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中图分类号：TE357单位代码：11414学号：2013212144题目煤层气水水平井分分段压裂裂优化设计计技术学科科专业油气田开开发工程程研究究方向油气田开开发理论论与系统统工程硕士生卢凌云指导导教师裴柏林副副教授二○一六年五月 硕士学位论文独创性声明郑重声明：本硕士学位论文是作者个人在导师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果。除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他个人和集体己经发表或撰写的研宄成果，也不包含为获得中国石油大学或者其它单位的学位或证书所使用过的材料。对本研究做出贡献的个人和集体，均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。作者和导师完全意识到本声明产生的法律后果由作者和导师相应承担。＾－作者签名‘ｉＭ：日期：ｄ导师签名：日期：１／广硕士学位论文版权使用授权书（北京本学位论文作者及指导教师完全了解中国石油大学）学位论文版权使用的有关规定，使用方式包括但不限于：学校有权保留并向有关部门和机构送交学位论文的复印件和电子版；允许学位论文被查阅和借阅；学校可以公布学位论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编学位论文；可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索。本学位论文属于保密范围，保密期限年，解密后适用本授权书。本学位论文作者如需公开出版学位论文的部分或全部内容，必须征得导师书面同意。邊Ｉ作者签名：夯日期：导师签名：日期：ｍｉ？ｊ－＿１ 摘要摘要针对煤层气藏开发，水平井分段压裂技术是提高产量的有效方法，是提高单井产量关键技术。而煤层气水平井分段压裂优化设计是有效开发的基础，其中煤层气水平段和裂缝的的优化设计是进行分段压裂施工的必要前提。本文以沁水盆地南部寺河矿潘庄区块为研究对象，提出煤层气水平井分段压裂优化设计技术，主要对水平井水平段和压裂裂缝设计优化处理，特别是针对水平段和压裂裂缝的模拟网格划分不合理导致不能准确描述水平井段及裂缝附近储层压降及渗流特征等问题进行优化设计。本文主要利用地质建模软件和数值模拟软件进行了研究区煤层气水平井模型建立与优化设计；应用大型数值模拟软件Eclipse提供的NWM处理模块以及局部网格加密法（LGR）分别对水平井水平段及裂缝进行模拟网格的优化设计处理；最后在水平井水平段及压裂裂缝模拟网格优化处理基础上，对研究区块煤层气水平井水平段长度和煤层气分段压裂裂缝参数系统进行了优化设计。关键词：煤层气；水平井分段压裂；数值模拟；优化设计-II- ABSTRACTDesignOptimizationTechnologyofStagedFracturingforCBMHorizontalWellABSTRACTInviewoftheCBMreservoirdevelopment,horizontalwellstagedfracturingtechnologyisaneffectivemethodtoincreaseproduction.ButthedesignoptimizationofstagedfracturingisthebasisoftheeffectivedevelopmentforCBMhorizontalwell,anddesignoptimizationofhorizontalsectionandfracturesisthenecessarypremiseforpiecewisefracturingoperation.Inthispaper,onthebasisofPanzhuangblockofSihemine,insouthofQinshuibasin,adoptingthehorizontalwellstagedfracturingtechnologytoexploit,themainworkisdesigningandoptimizingforthehorizontalsectionandfractures,specially,becausetheunreasonablesimulationgriddivisionmethodscannotdescribethepressuredropandtheseepagecharacteristicsofthehorizontalsectionandfractures,thedesignoptimizationofsimulationgridisthemainresearchcontent.Andinthistext,thegeologicalmodelingsoftwareandnumericalsimulationsoftwareareusedtoestablishhorizontalwellmodelatthestudyarea.UsingtheNearWellModeling(NWM)moduleandthelocalgridrefinement(LGR)ofthenumericalsimulationsoftwareEclipsetodesignandoptimizethehorizontalsectionandfracturesrespectively.Thelast,basedonthedesignoptimizationofhorizontalwellmodelandsimulationgrid,itiseffectivetodesignandoptimizethehorizontalsectionlengthandfracturingfracturesystemoftheactualblock.keywords：CoalbedMethane；StagedFracturingforHorizontalWell；Numericalsimulation；DesignOptimization-III- 