影响煤层气多分支水平井产能的主控因素 水平井产能分析与产能评估
多分支水平井能够大幅度提高煤层气单井产量，但其影响因素也较多，要分析具体的影响因素还要从分支水平井的产量函数入手。煤层水平方向的渗透率存在着各向异性，对煤层气井的产能有较大影响。煤层气分支井产量模型也属于多目标函数，其与煤层地质条件及分支井眼几何结构密切相关。根据煤层的物理特性，煤层气多分支水平井产能主要受以下与工程有关的因素控制。
1.煤层厚度
煤层厚度对煤层气井的产量影响较大。煤层厚度增加，煤层气产量会有所增加，但薄煤层的气产量提高的幅度更大。
2.分支水平井的井筒长度
根据产能模拟结果，分支水平井产量随井筒长度增加而增加。从图8－15可见，当水平段长度较短时，产量增加幅度较大；当分支水平段长度增长到一定程度，产量增加幅度并没有明显的变化，即并不是分支水平井长度越长越好，具体的合理长度需要优化。
图8－15 供给半径Reh＝400m时分支井 产量与分支段长关系曲线
3.水平分支数
水平井筒长度一定时，增加水平井井筒数，可以提高产量。但从图8－16可见，当水平分支数较少时，产量随分支数增加其产量大幅度增加；当井筒数增加到一定程度，产量的增加幅度逐渐减小。另外，随着分支数的大幅度增加，钻井成本必然大幅度增加。由此可见，并不是井筒数越多越好，井筒数也存在一个经济合理值。
4.煤层的非均质性
煤层的非均质性因素包括煤层渗透率、深度、厚度、含气量及饱和度的区域性差异。煤层的各向异性对煤层气井的产能有一定影响，并且，当井筒数减少时，煤层非均质性的影响会更大。另外，煤层中的泥岩夹层和断层是钻多分支水平井的最大障碍。
图8－16 供给半径Reh＝400m时分支井 产量与分支数关系曲线
5.水平段位置
水平段在煤层中的位置对水平井产能有一定的影响，并且井筒数较少时，水平段位置对产能影响会更大。
6.分支水平井眼的方向
根据水平井渗流机理，各向异性气藏中，水平井筒与最大渗透率方向的夹角越大，水平井产能指数越大，所以水平井眼应垂直于综合渗透率方向（K），见图8－17。综合渗透率是指最大与最小水平渗透率的矢量叠加。如KH为最大水平渗透率；Kh为最小水平渗透率；K为最大和最小水平渗透率的矢量和；W为分支水平井眼长度；α为综合渗透率与最大渗透率方向的夹角；β为分支水平井眼与最大水平渗透率方向夹角。
图8－17 非均质煤层水平井眼走向图
经过计算分析，采用综合渗透率模拟的产能比采用最大水平渗透率模拟产能高出11.8％，从而证实，采用综合渗透率是合理的。
7.面割理方向对产能的影响
裂缝方向对水平油井产能的影响主要取决于裂缝与水平井方向。对于面割理和端割理不明显的煤层，水平段的走向对水平井的开采效果和产能影响不大，但对于面割理渗透率远高于端割理的煤层来说，沿着高渗方向钻水平井是非常不利的，其结果导致水平井对面割理的钻遇率降低和井眼波及面积小，既不利于水平井产能的发挥，也降低了采收率。相反，沿低渗方向钻水平井，有利于水平井最大限度地贯穿面割理，沟通更多的渗透率较高的面割理（图8－18），这就大大提高了水平井的波及程度和采收率。因此，单一水平井眼应垂直于面割理方向。
图8－18 水平井沿不同渗透率方向钻井的波及面积对比
多分支水平井技术特别适合于开采低渗透储层的煤层气，与采用射孔完井和水力压裂增产的常规直井相比，具有不可替代的优越性。
多分支水平井技术的优点主要有：
1）增加有效供给范围 水平钻进400～600m是比较容易的，然而要压裂这么长的裂缝几乎是不可能的，而且，造就一条较长的支撑裂缝要求使用大型的压裂设备。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带（图8－19），从而大大增加煤层气的供给范围。
图8－19 不同类型井煤层气的供给范围比较（据鲜保安等，2005）（a）直井供给范围（r：井眼半径，R：供给半径）；（b）单一水平井供给范围；（c）多分支水平井供给范围
