0.   引　　言

近年来，国内煤层气区块开始进入规模开发，但相当部分煤层气单井产能低，生产周期较长，甚至不能产出有效的工业气流。煤层气产量在不同井区或同一井区不同井之间的差异明显，产量极不稳定且稳产期较短。井网优化与部署是煤层气田开发方案编制的重要环节，合理的井网布置对于增大煤储层压降面积、增加煤层气解吸量，提高煤层气单井产量，降低开发成本及提高总体开发效益都有十分重要的意义^[1-4]。

煤储层数值模拟技术是目前井网优化设计的重要手段。井网的布置样式、井网方位以及最佳井距的选择是井网优化布置研究的主要内容。印薇薇等^[5]、郭晨等^[6]运用COMET3软件，对山西沁水盆地潘庄区块不同类型煤层气井的开发井网进行优化设计，并预测了不同布井方案下的单井产能，指出优化后的井网单井平均产量高于预期。史进等^[7]利用数值模拟方法，总结出煤层气井网优化设计应考虑井间干扰、井距与排距之比，井网方位等因素，并运用数值模拟软件对鄂尔多斯盆地某区块进行了煤层气井网的优化设计。关之朕等^[8]利用煤层气数值模拟软件，针对井网优化设计的相关因素进行模拟，提出了适合陕西韩城北区煤层气开发适用的井网样式、井网方位以及井网密度，为该区块煤层气开发方案设计提供了合理依据。

鄂尔多斯盆地大宁区块自2009年进行煤层气勘探开发以来，实施二维地震1 745.95 km，探井54口，试采丛式井126口，产气井116口，先后探索试验了不同井型、不同井网、不同层系组合 ^[9]。并经过勘探开发一体化先导试验，已经积累一些煤层气开发井网样式、井距和排距之比等相关经验，但对于该区块的最优井网设计方案，目前尚缺乏统一的认识。因此，合理优化井网设计成为大宁区块进一步实现效益开发的关键环节，以大宁区块5号煤层为研究对象，利用该区块生产井组不同产量单井的资料，借助煤层气数值模拟软件COMET3，通过历史拟合获得有效的煤储层参数，并基于此参数对不同井网样式及井距和排距之比进行模拟，以期得到适用于大宁区块的最优工程部署方案。

1.   大宁区块煤储层特征

1.1   研究区地质概况

大宁区块地处山西省临汾市，北起隰县，南至吉县，东接吕梁山脉，西邻黄河，区块南北长约40 km，东西宽约50 km，总面积约2×10³ km²。构造上位于鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带南段、伊陕斜坡东侧（图1），受薛关逆断层控制，呈现 “一凹一隆两斜坡”的格局，构造背景相对简单，总体形态为北西倾的大型单斜构造，地层平缓，倾角小于10°。研究区上古生界自下而上沉积了石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组（图1），总厚度约800 m ^[10-12]。

图  1  鄂尔多斯盆地大宁区块位置及煤系综合柱状图

Figure  1.  Location of Daning Block in Ordos Basin and comprehensive histogram of coal measures

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1.2   煤层特征

煤层特征是开发前期井网设计和数值模拟储层参数选取的首要依据^[13-14]，大宁区块主要含煤层系为二叠系山西组和太原组，煤层埋深主要受区域构造背景和地形地貌的影响，整体呈现东浅西深的特点。主力煤层平均埋深约1 100 m。其中，此次井网设计目的层5号煤埋深在898～1 435 m，平均埋深1 035 m，厚度为3.1～10.1 m，全区平均厚度达到6.57 m，从全区分布来看，中北部煤层较厚，东南部有一定减薄，煤体结构简单，分布稳定（图2）；研究区5号煤层埋深为1 042～1 086 m，平均埋深为1 064 m，厚度在4～13 m，平均厚度为10 m。

图  2  大宁区块5号煤厚度等值线图

Figure  2.  Thickness contour map of No.5 coal in Daning Block

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煤层顶底板岩性是影响煤层封盖条件的重要因素^[15]，目的层5号煤的顶底板岩性均以泥岩为主，夹少量薄层砂岩，厚度较大。顶底板含水性弱，渗透性差，封隔性好，非常有利于煤层气的成藏与保存。

1.3   煤储层吸附性能

根据14口井煤心实测数据可知，5号煤层空气干燥基的饱和吸附量（即兰氏体积）变化范围在18.83 ～27.45 m³/t，平均为23.16 m³/t，表明5号煤层的吸附能力较强。兰氏压力变化变化范围在1.76～2.76 MPa，平均为2.08 MPa，表明5号煤层储气能力较强。在其他条件有效配置的情况下，煤层中气体富集程度高，是煤层气开发的有利条件。