目录目录硕士学位论文独创性声明...............................................................................................I硕士学位论文版权使用授权书.......................................................................................I摘要..............................................................................................................................IIABSTRACT...................................................................................................................III第1章绪论.................................................................................................................11.1研究目的与意义...............................................................................................11.2国内外研究现状及存在问题...........................................................................21.2.1煤层气水平井开发应用现状.................................................................21.2.2压裂裂缝模拟优化研究现状.................................................................21.2.3存在问题.................................................................................................31.3研究内容...............................................................................................31.4研究方法与技术路线.......................................................................................41.5论文创新点.......................................................................................................5第2章研究区块概况....................................................................................................62.1地理位置及勘探开发状况...............................................................................62.2研究区块地质特征...........................................................................................72.2.1构造特征.................................................................................................72.2.2地层特征.................................................................................................82.2.3煤层特征.................................................................................................82.2.4水文地质特征.........................................................................................92.3研究区煤储层特征评价.................................................................................102.3.1煤层含气性...........................................................................................102.3.2煤的吸附性能..............................................................................112.3.3煤层渗透性...........................................................................................112.3.4原地应力..............................................................................................12-IV- 目录2.3.5煤体结构与煤中裂隙发育特征...........................................................12第3章煤层气水平井模型建立与优化设计..............................................................133.1水平井开发地质精细描述.............................................................................133.1.1煤层气水平井开发地质要求...............................................................133.1.2研究区块水平井适应性分析..............................................................163.2研究区储层地质模型建立.............................................................................173.2.1储层构造模型.......................................................................................173.2.2储层属性模型.......................................................................................183.3水平井模型建立与优化设计.........................................................................193.3.1水平井井眼方位设计影响因素.....................................................193.3.2研究区水平井井眼设计.......................................................................203.3.3水平井模型建立..................................................................................22第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟优化设计..................................................254.1煤层气水平井裂缝形成机理分析.................................................................254.1.1煤岩压裂主要影响因素分析...............................................................254.1.2煤层气水平井压裂裂缝形态分析.................................................274.2煤层气水平井压裂渗流特征分析.................................................................294.2.1煤层气产出运移机理及模拟机制.......................................................294.2.2煤层气水平井流动形态分析..............................................................314.3水平段及裂缝模拟网格优化设计.................................................................334.3.1模拟网格优选设计.......................................................................