2）提高了导流能力 压裂的裂缝无论长度多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，煤层割理与裂隙更畅通，就提高了裂隙的导流能力。
3）减少了对煤层的损害，常规直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的损害，而且煤层损害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，就避免了固井和水力压裂作业，这样只要在钻井时设法降低钻井液对煤层的损害，就能满足工程要求。
4）单井产量高，经济效益好 采用多分支水平井开发煤层气，单井成本比直井高，但在一个相对较大的区块开发，可大大减少钻井数量，降低钻井工程、采气工程及地面集输与处理费用，从而降低综合成本。而且产量是常规直井的2～10倍，采出程度比常规直井平均高出近2倍，既提高了经济效益，最为重要的是更充分地开发了煤层气资源。
5）具有广阔的应用前景 多分支水平井不仅可用于开发煤层气资源，还能应用于开发稠油或低渗透油藏、地下水资源，另外，还可以用于地下储油、储气工程。
煤层气勘探生产新技术与新方法~
7.6.1 多分支井技术
多分支井技术是20世纪90 年代中后期在常规水平井和分支井的基础上发展起来的一项新的钻井技术，该项技术可以大大提高油藏的采收率，降低油藏开采综合成本，经济效益十分显著，应用前景广泛，是21世纪油气田开发的主体工艺技术之一。多分支井技术吸收了石油领域的精确定位和穿针、定向控制与水平大位移延伸、多分支侧钻和欠平衡钻井等尖端技术成果，形成了一种兼具造穴、布缝和导流效果的煤层气开发应用技术。通过在煤层中部署水平分支井眼，扩大井筒与煤层的接触面积，有效地克服了储层压力和导流能力不足的缺陷，对低渗和低压储层增产效果显著。与常规直井技术相比，具有服务面积广、采收率高、投资回收快和综合成本低等优势。开发煤层气的多分支水平井与低渗透油藏的最大区别在于，煤层多分支水平井要追求更长的水平位移和更多的分支数。
多分支井能够改善低渗透储层的流动状态，煤层段分支或水平井眼以张性和剪切变形形成的裂纹为主，并且由于钻采过程中煤层应力状态的变化，导致原始闭合的裂纹重新开启，原始裂纹与应力变化产生的新裂纹形成网状结构，所以煤层气多分支井技术突破了原来直井点的范围局限，实现了广域面的效应，可以大范围沟通煤层裂隙系统，扩大了煤层气降压范围，降低煤层水排出时的阻力，大幅度提高了煤层气的单井产量和采收率，煤层气单井产量可提高10～20倍，最终煤层气采收率可高达70%～80 %。
7.6.1.1 多分支水平井类型
多分支井水平井按水平段几何形态可分为集束分支水平井、径向分支水平井、反向分支水平井、叠状分支水平井和羽状分支水平井（图7.12）。集束分支水平井是在一垂直井段钻多个辐射状分支井眼；径向分支水平井是在一垂直段钻出多个超短半径分支井眼；反向分支水平井，即一个分支井眼下倾，另一个分支井眼上倾，且井眼方向相反；叠状分支井，用于开采两个不同产层或在一个低渗透阻挡层之上或之下开采油气；羽状分支水平井，即在一主水平段两侧钻出多个分支井眼。
图7.12 多分支水平井分类图
（据邢政，2007）
a—集束分支水平井；b—径向分支水平井；c—反向分支水平井；d—叠状分支水平井；
e—羽状分支水平井
7.6.1.2 单煤组井身结构设计模型
在单个煤组厚度大于等于8m时采用此模型，当煤组中有夹矸时，施工时井眼要同时穿过夹矸上下的煤层（图7.13）。图中的动力洞穴指靠应力释放形成的洞穴，机械洞穴指仅靠扩孔工具形成的洞穴，洞穴用于扩大水、气供给范围，施工时要考虑欠平衡钻井技术。
7.6.1.3 多煤组井身结构设计模型
在煤组厚度均小于8 m时采用此模型，一般应以两个主要煤组为目标层（图7.14）。
可在两个煤组同时钻多分支井以增加产量，这样就可以弥补单组煤厚不足的缺陷。
图7.13 单煤组井身结构设计模型
（据邢政，2007）