1.4   煤储层含气性

根据含气量测试结果，目的层5号煤实测含气量在9.41～19.29 m³/t，平均实测含气量为13.33 m³/t，高含气区主要分布在大宁区块的中北部。实测含气量和对应的等温吸附曲线计算出的5号煤层临界解吸压力在3.93～7.54 MPa，平均为5.71 MPa。5号煤层实测储层压力为6.36～11.26 MPa；压力梯度为0.61～0.94 MPa/100 m，平均值为0.81 MPa/100 m。

煤层含气饱和度越高，煤层的临界解吸压力越大，煤层气越容易解吸^[16]。依据等温吸附试验和排采井实测储层压力及含气量结果，5号煤层含气饱和度在49.6%～86.2%，平均69.5%，属于欠饱和气藏。

1.5   煤储层渗透性

煤储层是含有基质孔隙和裂隙孔隙（割理）的双孔隙介质。煤层渗透性直接影响流体流向井底的难易程度，是煤储层评价的关键参数之一^[17]。煤样分析资料显示，目的层5号煤的孔隙率在2.84%～12.96%，平均约5.0%。根据注入/压降测试的结果，5号煤层的渗透率变化范围在0.0135×10⁻³～0.75×10⁻³ μm²，平均渗透率为0.016×10⁻³ μm²。

2.   井网设计优化要素

2.1   井　型

目前，煤层气开发常用的井型包括定向井、丛式井和水平井^[18]，定向井具有井身结构简单，钻井周期短，钻井成本低等优点，丛式井井口集中，采集生产数据简单，现场管理方便，可节约井口及集输管网建设费用，节约采气成本，但井身结构复杂，易出现因井斜角过大导致的管柱偏磨等工程问题。水平井可最大限度改善煤层裂缝的渗透性，增大压降面积，提高单井产量和煤层气采收率，最终提高煤层气动用程度，但钻井成本较高，对煤层钻遇率要求较也高。根据区内5号煤层厚度大、分布稳定且最小主应力方向一致等地质特征和地面、地下条件，压裂时为使人工裂缝与天然裂缝最大程度沟通，研究区选择井型以定向井为主，以水平井为辅，配合相应井网进行煤层气规模开发。

2.2   井网样式

在煤层气开发中，合理布置井网样式，不仅可以大幅度提高煤层气井产量，而且能降低煤层气开发成本，提高经济效益^[19]。煤层气井常见的井网样式包括矩形井网、菱形井网和五点式井网等（图3）。矩形井网主要沿主渗透和垂直于主渗透两个方向进行垂直布井，且要求相邻四口井呈现出矩形形态。矩形井网规整性好，布置方便，其缺点是相邻4口井的中心位置压降速率慢、幅度小，使该区域煤层气采收率底，矩形井网多适用于煤层渗透性在不同方向差异较小的地区。菱形井网要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，使相邻的四口井呈现菱形形态，其适用于煤层渗透性在不同方向差异较大的地区^[20-21]。五点式井网适合不同方向上储层渗透率差别不大的地区，最大的优点是排采时，压力在煤层气井间能够较为均匀的降低，达到开发区域同时降压的目的。本文将采用数值模拟方法，根据产能预测结果综合优选研究区最佳井网样式。

图  3  煤层气常见井网样式

Figure  3.  Common well pattern diagram of CBM

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2.3   井排距

井排距是煤层气开发布井的重要指标，其大小可决定煤层气资源的动用程度。井排距的选择将直接影响煤层气井间干扰的大小，井排距过大，两井间不能形成有效干扰，相当于单井排采。井排距过小，虽然降压效果好，但提高了煤层气开发的成本。因此，井排距选择的不恰当直接影响了开发井的压降效果，从而影响整个区块的煤层气采收率及开发效益^[22]。

井排距的选择考虑因素较多，是地质条件和开发要求两个要素的综合函数，比较难以确定，因此本文采用数值模拟方法，根据不同井排距比例下煤层气动用程度综合优选研究区最佳井排距。

2.4   井网方位

井网方位主要依据煤储层天然裂隙和人工压裂裂缝的主导方位来确定，煤层中天然裂隙直接影响渗透率的大小，天然裂隙的延伸方向也是煤层渗透性更好的方向，人工压裂裂缝使天然裂缝更好沟通，而压裂裂缝的主导方位由现代地应力方向确定，一般沿垂直于现今最小主应力方向延伸^[23]。