344.3.2煤层气水平井水平段NWM优化设计..............................................364.3.3煤层气水平井裂缝LGR优化设计.....................................................42第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计..............................................485.1煤层气压裂水平井产能因素分析.................................................................485.2研究区水平井水平段长度优化设计.............................................................495.2.1模拟方法设计......................................................................................49-V- 目录5.2.2研究区水平井水平段长度优化...........................................................495.3研究区水平井压裂裂缝系统优化设计.........................................................525.3.1优化模拟方法.......................................................................................525.3.2压裂裂缝参数组合优化设计...............................................................52第6章结论..............................................................................................................62参考文献.....................................................................................................................64致谢............................................................................................................................67攻读学位期间取得学术成果、参加的学术大赛........................................................68-VI- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第1章绪论1.1研究目的与意义据煤层气资源评价显示，我国煤层气资源储存量比较可观，超过36万亿立方米，位居世界第三，分布范围也比较广，主要集中在煤层气发育的鄂尔多斯盆地、沁水盆地等地区。虽然我国具有先天的资源储量，由于受到我国特殊的地质条件和开发技术及装备的不匹配等客观因素的影响，目前我国煤层气开发力度及规模都十分有限。但是国内对天然气的需求与日俱增，开发量远不能达到使用量，导致必须从国外进口大量天然气，对外依赖度比较大。根据我国煤层气产业规划，2015年煤层气在地面开发量及抽采量一共要达到300亿立方米，但近年来地面及井下抽采增长非常缓慢。据数据显示，2015年抽采量179亿立方米，远没有达到规划目标。此后颁布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》中提出300亿立方米的指标，将“十二五”期间未完成的目标延后五年，目前全国煤层气地面开发井数量已超过15000多口，但是日产气量非常低，单井平均不到千方，要完成规划目标值任务难度依然很大。根据多年的开发经验总结，我国煤层气单井产气量低的主要原因是储层改造、排采等核心工艺技术没有与我国特殊的煤层地质背景相匹配，目前我国大多数主要采用直井水力压裂方式来改造煤层开发，压裂工艺及其配套技术也得到一定发展，但是由于我国煤层气储层低孔、低渗特征，地质条件十分复杂，导致了采用常规直井水力压裂效果不佳。而针对煤层气等低渗透气藏，目前从常规储层开发中引入水平井分段压裂技术来开发煤层气是提高产量的有效方法，与直井压裂相比，水平井分段压裂后能很好与储层连通，增大井控面积，有效连通天然裂隙，是提高单井产量关键技术。但是，对于煤层气水平井分段压裂技术，在地质条件和钻完井上都要求比较高，特别是后期压裂施工的好坏直接影响着水平井的开发效果及经济效益，而煤层气水平井分段压裂优化设计是有效开发的基础，其中煤层气水平段和裂缝的的优化设计是进行分段压裂施工的必要前提。目前，在压裂施工作业前主要利用数值模-1- 第2章研究区概况拟技术方法对其进行施工前的模拟预测，因此，本文主要在实际研究区块基础上，提出煤层气水平井分段压裂优化设计技术，特别是对水平井水平段和压裂裂缝模拟网格的优化处理，避免现场压裂效果不佳带来经济损失，尽可能提高压后效果并有效提高单井产量，提高煤层气水平井开发技术水平，加快我国煤层气开发步伐。