图7.14 多煤组井身结构设计模型
（据邢政，2007）
7.6.2 影响煤层气多分支水平井产能的主控因素
多分支水平井能够大幅度提高煤层气单井产量，但其影响因素也较多，要分析具体的影响因素还要从分支水平井的产量函数入手。煤层水平方向的渗透率存在着各向异性，对煤层气井的产能有较大影响。煤层气分支井产量模型也属于多目标函数，其与煤层地质条件及分支井眼几何结构密切相关。根据煤层的物理特性，煤层气多分支水平井产能主要受以下与工程有关的因素控制。
7.6.2.1 煤层厚度
煤层厚度对煤层气井的产量影响较大。煤层厚度增加，煤层气产量会有所增加，但薄煤层的气产量提高的幅度更大。
7.6.2.2 分支水平井的井筒长度
根据产能模拟结果，分支水平井产量随井筒长度增加而增加。从图7.15可见，当水平段长度较短时，产量增加幅度越来越大；当分支水平段长度增长到一定程度时，产量增加幅度并没有明显的变化，即并不是分支水平井长度越长越好，具体的合理长度需要优化。
图7.15 供给半径Reh＝400 m 时分支井产量与分支段长关系曲线
（据鲜保安等，2005）
图7.16 供给半径Reh＝400 m 时分支井产量与分支数关系曲线
（据鲜保安等，2005）
7.6.2.3 水平分支数
水平井筒长度一定时，增加水平井井筒数，可以提高产量。但从图7.16可见，当水平分支数较少时，产量随分支数增加而大幅度增加；当井筒数增加到一定程度时，产量的增加幅度逐渐减小。另外，随着分支数的大幅度增加，钻井成本必然大幅度增加。由此可见，并不是井筒数越多越好，井筒数也存在一个经济合理值。
7.6.2.4 煤层的非均质性
煤层的非均质性包括煤层渗透率、深度、厚度、含气量及饱和度的区域性差异。煤层的各向异性对煤层气井的产能有一定影响，当井筒数减少时，煤层非均质性的影响会更大。另外，煤层中的泥岩夹层和断层是钻多分支水平井的最大障碍。
7.6.2.5 水平段位置
水平段在煤层中的位置对水平井产能有一定的影响，井筒数较少时，水平段位置对产能影响会更大。
7.6.2.6 分支水平井眼的方向
根据水平井渗流机理，在各向异性气藏中，水平井筒与最大渗透率方向的夹角越大，水平井产能指数越大，所以水平井眼应垂直于综合渗透率方向（K），见图7.17。综合渗透率是指最大与最小水平渗透率的矢量叠加。
图7.17 非均质煤层水平井眼走向图（据鲜保安等，2005）
煤成（型）气地质学
图7.18 水平井沿不同渗透率方向钻井的波及面积对比
（据鲜保安等，2005）
经过计算分析，采用综合渗透率模拟的产能比采用最大水平渗透率模拟产能高出11.8%，从而证实，采用综合渗透率是合理的。
7.6.2.7 面割理方向对产能的影响
裂缝方向对水平油井产能的影响主要取决于裂缝与水平井方向（鲜保安等，2005）。对于面割理和端割理不明显的煤层，水平段的走向对水平井的开采效果和产能影响不大，但对于面割理渗透率远高于端割理的煤层来说，沿着高渗方向钻水平井是非常不利的。其结果为：①沿高渗方向钻井，即平行面割理方向钻水平井，其结果导致水平井对面割理的钻遇率降低；②沿高渗方向钻水平井，井眼波及面积小，既不利于水平井产能的发挥，也降低了采收率。相反，沿低渗方向钻水平井，有利于水平井最大限度地贯穿面割理，沟通更多的渗透率较高的面割理（图7.18），这就大大提高了水平井的波及程度和采收率。因此，单一水平井眼应垂直于面割理方向。
多分支水平井技术特别适用于开采低渗透储层的煤层气，与采用射孔完井和水力压裂增产的常规直井相比，具有不可替代的优越性。其优点主要有：
1）增加有效供给范围：水平钻进400～600 m是比较容易的，然而要压裂这么长的裂缝几乎是不可能的，而且，造就一条较长的支撑裂缝要求使用大型的压裂设备。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带（图7.19），从而大大增加了煤层气的供给范围。
图7.19 不同类型井煤层气的供给范围比较
