0.   引　　言

煤层气井位部署方案的论证与制定是煤层气区块开发方案编制的关键环节，直接影响区块资源利用效率和开发投资成本，合理的井距井网设计对于增大储层压降扩展范围、提高资源利用率和单井产气量、降低开发成本，提高经济效益都具有十分重要的意义^[1]。目前，已有许多学者从不同方面开展了具体的研究工作，在高产主控地质因素^[2-4]，井网样式与井距优化^[5-7]，井间干扰^[8-10]，储层压降扩展^[11-12]，数值模拟^[13-14]等方面取得了诸多成果，为煤层气井的部署提供了有效的依据和方法。为此，笔者结合工程实际生产，从地质和工程2个方面，深入分析了以往煤层气井位部署时容易被忽视的一些重要因素，地质特征方面，重点介绍了次级构造变化对产气效果的影响，井位部署时需要重点关注；工程因素方面，对比了不同井距井间干扰的影响、产气效果和经济效益的差异，井距优化存在一个最优值，需要综合多因素论证分析。最后，笔者提出了一种煤层气地质工程一体化的井位部署与实施新思路，通过地质“块段”划分、井口靶点坐标优化、集中钻井工厂化、强化缝网的‘块段’式压裂4个步骤的工艺改进，进一步优化资源配置、提高储层改造效果、节约工期和成本。本文倡导重视和不断深化综合地质和工程多因素影响的煤层气井位精细部署与现场实施，以指导实际生产。

1.   煤层气井位精细部署与实施的思路与方法

煤层气井规模开采的井位部署与实施，贯穿于煤层气区块从前期勘探到后期规模化产能建设的全过程，需要充分考虑地质因素、开发效果、经济效益、施工要求等多因素，对区块进行整体规划、精细部署、科学施工和动态调整。总体来说，煤层气井位精细部署和科学实施包括3个阶段：开发前精细部署、现场工程实施和开发后动态调整^[9,15]，不同阶段的内涵和关注重点，如图1所示。

图  1  煤层气井位精细部署和科学实施的3个阶段及内涵

Figure  1.  Three stages and connotation of fine deployment and scientific implementation of coalbed methane well location

下载: 全尺寸图片 幻灯片

开发前精细部署阶段：主要包括地质条件分析、井型选择、完井方式、基本井距、井网样式和井距优化。重点研究了通过次级构造和井距优化实现井位精细部署的方法。

现场工程实施阶段：笔者提出一种地质工程一体化的井位部署与实施新思路。划分地质“块段”，优化井口坐标和靶点位置，集中实施工厂化的优快钻完井技术^[16]。在压裂阶段通过调整压裂施工顺序和方法，追求多口相互交替压裂形成复杂缝网、最大限度扩展储层改造效果。

开发后动态调整阶段：最大限度动用剩余资源。对于待开发区依据地质特征、储层物性的变化特征和现有井网井距、开发层系、井型的合理性，优化更为适宜于区块煤层气资源开采的开发方案。对于已开发区块，进一步优化井网，加密部署新井或关停部分低产气井，以最大限度动用剩余资源和提高经济效益为目的，关于这一研究见另文报道^[5]。

研究针对上述前2阶段中的新认识和思路，加以深入研究和探讨，以便更加合理和科学的部署和实施煤层气井位，提高区块煤层气井产气效果和整体经济效益。

2.   次级构造影响的井位精细部署

从地质特征方面考虑井网方位优化，以往主要研究分析煤层含气量、厚度、埋深、渗透率等地质因素变化对产气效果影响^[17-18]。随着煤层气开发对区块地质条件认识的逐步深入和全面，构造变化在某种程度上决定了开发有利区的位置，具有更加重要的地位和研究意义，本次作为重点研究的对象，加以深入分析。

2.1   不同构造部位对产气的影响

构造作用对甲烷气体的保存产生较大影响，对于一个煤层气勘探开发区块来说，即便整体处于一个相对平缓的单斜构造，也存在着局部的次级构造变化。开展井位部署时，首先需要了解区块构造特征，确定最大主应力方向，再结合前期煤田钻孔、地震、探井等资料，详细分析区块发育的次级构造起伏变化情况，包括小高点、小低点、小鼻状、小断层等，为井位精细化部署提供依据。