1.2国内外研究现状及存在问题1.2.1煤层气水平井开发应用现状煤层气自产业化以来，国内外为了加快煤层气开发步伐，都在技术上加强创[1-4]新以追求经济效益，水平井开发技术近年来在煤层气开发中起到了良好应用。水平井开发技术最早起源于美国，针对美国中煤阶气肥煤，CDX国际公司在[5]美国落基山设计了世界上第一口煤层气羽状分支水平井，并逐渐形成了一套针对不同地质条件下的水平井开发技术；澳大利亚在20世纪末，在美国研究的基础上，针对本国的煤层气地质特征，在水平井高压水射流优选技术和中半径水平[6]井开发技术上有了重大突破。而我国在煤层气水平井应用上起步晚，在借鉴国外开发经验基础上，针对我国特殊复杂的地质条件，于2004年才由奥瑞安能源国际有限公司在山西组织设计施工了我国真正意义上的第一口实现高产稳产的水[7]平井DNP02井。近几年来我国在煤层气水平井开发技术上的不断探索，初步掌握了井眼剖面设计与轨迹控制技术、水平井与洞穴井连通技术、水平井眼侧钻技[8-12]术、地质导向控制技术、充气欠平衡等技术。到目前为止，我国在煤层气产[13]业化重要基地的沁水盆地南部总共实施超过400多口水平井。1.2.2压裂裂缝模拟优化研究现状早在80年代，Peaceman等人就对压裂裂缝模拟提出了利用等效井径或等效[14]表皮等方法来表征的观点；Hegre等研究了有效井筒半径与裂缝参数组合之间[15]的关系，对水平井压裂缝产能预测做了初步探索；苗和平（1992）等在水平井压裂物理模型基础上，从单缝与多缝产量预测入手来优选裂缝条数并给出了数学[16]计算模型；Brown（1992）系统地解释了利用水平井压裂代替垂直井压裂后的-2- 中国石油大学（北京）硕士学位论文[17]优势，并对压裂井缝长与水平井长度之间关系进行了研究；郑云川等通过净压力拟合重现得到裂缝和地应力等参数，并进行不同裂缝参数下的产能预测，以获[18]得最大单井产能的裂缝参数组合；Economides等（2002）在无因次裂缝条数的[19]基础上进行分析，认为压裂水平井存在一个最优裂缝参数；丁一萍等通过计算多缝的水平井产能，运用压降叠加原理和引入当量井径概念，分析确定了水平井裂缝几何和物性参数，并分析了裂缝参数对水平井井底压力和裂缝流量的影响；[20]Villegas等采用数值模拟方法对压裂纵向缝对产量动态变化预测进行了研究；[21]张小涛（2013）等以数值模拟软件建立分段压裂水平井数值模型，对体积压裂后形成的裂缝参数进行优化模拟。1.2.3存在问题目前针对煤层气等致密气储层水平井分段压裂研究中，存在以下问题：1、针对煤层气水平井分段压裂，在水平井水平段和压裂裂缝参数优化研究上还很不成熟，只是定性分析了裂缝参数对产能的影响；2、在水平井分段压裂数值模拟过程中，描述水平井筒和压裂裂缝的网格划分方法不尽相同，不能准确模拟水平井段及裂缝附近储层压降及渗流特征，模拟网格块处理也不能准确表征地层流体流动特征，在运用数值模拟手段进行水平井压裂裂缝模拟时，网格系统的处理方法不当会导致模拟结果有较大偏差。1.3研究内容研究内容主要有：1、煤层气水平井模型建立与优化设计（1）煤层气水平井地质精细描述（2）研究区水平井模型建立与优化设计通过分析煤层气水平井开发地质要求，在对寺河矿潘庄区块煤层气水平井开发适应性分析基础上，进行水平井地质精细描述，建立该区块地质模型，并进行水平井井眼轨迹设计，建立水平井模型。2．煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计（1）煤层气水平井裂缝形成机理分析-3- 第2章研究区概况（2）煤层气水平压裂井渗流特征分析（3）水平段及裂缝模拟网格优化设计通过对水平井压裂裂缝形态和水平压裂井渗流特征分析基础上，利用数值模拟软件Eclipse提供的近井筒模拟（NWM）处理模块和局部网格加密法（LGR）分别对水平井段和裂缝系统模拟网格进行优化设计，得出合理的网格划分模拟方法，准确刻画水平井筒段和压裂裂缝及储层近井地带的渗流特征。3、研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计（1）煤层气压裂水平井产能因素分析（2）研究区水平井水平段长度优化设计（3）研究区水平井压裂裂缝系统优化设计在上面对水平井水平段及裂缝模拟优化设计基础上，对研究区块进行水平井分段压裂模型建立，并对压裂裂缝系统进行参数优化设计，达到最优产能。1.4研究方法与技术路线本文以晋城寺河矿潘庄区块为研究对象，提出煤层气水平井分段压裂优化设计技术，主要对水平井水平段和压裂裂缝设计优化处理，特别是针对水平段和压裂裂缝的模拟网格划分不能准确描述水平井段及裂缝附近储层压降及渗流特征等问题进行了模拟网格的优化设计。主要技术手段是利用地质建模软件和数值模拟软件进行研究区水平井地质精细描述并建立水平井模型，分别对水平段及裂缝进行模拟网格的优化设计，最后结合实际研究区块进行煤层气水平井分段压裂模型建立与优化设计。-4- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图1.1技术路线图Fig.1.1Technologyroadma1.5论文创新点（1）针对煤储层水平井开发，利用数值模拟软件Eclipse提供的近井筒模拟模块（NWM）对水平井段模拟网格进行优化设计，形成了能准确描述水平段及周围储层的渗流特征的网格优化设计技术。