（据鲜保安等，2005）
a—直井供给范围（r为井眼半径，R为供给半径）；b—单一水平井供给范围；c—多分支水平井供给范围
2）提高了导流能力：压裂的裂缝无论长度多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，使煤层割理与裂隙更畅通，提高了裂隙的导流能力。
3）减少了对煤层的损害：常规直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的损害，而且煤层损害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，就避免了固井和水力压裂作业，这样只要在钻井时设法降低钻井液对煤层的损害，就能满足工程要求。
4）单井产量高，经济效益好：采用多分支水平井开发煤层气，单井成本比直井高，但在一个相对较大的区块开发，可大大减少钻井数量，降低钻井工程、采气工程及地面集输与处理费用，从而降低综合成本。而且产量是常规直井的2～10倍，采出程度比常规直井平均高出近2倍，提高了经济效益，最为重要的是更充分地开发了煤层气资源。
5）具有广阔的应用前景：多分支水平井不仅可用于开发煤层气资源，还能应用于开发稠油或低渗透油藏和地下水资源，另外，还可以用于地下储油和储气工程。
建议进一步阅读
1.苏现波，陈江峰等.2001.煤层气地质学与勘探开发.北京：科学出版社，84～149，195～209
2.邢政.2007.多分支井技术在大城区煤层气勘探开发中的应用研究.中国煤层气，4（2）：40～42
3.鲜保安，高德利等.2005.多分支水平井在煤层气开发中的应用机理分析.煤田地质与勘探，33（6）：34～37
一、各井生产数据分析
示范工程对DS01-1V、DS02-1V、PHH-001、PHH-002等4口多分支水平井进行了排采试验，获得实际生产数据和单井产能，达到示范工程预期的目标。
从2006年2月至8月开始，到2007年底，分别排采约72个井月。总体反映，3号煤层的DS01-1V井单井产量较高，最高达到12000m3/d，随着液面下降，产气量稳步上升，保持0.8～0.9MPa套压，显示了良好的产气能力。15号煤层产气量相对低一些，PHH-002井能够保持4400m3/d稳定产量，显示了比较好的产气能力，说明水平井技术可以对15号煤进行有效开发。
（一）山西组3号煤层生产潜力
本项目多分支水平井的排采试验结果表明，在3号煤层中使用多分支水平井技术，获得了很高的产气量。稳定的单井日产气量达到1.0×104～1.2×104m3。
以下是DS01-1V井排采生产历史和产能分析。
DS01-1V井由工程井和生产井组成，工程井命名为DS01-1，生产井命名为DS01-1V。DS01-1工程井于2005年12月26日开钻。2006年1月28日完成10分支井眼的作业。全井进尺6008.00m，其中φ152.4mm水平段进尺5506.00m。DS01-1井建井周期32.8天，完井周期35.5天。
2006年2月12日开始排采试验，2006年2月26日，排采15天后开始产气，产气量平稳上升，日产气量达12000m3/d，累计产气量已达233×104m3（截至2007年2月底）。套压维持在0.8～0.9MPa之间，具有较高的压力，说明该井具有良好的产气潜能（图6-11）。
图6-11 DS01-1V井生产历史曲线
（二）太原组15号煤层生产潜力
太原组15号煤层至今尚未形成成熟而经济有效的煤层气开发技术，本次试图进行水平井技术的开发试验，钻井3口，除1口产水量较大外，另两口获得了相对较好的产气量。PHH-002井能够保持4400m3/d稳定产量。相对于3号煤层，15号煤层产气量相对低一些，仍然显示了比较好的产气能力。
1.PHH-002井
PHH-002井生产层为15号煤层，2006年8月9日投入生产，到2007年12月底排采17个月。产气量700～4500m3/d，最高5000m3/d，累计产气282300m3（图6-12）。