以沁水盆地南部某区块为列，该区构造总体形态为单斜构造，地层总体走向为北西或近东西向，倾角5°～10°，发育不同次级构造，产气效果差异明显。

1）局部小鼻状构造有利于煤层气富集高产。传统理论认为褶皱翼部是井位部署较为理想的地区，而褶皱翼部的小鼻状构造，通常广泛发育张裂隙，有利于游离气聚集，加上具备良好的生储盖组合条件，易形成高产气井^[16]。以区块位于小鼻状构造的SXN-02井、SXN-05向1井为例，2口井均显现出较好的产气潜力。SXN-02井为直井，单排3号煤，排采72 d见套压，目前日产气量3642 m³/d，日产水量1.10 m³/d，累计产气693万m³，如图2a所示。SXN-05向1井为定向井，单排15号煤。排采28 d见套压。日产气量2608 m³/d，日产水量0.06 m³/d，累计产气535万m³，如图2b所示。同样，鄂尔多斯盆地东缘保德区块单斜构造的地质条件下，高产气的杨家湾大井组（24口井）也位于局部小鼻状构造部位^[19]。

图  2  位于小鼻状构造的2口排采井产气曲线

Figure  2.  Gas production curves of two drainage wells located in the small nose structure

下载: 全尺寸图片 幻灯片

2）背斜轴部小高点构造气体易解析和溢散。次级构造小高点多是背斜轴部，受到张力作用，裂隙发育，煤层气易解析，游离气易富集，产气效果较好^[20-22]。例如，位于区块构造高点的SXN-03井，单排15号煤，排采77 d见套压。日产气量1276 m³/d，累计产气499万m³，如图3所示。

图  3  位于区块构造小高点的SXN-03井排采井产气曲线

Figure  3.  Gas production curve of SXN-03 well at the small high point of the block structure

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3）向斜轴部小低点构造气体解析慢。次级构造小低点多是位于向斜轴部受到挤压应力作用^[23]，煤层更加致密，煤层气易于保存，排采井需要经过较长一段时间的排水，产气效果才能逐步显现。例如，位于次级构造小低点的SXN-05井单排3号煤，排采19 d见套压。日产气量377 m³/d，日产水量0.08 m³/d，累计产气137万m³，如图4a所示。

图  4  位于向斜轴部和小断层附近的排采井产气曲线

Figure  4.  Gas production curves of production Wells located near the syncline axis and small faults

下载: 全尺寸图片 幻灯片

4）构造小断层宜避让。小断层附近储层物性差异较大，受破碎带影响气体容易沿着断层导通溢散至其他地层，导致产气效果差。例如，位于区块多条小断层发育北部的SXN-07向2井为定向井，单排3号煤，排采30 d见套压，目前日产气量264 m³/d，累计产气57.5万m³，如图4b所示。

因此，在井位部署时寻找褶皱翼部的小鼻状，是首先考虑的最佳位置。构造条件好且上部顶板为泥页岩盖层，则有利于煤层气保存和后期排采高产，若上部为砂岩层，构造作用裂隙发育，则气体容易溢散至其他煤系地层中，影响煤层气井产气效果。对于次级构造变化的背斜轴部、向斜轴部等特殊部位，需要综合论证考虑构造剧烈程度、顶底板岩性、裂隙发育程度、含气量高低等因素对生产井的影响，综合研判井位部署方案。对于小断层发育部位井位部署应尽量避开。

另外，上述认识主要针对1000 m以浅的煤层气井。对于深部煤层气的勘探和试采，由于深部煤层气的本身存在自封闭压力^[24]，煤层中产生的气体滞留在煤层及顶底板地层中，且游离气含气增大。因此，次级构造作用对煤层裂隙发育与游离气赋存聚集同样显著，井位部署时更需要深化构造特征分析研究，关注古构造演化与现今构造的不同，结合顶底板岩性、水动力条件等，寻找勘探有利部位。

2.2   构造变化下的煤层气井型样式

针对不同构造部位的变化特点，笔者进一步细化提出了4类13型井网样式，适用于不同地质条件的煤层气井型井网部署，如图5所示。

图  5  不同构造部位的煤层气井网样式

Figure  5.  Coalbed methane well pattern styles in different structural parts

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1）直井/丛式井。在褶皱翼部部署井位时，对于地层倾角较小的平缓地区，通常采用矩形、菱形、梅花形等常规井网设计方案，最大限度利用资源。对于倾角较大的地区，由于流体的产出与水平煤储层中有很大的不同，因此不建议采用常规的菱形井网和矩形井网等方式，需要根据大倾角地层压降漏斗的特点，适当缩小走向井间距，增大倾向井间距，以便形成有效的井间干扰，扩大压降传播范围。因此，设计采用丛式井井身轨迹沿上倾方向或平行于走向方向，形成三角形组成的梯形网，类似于倒“W”型。