根据压裂时裂缝监测情况显示，大宁区块人工压裂裂缝延伸方向为NE66°，中国石油煤层气井网方位经验部署方法为适当偏离地层最大主应力方向0°～10°，可相应扩大压降范围。因此，大宁区块井网部署方位确定为NE60°。

3.   基于数值模拟的井网井距优选

数值模拟技术是煤层气开发井网优化设计的重要方法^[24-25]，本文采用煤层气藏工程专用数值模拟软件COMET3，评价不同井网样式和井排距对煤层气产能的影响，通过预测不同井网样式和井排距下煤层气井的单井产量并进行对比，达到对煤层气井网样式和井排距优化的目的。

3.1   历史拟合

3.1.1   拟合井基本情况

进行数值模拟的第一步工作是进行单井历史拟合，历史拟合的主要目的是对由于煤储层损伤等问题造成储层参数失真进行修正，使模拟的历史动态更符合实际生产动态，保证储层参数的客观性^[26]。选取该区具有代表性煤层气井组J-22井组中J-22井和J-22-2井作为历史拟合对象（图2），J-22井于2012年4月投产运行，排采历时3 086 d，实际累计产气1 450 633 m³，平均日产气470 m³，最高日产气量950 m³；实际累计产水1 764.12 m³，平均日产水0.57 m³，最高日产水量2.54 m³。J-22-2井于2012年4月投产运行，排采历时3 085 d，实际累计产气1 650 241 m³，平均日产气534 m³，最高日产气量1 141 m³；实际累计产水1 902.71 m³，平均日产水0.62 m³，最高日产水量2.57 m³。

3.1.2   历史拟合基本参数

一般而言，煤层气单井历史拟合工作最关键的步骤是进行储层参数调整，需要进行前述大量煤储层基础地质研究工作后，首先确定参数的可调性，由于有些参数需要较频繁的调整，有些则不需要（表1），故调节储层参数是最复杂和困难的过程。J-22井组为大宁区块生产井组。其中J-22井作为取心井，该井测试了模拟所需兰氏参数、储层压力、等温吸附常数、吸附时间以及煤的孔隙率等静态参数，同时进行注入压降测试获取了煤层渗透率、表皮系数及储层综合压缩系数等参数，具备开展模拟的条件。

表  1  历史拟合参数可调性

Table  1.  Adjustability of historical fitting parameters

调整幅度较大参数	调整幅度较小参数	确定参数
裂隙渗透率	含气量	初始条件
裂隙孔隙率	等温吸附曲线	储层构造
气−水相对渗透率曲线	解吸时间	厚度
裂缝半长	含水层性质	气−水的PVT参数
表皮系数	井孔生产指数	压缩系数
		毛管压力

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3.1.3   历史拟合结果

运用COMET3软件，对大宁区块J-22井和J-22-2井3086 d的实际生产数据进行反演，采用定井底流压，拟合产气量和产水量的工作制度进行了历史拟合计算。通过较大幅度调整试验获得的储层参数，较小幅度调整试验获得的储层参数进行了参数校正（表2），使模拟计算结果与实际生产数据接近。由表2可以看出，初始值与拟合值之间存在着不同程度的差异。如J-22-2井储层渗透率增加了159.3%，孔隙率增加了31%，表皮系数减少了25.4%，裂缝孔隙率减少了5%，裂缝渗透率增加了20%，储层压力、兰氏体积、兰氏压力和解吸压力几乎不变。

表  2  历史拟合前后主要参数对比

Table  2.  Comparison table of main parameters before and after history matching

模型参数	初始值			拟合值			变化率/%		初始数据来源
	J-22	J-22-2		J-22	J-22-2		J-22	J-22-2
储层压力/MPa	9.44	9.47		9.44	9.47		0	0.00	排采数据
渗透率/10−3 μm2	0.008	0.027		0.13	0.07		1525	159.30	测井资料
孔隙度/%	3.29	2.80		2.4	1.94		−27.1	31.00	测井资料
表皮系数	−1.42	−1.42		−1.72	−1.78		−21.1	−25.40	邻井试井资料
兰氏体积/（m3·t−1）	24.03	26.00		26	26.00		8.2	0.00	试验资料
兰氏压力/MPa	2.020	2.20		2.2	2.20		8.9	0.00	试验资料
解吸压力/MPa	4.14	6.71		4.14	6.71		0	0.00	试验资料
裂缝孔隙率/%	60.00	4.00		55	3.80		−8.3	−5.00	邻井试井资料
裂缝渗透率/10−3 μm2	30.00	40.00		25	48.00		−16.7	20.00	邻井试井资料