（2）针对煤储层水平井分段压裂，利用局部网格加密法（LGR）对裂缝系统模拟网格进行优化设计，形成了能准确刻画裂缝带及裂缝附近储层的渗流特征的网格优化设计技术。-5- 第2章研究区块概况第2章研究区块概况本章介绍了山西省晋城矿区南部寺河矿潘庄区块的地质特征（构造特征、地层特征、煤层特征），水平井开发煤层气需满足基本地质要求；同时对区块煤孔隙结构与煤中裂隙发育特征进行了描述，同时对研究区煤储层特征进行评价，另外结合储层裂隙发育描述，为水平井分段压裂后裂缝处理的研究优化提供理论支撑。2.1地理位置及勘探开发状况寺河潘庄区块位于山西晋城市晋城矿区南部，矿区东西部间有侯（马）月（山）铁路呈南北向穿越，矿区东区南北部间有双线电气化太（原）焦（作）从北向南通过。区块南距其嘉峰站仅约2km，向西可到南同蒲线的候马站，向南可达焦枝线的月山站，区块内所有铁路均接入全国铁路网。区块公路交通也较为发达，包括曲（沃）辉（县）公路，大（同）运（城）公路，晋（城）阳（城）公路，晋（城）焦（作）公路，太（原）焦（作）公路，太（原）洛（阳）公路等通过，区块内各村镇间均有公路或简易公路相通。该区块从山顶到邻近的溪谷落差约有100m，最大落差分布在潘庄矿区的西部和南部，该地区的地形地貌对煤层气开发不会造成严重障碍。图2.1研究区交通位置图Fig.2.1Thedrawingofresearcharea-6- 中国石油大学（北京）硕士学位论文寺河区块东区资源丰富，含气丰度大。2003年12月至2004年5月，完成了30口地面预抽井的钻井、压裂、排采，实现了平均单井日产气1500方至2000方工业产量，其中SH-003井还出现了典型的自喷现象。截止到2010年底，施工煤3层气开发井2503口，实现年抽采煤层气量9.08×108m。晋城矿区已成为国内最大的煤层气开发利用示范基地，晋城矿区煤层气地面抽采基地煤层气井分布图如图2.2所示。图2.2晋城矿区煤层气地面抽采基地煤层气井分布图Fig.2.2CoalbedmethanewellsdistributioninJinChengcoalbedmethanesurfaceextractionbase2.2研究区块地质特征2.2.1构造特征潘庄区块位于山西沁水盆地东南缘，大量的区域地质调查和多年的煤田勘探表明，区内主要为宽缓的背斜和向斜的褶皱，区块内断层较少，总体构造为南北走向、地层倾角5°~15°的褶曲构造，为一系列相互近平行，轴向NNE~NE的宽缓褶皱，主要呈现出小波幅、小倾角的特征。如图2.3所示。-7- 第2章研究区块概况21梧桐庄侯节马霍野鹿常寺头正断层柿郑潘窦庄山家马磨沟河村店刘郭庄村山掌李庄背家向向豆山背背向庄王山斜腰潘庄向斜前刘家腰斜斜赵庄小向背7斜洼1前南坡向斜斜2高庄背斜斜65背433峰上背斜斜斜4南河向斜斜张山嘉峰5前长城岭向斜6鹿底背斜00.40.81.21.6km7鹿底向斜图2.3研究区块构造图Fig.2.3Thestructuredrawingofresearcharea2.2.2地层特征该研究区块地层自下而上主要分为5大系，3号煤属于二叠系下统山西组，9号和15号煤在石炭系上统太原组，具体如表2.1所示。表2.1潘庄区块主要煤层特征表Table2.1Researchstratigraphicsummarytable系统组煤层号第四系第三系上新统上统上石盒子组二叠系下石盒子组下统山西组1-4上统太原组5-15石炭系中统本溪组峰峰组奥陶系中统上马家沟组2.2.3煤层特征-8- 中国石油大学（北京）硕士学位论文研究区块主要煤层共15层，总厚度为138m，煤层平均厚度为13.83m，含煤系数为9.99%，可采煤层主要是3号、9号、15号煤层，对于其他煤层均不可采。主要特征如表2.2。表2.2潘庄区块主要煤层特征表Table2.2MaincoalseamcharacteristicinPanzhuangblock煤煤层厚度煤层间距底板岩结构顶板岩性可采特征层（m）（m）性泥岩5.04-7.16粉砂岩3简单粉砂岩煤层稳定可采6.11泥岩39.89-53.8347.16泥岩0.20-1.90泥岩大部分可采煤层，9简单粉砂岩1.0028.10-51.62粉砂岩结构较简单40.040.30-6.17泥岩15简单泥岩稳定可采3.21区块内煤层埋深比较浅，研究区块3号煤埋深主要分布在250~600m；9号煤层距离3号煤层约45m，下距15号煤层约38m；15号煤层上距3号煤约85m。2.2.4水文地质特征研究区块水文地质单元为沁水盆地水文地质区延河泉域，附近河流主要包括沁河及其支流常店河、潘河，没有水库等地表水体（图2.4）。总体来看研究区块井田地下水流整体上由东北向西南方向流动，水力坡度1.2‰至10‰，研究区块井田水文地质条件属于中等类型。在钻井过程中未出现明显出水，该区含水层富含水性不强。-9- 第2章研究区块概况700710720高村730高平市寺南庄晋头樊庄获正端氏断褶潘庄层大宁断570560550610600590580620带1.地下分水岭2.3煤层露头线3.等水位线4.地下水迳流方向5.断层图2.4研究区块水文地质特征Fig.2.4Theresearchblockhydrogeologicalcharacteristics2.3研究区煤储层特征评价2.3.1煤层含气性（1）气含量特征煤储层原始含气量主要与原始煤层的地质条件相关，对目标区块内3个主采煤层所取干燥无灰基下的煤样进行含气量测试，其结果如表2.3，其含气量变化范围比较大。