在向斜轴部地区，受挤压应力作用，储层压降相对缓慢，建议适当缩小井距，利于更快地降低储层压力。

2）水平井。对于水平井，具体可细分为羽状多分支水平井、L型水平井、U型水平井等多种类型。在褶皱翼部部署井位时，对于地层倾角较小的平缓地区，主要考虑垂直于最大主应力方向设计井型井网。对于地层倾角较大的地区和向斜轴部地区，设计水平井布井方位还应尽可能沿煤层倾向设计，即水平段末端处于高处，着陆点处于低处，以便于水平段压裂液和地层水的产出，为排采降压提供便利条件。

3.   工程因素影响的井距优化

科学、合理、经济、有效的井网部署应以提高煤层气动用储量、采收率、采气速度、稳产年限和经济效益为目标。井距大小的确定除了采用经典的理论公式计算外，井型和完井方式对井距大小的影响十分显著。若排采井采用裸眼完井或套管裸眼完井，后期不进行储层压裂改造，那么在设计井距时，就应该适当的缩短井距，同时在不同井距条件下井间干扰对产气效果的影响、累计产气量的差异、开发井数与产气效果之间经济效益的评价等因素也需要开展重点研究和深入分析，从而综合得出最优的井距大小。

3.1   井间干扰影响

煤层气排采井经过一段时间的排水降压后，沿井筒周围储层压力会逐渐降低，形成压降漏斗，相邻的井与井之间逐步产生井间干扰现象，有助于储层气体的解析释放。本次研究利用comet3.0数值模拟软件，模拟了未进行储层压裂改造情况下不同井距产生的井间干扰影响，为研究制定合理井距提供依据。

1）单井产气效果。假设储层均质，未进行压裂等储层改造，模拟1口水平井单独排采，在初始年、第3年、第6年、第9年、第12年、第15年的煤储层含气量的时空分布特征和变化范围的范围和大小。排采初期井筒周边含气为21.75 m³/m³（含气量为15 m³/t），单支水平井资源开采动用的范围约为100 m。排采第3年、第6年时，井筒周边含气量逐渐向外降低；到排采第9年、第12年、第15年时，100 m处的残余含气分别为16 m³/m³（含气量为11.0 m³/t） 、14 m³/m³（即含气量为9.6 m³/t）和12 m³/m³（含气量为8.27 m³/t），如图6所示。

图  6  储层煤层气含量时空分布

Figure  6.  Temporal and Spatial distribution of CBM content in reservoirs

下载: 全尺寸图片 幻灯片

2）多井产气影响。考虑井间干扰对煤层气井储层压降的影响，模拟了2口水平井井间距在120、160、200和250 m时，排采15年后的煤层气含量时空分布情况，如图7所示。不同井距条件下煤层气含量时空分布情况差异明显，当井距为120 m时，2口井的煤层气含量下降值最大，井筒中间处残余含气约为6.5 m³/m³（含气量为4.48 m³/t），相互之间干扰影响最大；井距为160 m和200 m时，干扰影响次之，井筒中间处残余含气约为10 m³/m³（含气量为6.9 m³/t）和11 m³/m³（含气量为7.5 m³/t）；井距为250 m时，2口井的煤层气含量下降值最小，井筒中间处残余含气约为13 m³/m³（含气量为8.9 m³/t），相互之间干扰影响最小。

图  7  不同井距时两口水平井的煤层气含量时空分布情况

Figure  7.  Temporal and spatial distribution of CBM content in two horizontal Wells with different well spacing

下载: 全尺寸图片 幻灯片

对比单井100 m处的残余含气为12 m³/m³（含气量为8.2 m³/t）和2口井间距200 m时井筒中间处残余含气约为11 m³/m³（含气量为7.5 m³/t），说明2口井产生的间距干扰有利于储层煤层气的解析。

不同井间距的煤层气井井间干扰模拟结果说明，适当的井距大小，井间干扰有利于促进煤储层气体解析，采出更多的气体，两口排采井的井距越小，井筒中间处的残余气量越少，井间干扰程度越强，资源采出程度越高；随着井距的增大，井筒中间处残余气量增多，井间干扰程度逐渐减弱，资源采出程度降低。井距在120～250 m存在一个最优井距：过小的井距，井间干扰明显，2口井之间储层压力下降速度快，两口井之间的资源被较快采出，当井间距过大时，井间干扰情况相对较弱，不能起到很好的相互干扰作用。