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通过单井生产数据反演，拟合了实际产能曲线总体趋势（图4、图5），J-22井模拟获得的累计产气量为1 450 352 m³，模拟获得的累计产水量为1 765.0 m³，与前述实际累计产气量和实际累计产水量误差分别为0.019%，0.05%，拟合效果好。J-22-2井模拟获得的累计产气量为1 649 929 m³，模拟获得的累计产水量为1 892.9 m³，与上述实际累计产气量和实际累计产水量误差分别为0.019%，0.53%，拟合效果同样较好。除对产气峰值反映不明显，综合考虑到峰值两端及整体拟合情况，认为储层参数拟合值客观真实地反映煤储层特征，可更准确、合理的进行井网优化设计。

图  4  J-22井日产气量和累计产气量历史拟合

Figure  4.  Historical fitting diagram of daily gas production and cumulative gas production in Well J-22

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图  5  J-22-2井日产气量和累计产气量历史拟合

Figure  5.  Historical fitting diagram of daily gas production and cumulative gas production in Well J-22-2

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3.2   井网井距优化前的产能模拟

大宁区块通过前期勘探开发一体化生产试验，根据该区块具体的煤储层地质条件，一直采用矩形井网及300 m×300 m的井排距对煤层气进行规模开发，为考虑该区块煤层气开发实际，利用前期历史拟合获得的储层参数，运用数值模拟软件COMET3，模拟评价了当前井网井距条件下的煤层气产能释放情况。设定600 m×600 m（即0.36 km²）正方形区段作为模拟区域，模拟目的层为5号煤单层，模型总网格数为60×60×1=3600个，采用解吸前压降速率为0.01 MPa/d，解吸后压降速率为0.005 MPa/d的排采制度，模拟井网排采3 086 d。

模拟结果显示，现阶段大宁区块所采用的矩形井网样式（4口井）及300 m×300 m的井排距所获得累计产气量为5 822 511 m³，日产气量最大值为4349.1 m³（图6），单井累计产气量为1 455 628 m³，地质储量3060万m³，得到采收率仅为19.03%，煤层气资源动用程度较低。因此，该区块需进行合理的煤层气开发井网优化设计。

图  6  大宁区块现阶段矩形井网井距模拟结果

Figure  6.  Simulation results of rectangular well pattern and well spacing at the current stage in Daning Block

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3.3   井网优化设计模拟结果

在前期地质分析，历史拟合获得储层参数基础上，针对大宁区块地形条件及具体的煤储层条件，结合现有的煤层气开发井网样式，运用数值模拟软件COMET3，对矩形井网、菱形井网和五点式井网3种常见的煤层气开发井网样式设置300 m×100 m，360 m×120 m，300 m×80m，400 m×100 m等4种不同井排距（井距排距之比分别为3∶1和4∶1）下的产能进行模拟预测。模拟目的层为5号煤单层，设定井网面积为600 m×300 m（即0.18 km²），设定总网格数为60×30×1=1800个，采用现阶段区块所采用的排采制度（即解吸前压降速率为0.01 MPa/d，解吸后压降速率为0.005 MPa/d），模拟井网排采3 086 d。

模拟得到3种井网样式在不同井排距下的日产气量和累计产气量曲线图（图7—图9），地质储量22 032 000 m³，对于矩形井网，当井排距为400 m×100 m时，模拟得到的累计产气量最小，为7 300 382 m³，而当井排距为360 m×120 m时，模拟得到的累计产气量最大，为8 119 016 m³；对于菱形井网，当井排距为300 m×80 m时，模拟得到的累计产气量最小，为6 505 448 m³，而当井排距为360 m×120 m时，模拟得到的累计产气量最大，为7 442 008 m³；对于五点式井网，当井排距为360 m×120 m时，模拟得到的累计产气量最小，为8 866 629 m³，当井排距为300 m×80 m时，模拟得到的累计产气量最大，为9 733 472 m³。

图  7  矩形井网不同井排距日产气量及累计产气量预测结果

Figure  7.  Prediction results of daily gas production and cumulative gas production with different well spacing in rectangular well pattern

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图  8  菱形井网不同井排距日产气量及累计产气量预测结果

Figure  8.  Prediction results of daily gas production and cumulative gas production with different well spacing in diamond well pattern

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图  9  五点式井网不同井排距日产气量及累计产气量预测结果

Figure  9.  Prediction results of daily gas production and cumulative gas production with different well spacing in five-point well pattern