表2.3潘庄区块煤层气含量测试结果Table2.3CoalbedmethanecontenttestresultsinPanzhuangblock3煤层编号煤层气含量（m/t）36.47～37.8693.70～23.53157.73～38.70（2）气组分特征-10- 中国石油大学（北京）硕士学位论文根据煤田勘探和煤层气钻井勘探的大量煤层气样的气成分测试结果可知，该区块煤层气主要组分为甲烷，基本在90%以上，个别测定达100%；其次为氮气，一般不到5%；二氧化碳含量一般不足3%。一些样品中亦可检出微量的重烃。2.3.2煤的吸附性能对研究区块4口井所在位置的煤层取芯采样，利用所采煤样进行等温吸附实验，实验结果如表2-4所示。表2.4潘庄区块主要煤层等温吸附实验成果表Table2.4MaincoalisothermaladsorptiontestresulttableinPanzhuangblock原煤吸附常数样品编号煤层VLPL3（m/t）/MPa1328.211.67521532.310.9803339.061.4644346.281.90由实验结果可知，研究区块煤层原煤的Langmuir体积（VL）大致在33328.21m/t-46.28m/t范围内，平均在37.28m/t左右。Langmuir压力（PL）大致在0.98MPa-1.9MPa范围内，平均在1.48MPa左右。2.3.3煤层渗透性现场施工中，该参数的测定一般是通过注入/压降试井的方法得到的，由于受到现场施工影响以及解释方法存在误差的限制，其结果往往会存在一定的误差。在对研究区3口测试井进行的注入压降测试结果看（表2.5），研究区煤层渗透率为0.9~2.8mD，平均超过1mD。-11- 第2章研究区块概况表2.5潘庄区块主要煤层渗透率测试成果Table2.5ThemaincoalseampermeabilitytestresultsinPanzhuangblock序号井位煤层渗透率/mD测试方法31.85注入/压降1SH-00191.50注入/压降150.96注入/压降31.50注入/压降2SH-00590.43注入/压降152.32注入/压降32.88注入/压降3SH-01390.95注入/压降151.54注入/压降2.3.4原地应力通过综合原地应力测量和震源机制解，结合中国东部特别是华北陆块区域现代地壳应力场特点分析，可反映出沁水盆地现代应力场总体特征，该盆地埋深浅，主要为水平主应力NNE—SSW向主导。2.3.5煤体结构与煤中裂隙发育特征（1）煤体结构及煤岩类型研究区块主要为原生结构煤，其它类型煤很少。煤层煤岩类型以半亮型煤为主，煤体呈黑色，条痕亦为黑色，金刚光泽，致密坚硬，呈棱角阶梯状断口，偶见贝壳状断口，煤芯多呈柱状与块状，少见碎块状。（2）煤中裂隙发育特征煤的内生裂隙较发育，为11-15条/5cm，一般12-14条/5cm，煤层中上部偶见外生裂隙，为1-2条/5cm。并通过对煤层观测发现该研究区存在3个不同走向的裂隙系，分别为：第一裂隙系，10°～20°；第二裂隙系，40°～50°；第三裂隙系，60°～70°；其中以第一裂隙裂隙最为发育。综上所述，该研究区块总体在我国煤层气开发区块中属于开发有利地区，其主要优势表现在：煤层厚度大、分布稳定；气含量高且保存条件好；临界解吸压力接近储层压力；储层压力基本属正常压力；渗透率较高；含气饱和度高。-12- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第3章煤层气水平井模型建立与优化设计在对研究区块地质特征及特征参数评价基础上，并通过分析总结煤层气水平井勘探开发需要的地质要求，结合寺河矿潘庄区块在满足煤层气水平井勘探开发适应性前提下，进行了水平井地质精细描述并建立了该区块地质模型；并进行水平井的优化设计，主要为水平井轨迹结构设计。3.1水平井开发地质精细描述3.1.1煤层气水平井开发地质要求煤层气藏主要利用垂直井压裂开采，目前水平井技术在煤层气藏的利用越来越广泛。水平井开发煤层气较直井具有很多优势，更能有效沟通煤层中的裂隙，同时降低煤储层严重的非均质性，增大裂隙导流能力，增大有效压降范围，提高单井产量和采出程度等。但水平井在煤层气中的应用对煤层地质要求比较高，其约束条件比较苛刻，应慎重进行勘探开发。通过总结对国内外目前煤层气水平井实际应用情况分析，水平井开发煤层气地质评价指标主要有三个方面：1、水平井开发对煤层构造的要求美国水平井开发的成功取决于典型的构造简单，稳定的构造背景。中国陆地具有复杂的构造背景，主要煤层断裂、褶皱比较发育，简单构造的区块较少。目前国内水平井开发煤层气活跃在沁水盆地，该盆地相比较我国其它主要盆地，沁水盆地樊庄区块具有较简单的构造背景。根据目前煤层气水平井的勘探开发现状，总结出水平井开发对煤层区块构造的要求主要为勘探程度高，构造简单，且无较大断层，小断层落差不能超过煤层厚度。2、水平井开发对煤层的要求水平井开发对煤层的要求主要从煤层特征及其储层参数进行评价。（1）煤层厚度煤层气水平井开发对煤层厚度要求为煤层发育稳定连续，平均厚度大于3m。-13- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计我国煤层相比常规砂岩储层，其储层厚度比较小，且煤层层数比较发育。而对于煤储层来说，煤层厚度超过5m的属于厚储层，我国沁水盆地主采3号煤层一般为5~7m；煤层厚度小于2.5m属于薄煤层，沁水盆地9号煤层一般为0.2~2m。