3.2   累计产气效果差异

基于地面煤层气开发的产气机理，前期采用定产方式，后期采用定井底流压的工作制度进行，不考虑毛管压力和基质收缩效应，模拟单口煤层气水平井15 a的累计产气效果，如图8所示。煤层生产服务年限可达15 a以上，其中第1～3年为产量上升期，第4年产量达到高峰，最高平均日产气量6981.8 m³/d，之后产能开始逐渐下落。稳产期（1～8 a）单井平均日产气量3925 m³/d，服役期（1～15 a）单井平均日产气量3078 m³/d，累计产量可达1524.37×10⁴ m³，采收率54.33%。

图  8  煤层气水平井产出速率及累计产量

Figure  8.  Production rate and cumulative production of coalbed methane horizontal Well

下载: 全尺寸图片 幻灯片

在此基础上，模拟计算出水平井井间距在100、120、140、160、180、200和250 m时排采井在第5年、第10年和第15年的累计产气量差异，如图9所示。当井间距为100 m时（单翼50 m），相较于其他井间距条件，在第5年时的累计产气量最高，但在第10年和15年累积产气量最低，说明过小的井间距，排采初期产气量高，但由于单井控制资源量偏少，不足以支持长期的排采产气。随着井间距的增大，排采10 a和15 a的累积产气量均呈现先增大后减小的趋势，井间距在140～180 m的情况下15 a的累计产气量最高。当井间距增大到250 m时，相比其他井的单井控制资源量最多，但并不是累计产气量最高的井。不同井距15 a的累计产气量最大差量为40×10⁴ m³，占累计产气量的4.5%～4.7%。单井实际的控制范围和井间干扰的综合影响，控制了排采井的实际产出气量。

图  9  不同井间距模拟出不同年份产气量情况

Figure  9.  Gas production in different years simulated by different well spacing

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3.3   经济效益对比

合理井间距大小的经济效益评价，是投资者最为关心的问题。经济极限井距法虽然也考虑了单井累计产气销售、单井经济极限控制储量等因素，得出经济极限井间距，但也仅计算出了井网部署时最小的井间距边界，还需要进一步结合数值模拟预测不同井间距条件下的单井累计产气，结合气建成本、运行费用、税收和补贴政策、当地销售价格等多因素，判断最优化最佳合适井间距。

利用上文中3.2节的模拟结果，进一步分析对比了100、160、200和250 m 4种井间距条件下水平井开采15年的经济效益。重点对1 km²内可部署的井数、累计产气量、采收率、运行费用、投资金额进行了估算，销售收入按财政补贴后的价格1.6元/m³计算，未考虑销售税金及附加，计算结果见表1。

表  1  不同井间距的盈利能力对比

Table  1.  Comparison of profitability of different well spacing

井间距/m	井数量/（个·km−2）	单井累计产气量/ （106 m3）	采出率/%	运行费用/ （万元·a −1）	建设投资额/ 万元	总投资额/ 万元	销售收入/ 万元	利润/ 万元
100	7	8.44	72	420	2450	8750	9452.8	702.8
160	6	8.81	60	360	2100	7500	8457.6	957.6
200	5	8.75	54	300	1750	6250	7000	750
250	4	8.72	43	240	1400	5000	5580.8	580.8

下载: 导出CSV 

| 显示表格

井间距越小，资源的利用率越高，平方公里内可部署的井数越多，每多设计1口井，建设投资增加350万元，运营费用每年增加60万元，15 a总投资额增加1250万元。由于不同井距控制下的单井累计产气量差异明显，导致最终不同井距的总利润出现明显分化，100 m井距和250 m井距的最终利润最低，合适的井距大小，可以实现最终利润收入的最优化。

综上所述，研究区最佳井距的优化与确定是考虑能出现显著的井间干扰，单井累计产气效果最佳，盈利能力强，更能取得实现较好经济效益和投资效果的井距。讨论研究的考虑构造变化和多因素影响下的井距优选方法，已在沁水盆地南部某区块煤层气滚动开发方案设计优化中得到充分应用和推广，增加这些因素后的井网设计优化更加合理，区块剩余资源得到充分开发利用，建议作为井距优化时需要考虑的几项重要因素进行研究分析。

4.   地质工程一体化的井位部署与实施新思路

从地质角度出发，调整以井台为井位部署实施单元的传统思路，将部署井的实施改为在一个地质“块段”内多个井台实施多口井的方式，工艺上采用工厂化钻井作业，待全部完钻后，再集中统一实施多口井交替压裂的施工方式。这种方法能有效避免不同井台在钻井、压裂施工、排采生产过程中相互影响，干扰生产问题的出现。