2.PHH-001井
PHH-001井生产层为15号煤层，2006年7月14日投入生产。产气量最高1600m3/d，累计产气103900m3（图6-13）。该井2007年进行了修井，重新进行了钻井，增加了分支水平井和水平总长度。
图6-12 PHH-002井生产历史曲线
图6-13 PHH-001井生产历史曲线
二、多分支水平井产能模拟预测
DS01-1V井在经过半年时间的排采之后，获得了有效的生产数据，在深入研究该地区的构造、地质特征，并收集大量的储层参数的基础上，建立了合理的地质模型，利用先进的煤层气数值模拟软件开展历史拟合和动态分析研究，进一步了解储层参数，流体性质随时间、空间的分布和变化特征，预测多分支水平井技术的应用对提高采收率方面的贡献大小，为经济效益评价提供依据。
（一）DS01-1V井生产数据历史拟合
历史拟合是在敏感性分析的基础上，通过利用试验井或生产井的实际生产数据，反演和校正研究区的有关煤储层参数，从而进行更准确的产量预测。本次进行历史拟合的对象是气、水产量和累计气、水产量。而井底压力是随着时间变化，根据实测数据作为已知值给出。历史拟合的过程具有数值模拟工作程序的科学性，排采曲线见图6-14，历史拟合曲线见图6-15。
图6-14 端氏DS01-1多分支水平井排采曲线
图6-15 端氏DS01-1多分支水平井历史拟合曲线
模拟计算的工作是在经历长时间排水产气的基础上进行的。模型经过敏感性分析研究，并结合本地区大量翔实的地质资料，在科学分析、论证的基础上，利用实际生产资料（主要有产气量、产水量和液面深度），通过历史拟合对有关影响煤层气产出的重要参数作了校正、识别。从历史拟合曲线图上可以看出，通过历史拟合获得的参数是科学可信的，这就为下一步的产量预测工作奠定了基础。
（二）多分支水平井产量预测
利用历史拟合获得的参数（表6-13），相对渗透率变化数据见表6-14，输入模型进行产能动态预测。从数值模拟获得的结果分析，该地区的煤层气资源具有相当好的开发前景。
表6-13 基础参数表
① 1 cp＝10-3Pa·s。
表6-14 相对渗透率数据表
续表
本次多分支水平井预测模型中，水平段总长度为3000m。通过模型运算，计算结果见图6-16和表6-15所示。计算结果显示：预测多分支水平井服务年限为10年的情况下，煤层气平均产量可达到15273.89m3/d，单井平均年产量可达557.5×104m3，单井累计产量可达5574.97×104m3，累计采收率可达68.62%。服务年限为20年的情况下，煤层气平均产量可达到10500m3/d，单井平均年产量可达381.78×104m3，单井累计产量可达7635.66×104m3，累计采收率可达93.99%。图6-17、图6-18分别表示多分支水平井在第5年、第8年的压力平面变化，与垂直井相似，动态压力在开发前几年下降较快，而在开发后期表现为压降较为平稳。
图6-16 多分支水平井预测产量曲线
图6-17 多分支水平井动态压力变化图（第5年）
图6-18 多分支水平井动态压力变化图（第8年）
从上面两种服务年限的结果对比分析，采用多分支水平井技术开发煤层气，可以在前6年的时间内，采收率达到53.7%；而在后14年的时间内，采收率的增加为40%左右。
模拟表明，井底压力随生产时间延长而降低。直井第8年的压力降到0.77MPa，第15年的压力降到0.64MPa。水平井第8年的压力降到1.01MPa，第15年的压力降到0.87MPa。
表6-15 多分支水平井储层模拟产量预测表
沁水盆地和顺区块号煤层含气量主控因素研究
答：15号煤层煤层气甲烷含量86.24%～98.42%,平均为93.31%,甲烷浓较高,煤层气品质好。 和顺区块煤层气参数井主要集中在区块东南部和东北部(煤层埋深多小于1000m),分析15号煤层含气量平面上的变化,有如下特征:①东南部红堡沟单斜带含气量...