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通过对比模拟得到的3种井网样式4种井排距下的采收率云图（图10—图12）可知，矩形井网在井排距为300 m×80 m和360 m×120 m时，能形成良好的井间干扰，而井排距为400 m×100 m时，井距方向的井间干扰无法形成；菱形井网在井排距为360 m×120 m时，累计产气量最大，说明井排距并非是越小越好；五点式井网则在井排距300 m×80 m时，累计产气量最大，说明其在此井排距下，井间干扰严重，压降漏斗拓展范围大，压降更明显。

图  10  矩形井网采收率云图

Figure  10.  Cloud map of recovery factor of rectangular well pattern

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图  11  菱形井网采收率云图

Figure  11.  Cloud map of recovery factor of diamond-shaped well pattern

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图  12  五点式井网采收率云图

Figure  12.  Cloud map of recovery factor of five-point well pattern

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考虑五点式井网在设置井数时比其他井网多设置1口单井，所以针对上述的不同的井网样式和井排距比例，进行了单井产量计算，根据表3可知，五点式井网的单井累计产气量在井排距为300 m×80 m和400 m×100 m（即井排距比为4∶1）时最大，分别为1 946 694 m³/口和1 861 169 m³/口，此时的煤层气采收率分别为44.18%和42.24%。矩形井网则在井排距为300 m×100 m和360 m×120 m（即井排距比为3∶1）时获得最大单井产量，分别为2 027 433 m³和2 029 754 m³，此时的煤层气采收率分别为36.81%和36.85%。因此，大宁区块设置井排距比为4∶1时应选用五点式井网，设置井排距比为3∶1时应选用矩形井网。通过开发井网井距的优化设计，大宁区块煤层气产量得到明显改善，煤层气资源动用程度大幅度提高。

表  3  不同井网样式和井排距总累计产气量与单井累计产气量对比

Table  3.  Comparison of the total cumulative gas production of different well pattern and well spacing and the cumulative gas production of a single well

井网样式		井距×排距/( m× m)
		300 ×80	300×100	360×120	400×100	300×300
井网累计产气量 /m3	五点式	9 733 472	9 653 390	8 866 629	9 305 845	4 423 519
	菱形	6 505 448	6 858 600	7 442 008	7 208 799	5 791 646
	矩形	7 631 998	8 109 732	8 119 016	7 300 382	5 822 511
单井累计产气量 /m3	五点式	1 946 694	1 930 678	1 773 326	1 861 169	884 704
	菱形	1 626 362	1 714 650	1 860 502	1 802 200	1 447 912
	矩形	1 908 000	2 027 433	2 029 754	1 825 096	1 455 628

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4.   结　　论

1）大宁区块山西组5号煤层，煤层厚度一般为3.1～10.1 m，平均6.57 m，厚度较大，煤层结构简单，煤层埋深在898～1 435 m，整体上呈现东浅西深的变化趋势。煤层含气量9.41～19.29 m³/t，平均含气量为13.33 m³/t，含气量较高。煤层顶板岩性以泥岩为主，厚度大，封闭性能好。煤层渗透率较低，试井渗透率在0.013 5～0.75×10⁻³ μm²，平均为0.016×10⁻³ μm²。总体上大宁区块煤层气开发潜力巨大。

2）开发前期井网优化设计要以煤层气地质条件为依据，井网优化要素主要包括井型、井网样式、井排距和井网方位，大宁区块井网样式和井排距通过数值模拟方法进行优选，井型应以定向井为主，水平井为辅，配合相应井网进行煤层气规模开发，井网方位与最大主应力方向一致为NE66°。

3）利用COMET3数值模拟软件对研究区较为典型的煤层气生产井组J-22井组中产量不同的两口单井J-22井和J-22-2井进行了单井历史拟合，且拟合效果较好，获得了研究区可靠的储层参数与工程参数，修正后的储层参数能够真实合理的反映煤层气产能差异，并可用来指导研究区井网样式和井距优化部署工作。

4）利用COMET3数值模拟软件对大宁区块煤层气开发井网样式和井排距进行了优选，模拟结果表明，当前大宁区块所采用的矩形井网样式和300 m×300 m的井排距，在排采3 086 d后，煤层气采收率仅为19.03%，煤层气资源动用程度低。通过数值模拟方法对开发井网样式和井排距进行优选，认为大宁区块在设置4∶1的井排距比（即井排距为300 m×80 m和400 m×100 m）时应选用五点式井网，设置3∶1的井排距比（即井排距为300 m×100 m和360 m×120 m）时应选用矩形井网，优选后模拟排采相同天数，煤层气采收率分别为达44.18%和36.85%，煤层气资源动用程度大幅度提高。