通过调整改变以往钻完1口井，再施工第2口井，直至钻完1个井台；压裂完第1口井，再压裂第2口井的施工顺序，直至压裂完1个井台的方式。以达到快速规模化钻探和最佳的沟通储层裂缝和孔隙，实现最大化的提高部署井的产气效果，同时降低钻井和压裂成本、缩短建设和投产周期。具体步骤为：

1）划分地质“块段”。在煤层气地质研究的基础上，进一步精细划分地质单元，井位部署时设计2～4个平台为一个地质“块段”，块段内各项地质参数基本相似，避开断层；块段之间拉开和增加井网间距以免钻井、压裂、生产之间的相互干扰。

2）优化井口坐标和靶点位置。依据地表因素、地下因素和钻井工程条件，调整优化设计的井口坐标和靶点位置。

3）采用钻井工厂化的作业方式。采用“批量化”作业或“流水线”作业方式完成1个地质“块段”内所有井的钻井施工任务，之后再开展压裂改造，能有效避免以往压裂施工时对周边钻探施工井的干扰和影响。批量化是指钻井作业过程中，各井相同阶段，相同工艺的施工任务，由同一部钻机依次完成的钻井方式。流水线是指钻井作业过程中，同一口井不同阶段的施工任务，分别由两部或多部钻机分别完成的钻井方法。

4）采用强化缝间干扰的地质“块段”集中压裂新方法。在一个“块段”内，采用1～2套压裂机组同期对2～4口井采用工厂化交替“分簇射孔”+“分段压裂”的方式，以3口水平井的施工为例，具体方法和步骤如下：

第1口井完成第一级射孔后，设备移至第2口井、第3口井依次开展第一级射孔，同步开展第1口井第一级压裂；第1口井第一级压裂完后，开始第2口井第一级压裂，同步开展第1口井第二级射孔；第2口井第一级压裂完后，开展第3口井第一级压裂和第2口井第二级射孔；第3口井第一级压裂完后，开展第1口井第二级压裂和第3口井第二级射孔；第1口井第二级压裂完后，开展第2口井第二级压裂和第1口井第三级射孔。按照以此方法的施工顺序，直至完成第 3口井最后一级的压裂，如图10所示。

图  10  地质“块段”内集中压裂的水平井储层改造方法

Figure  10.  Horizontal well reservoir reconstruction method of centralized fracturing in geological “block”

下载: 全尺寸图片 幻灯片

施工过程中每口井每级压裂完后不排液，直至完成“块段”内最后一口井的压裂后再组织排液投产。这种设计多口井交替压裂的方式，由于地层一直处于较高的压力状态下，因此可以促使裂缝转向，产生更大规模更加复杂的缝网，进一步强化缝间干扰，增大储层渗透性，如再配套采用目前主流的“超大、超密、充分支撑体积缝网”的“极限体积压裂”技术，可实现最大化的改善储层渗流条件，十分有利于气体产出，提高部署井的产气效果。

5.   结　　论

1）区块精细地质研究对于井位部署、整体开发方案的设计以及后期地质条件的动态变化研究等都十分重要，应作为井位部署的关键因素，进行重点研究和分析。首先建立构造格架，可利用区块地质建模，强化对区块主力开发层系次级构造的精细描述和刻画，在此基础上考虑不同部位含气量、地下水径流、煤层厚度等差异的综合影响，部署设计合理井位。同时，细化研究每个井组的地质条件差异，及时调整井网方位、井距大小。

2）不同构造部位对煤层气井的产气效果影响显著。应更加重视区域范围大构造作用对煤层气或是煤系地层甲烷气体的聚集作用的影响，对于生储盖成藏条件的分析，有利于寻找新的有利目标层段。在具体区块的煤层气井位部署时，应更加重视次级构造作用对煤层气聚气作用影响。同时，不同构造部位影响煤层气井产水量，这一点在中低煤阶煤层气井产生水量中较为明显。

3）模拟研究了工程因素影响下的井距优化方案。综合考虑不同井距条件下井间干扰对产气效果的影响、不同井距累计产气量差异、开发井数与产气效果之间的经济效益差异对比等因素，综合得出能够实现较好产气效果和经济效益的最优井距大小。

4）提出一种地质工程一体化的井位部署与实施新思路。通过4个环节步骤的工艺改进和调整优化，特别是集中钻井工厂化的作业方式和强化缝间形成的地质“块段”式压裂新方法，实现快速大规模钻探和最大化的沟通储层裂缝和孔隙，以提高部署井的产气效果，降低钻井和压裂成本、缩短建设和投产周期。