域较小，压降漏斗变形不明显。
所以在第20年时仍有很多的煤层气资源量没有被开采上来，所以单井累计产气量较少。
但是如果此时煤储层压力临近枯竭压力，那么产能继续增加的可能性就很小了。
从表2中可以看出，钻井48口与钻井33口相比，区块累计产气量增加了约1.45亿m 3，而钻井数仅多了15口，钻井成本费用增加幅度较小。
所以钻井33口即井控面积为0.27km 2不甚合理；钻井300口与钻井227口相比，区块累计产气量仅增加了约0.92亿m 3，而钻井数则多了73口。
钻井成本费用将大幅度增加，因此钻井300口即井控面积为0.03km 2不甚合理。
3.3.2经济效益评价井控面积合不合理，不能以单井产能和区块产能为标准，因为不同的井控面积，区块内的井数不同，压裂费用及钻井费用等煤层气投资成本也相差很大。
而经济效益最大化是煤层气井网部署的主要依据，所以必须要结合经济效益来确定开发区块的井控面积和井排距。
煤层气项目投资主要包括前期勘探费、压裂费、维修费以及管理费等。
煤层气垂直压裂井主要投资成本见表3。
表3煤层气垂直压裂井主要投资成本根据不同的井控面积模拟出的区块产气量以及依据煤层气销售价格计算出区块范围内煤层气销售收入，再结合钻井成本，计算出最终经济效益见表4。
从表4可看出，当单井控制面积很大时，虽然煤层气井投资成本在减少，但是区块累计产气量减少所带来的经济效益损失幅度更大，所以整体经济收益在降低。
当单井控制面积很小时，由于井数很多，区块累计产气量增加所带来的经济效益不足以井距（m ）排距（m ）井控面积（km 2）9km 2内井数（口）单井累计产气量（104m 3）区块累计产气量（106m 3）3001000.03300323.03969.093451150.04227386.55876.864501500.07133448.28597.706002000.1275640.22480.177502500.1948680.15326.479003000.2733545.42181.81成本参数投资费用征地及收路费20钻井费50测井费5压裂费40排采设备安装费20建设、维修及管理费（万元/年）9其他费用20120010008006004002000单井累计产气量（104m 3）8007006005004003002001000区块累计产气量（106m 3）334875133227300单井累计产气量区块累计产气量万元第7期中国资源综合利用工作研究56●抵消煤层气井成本的投入，所以经济效益值逐渐降低。