重大突破和进展
答：5.实施煤层气示范工程，为我国煤层气勘探开发提供了范例 在山西沁水端氏煤层气开发示范工程中，煤层气多分支水平井有效地解决了高煤阶低渗透煤储层地区的技术瓶颈，取得了高效开发的显著效应。示范工程针对2种不同地质条件实施...
柳林烟煤储层多分支水平井钻完井技术
答：摘要:多分支水平井是煤层气高效开发的重要钻完井技术,但面临着井壁稳定、储层保护、水动力条件等复杂的工程和地质难题。为保障柳林烟煤储层多分支水平井的安全和高产,开展了地应力与水平井井壁稳定性、储层伤害机理与保护措施、煤层厚度与...
分支水平井的产能预测
答：分支水平井的产能公式经历了Табаков、程林松、王卫红、李璗、蒋廷学、冯文光、齐成伟等人的研究。单击公式图片，可以放大至高清。典型实例：
水平钻井工艺技术在晋城煤层气中应用实践
答：中联煤层气有限责任公司在实施潘河示范项目一期工程和端氏项目多分支水平井的基础上,深入总结沁南地区钻井完井技术、压裂增产技术,针对15号煤层单井产能低的问题,按照由简单到复杂的原则,提出了在潘河示范项目区内利用水平井技术开发15煤的...
煤层气钻井技术规范
答：6.煤层气井钻井质量 6.1 钻井施工应加强质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于99%，取心收获率达到设计要求。6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工艺井的井身质量应执行相应的标准，定向井中...
煤粉产出形成机制研究
答：鉴于煤粉产出对煤层气生产的严重影响,国内学者对煤粉本身的特征开展了大量的工作,从煤粉的成因和煤粉对生产的影响方面对煤粉进行了分类。白建梅等(2010)针对多分支水平井中煤粉的成因展开研究,将煤粉划分为4种类型:①煤岩中的...
煤粉产出来源
答：第三阶段主要是以少量煤粉为主的产气衰落期。该阶段产气量逐渐下降,产水量很少,甚至不产水。少量的煤粉可能滞留在煤层中,而细小的煤粉颗粒可能以粉尘的方式随气体产出。2.裸眼完井(水平多分支井)第一阶段主要是以原生煤粉...
水平连通井关键技术及在三交地区的应用
答：[6]饶孟余,杨陆武,张遂安等.2007.煤层气多分支水平井钻井关键技术研究[J]天然气工业,27(7):52～55 [7]莫日和.2007.煤层气井造穴技术的实践与研究[J].中国煤层气,(4),3 [8]新明.1998.完美的导向钻井系统.石油钻采上艺.(...
郑庄区块煤层气富集主控地质因素及开发前景分析
答：摘要: 寻找煤层气富集高产区是煤层气勘探开发过程中一项重要的工作,通过对煤层气富集成藏的规律及开发潜力进行分析,为煤层气有利开发区的优选提供依据。本文从沉积环境、水文地质条件及地质构造三个方面,对沁水盆地南部郑庄区块山西组 3#...