水平井在煤层中勘探开发时煤层太薄不利于中靶后水平段在煤层中的延伸，钻井时易波动，钻进难度大；其次，煤层厚度过小会出现煤层发育不稳定，不连续，导致地层尖灭；（2）煤体结构及煤质特征由于水平井勘探开发要求水平井眼成孔质量高，因此煤体结构要求为原生结构，原生结构煤层表现出煤质强度大，有利于水平孔钻进。我国不同地区的煤体结构呈现出不同特征。南方煤层盆地煤体结构多为构造煤，结构煤煤层易破碎且硬度较小，在水平井成孔时易出现坍塌事故；华北沁水盆地3号煤属于较好的原生结构煤，有利于水平井勘探开发。（3）煤层埋深相比于常规油气储层，煤储层大多数埋藏深度比较浅，一般不超过1000m。由于煤层煤质条件不一样，对于比较疏松的煤层，埋深越深，煤层上覆岩层压力越大，不仅会增大水平井钻井难度，施工时出现井壁坍塌等事故，同时也会加大钻井费用。煤层太浅，水平井技术要求高，结合我国煤层埋深及水平井勘探深度，煤层埋深在1000m以下进行水平井勘探开发比较合理。（4）夹矸我国大部分煤层都含有夹矸层，夹矸数量为1~6层不等，夹矸单层厚度一般为0~0.35m左右。煤层中的夹矸的数量和厚度会影响水平井钻井，夹矸越多且厚度越大，会影响水平井的井眼轨迹延伸。通常水平井对煤层结构要求煤层中夹矸数量不超过3层，夹矸厚度控制在0.3m以下。（5）渗透率中国煤层气盆地煤层渗透率比较低，一般小于1mD，美国煤层渗透率较高，最高可达几十mD，水平井开发不是渗透率越高越好，渗透率过高，水平井在经济性上会失去优势，采取常规直井压裂即可，同时高渗透率可能会引起水平井井-14- 中国石油大学（北京）硕士学位论文眼壁垮塌；渗透率过低又会影响煤层气的渗透性而影响产能。综上所述，煤层气水平井在中低渗透率煤层中开发比较好。（6）煤层气含量煤层气资源量是由煤层厚度和煤层气含量决定的，我国煤层气含量变化范围比较大，水平井开发煤层气要求高的气含量，一方面可以弥补由于煤层渗透率低导致的产能低的短板，保证较高的产气潜力，另一方面是水平井在煤层气开发过程中，通过排水降压提高水平井的控制面积来提高产量。因此，水平井开发煤层3气必须保证一定的气含量标准才有开采价值，通常要达到15m/t。3、水平井开发对水文地质的要求煤层气是通过排水降压后，从煤基质中解吸出煤层气来生产的，因此降压解吸是煤层气排采的关键，含水饱和度直接影响了产能的大小，而煤层附近有无富集含水层决定了水平井在煤层气中的勘探开发，水平井煤层气开发要求目标煤层具有简单的水文地质条件。富集含水层的存在会造成水平井筒突水，影响煤层气的产出，直接降低产能。通过上面分析总结，归纳得出适合煤层气水平井勘探开发的基本地质要求如表3.1。表3.1煤层气水平井基本地质适应条件Table3.1TheCBMhorizontalwellbasicgeologicaladaptationcondition指标范围条件适应不适应指标构造构造简单，无大断层构造复杂，断层发育厚度大于3m小于3m埋深小于1000m大于1000m煤煤体结构原生结构构造煤层数小于3层大于3层层夹矸厚度小于0.3m大于0.3m渗透率中低渗透高渗透33煤层气含量大于15m/t小于15m/t水文地质无富水含水层有富水含水层-15- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计3.1.2研究区块水平井适应性分析区块内3号煤位于山西组下部，为本区主采煤层。区内构造简单，主要以褶皱为主，断层稀少，山西组3号煤层有水力联系的是砂岩裂隙含水层，总体水文地质条件属简单类型；3号煤层分布稳定、厚度大，厚度变化范围5.04～7.16m，平均6.11m；含炭质泥岩和泥岩夹矸0～5层，一般l～2层，厚度0.10～0.36m；3号煤层埋深变化范围250～600m，平均为430m；山西组3号煤层渗透率为0.85~3.56mD，平均为2.14mD，属中、低渗透储层；3号煤层理论吸附量为2833m/t，实测气含量为23.72m/t。区块内9号煤位于太原组三段下部，厚度在0.20～1.90m之间，厚度小；含泥质夹矸1～3层，厚度为0.05～0.25m；结构简单、稳定。区块内15号煤位于太原组一段上部，属较简单结构、较稳定型全区可采煤层；煤层厚度中等，变化范围0.30～6.17m，平均3.21m；含泥岩或炭质泥岩夹矸0～6层，厚度0～1.35m；15号煤层埋深350～700m，平均525m；太原组15号煤层渗透率为0.299~1.525mD，平均为0.91mD，平均0.912mD，属中、低渗透储3层；15号煤气含量平均为23m/t。根据煤层气水平井开发基本地质适应条件，结合寺河潘庄区块的构造特征、地层特征、煤层特征、水文地质特征等基本情况，对研究区块进行水平井开发适应性分析。寺河潘庄区块区内稳定发育的主要煤层有3号煤层、9号煤层和15号煤层，其中3号和15号煤层最稳定，因此对3号和15号煤在构造、水文地质及煤层特征三个评价指标上进行对比分析（表3.2）。-16- 中国石油大学（北京）硕士学位论文表3.2潘庄区块3号煤和15号煤评价指标对比Table3.2No.3coalandNo.15coalevaluationindexcontrastinPanzhuangblock指标范围煤层3号煤15号煤指标构造构造简单，稳定，无大断层构造简单，稳定，无大断层厚度6.113.21埋深430525煤煤体结构原生结构原生结构层数1~2层0~6层层夹矸厚度0.10～0.36m0～1.35m渗透率2.14mD0.91mD33煤层气含量23.72m/t23m/t水文地质无富水含水层有富水含水层从表3.2看出，3号煤和15号煤在构造和水文地质特征没有较大差别，只是在煤层特征上有些不同，主要体现在煤层厚度、埋深、夹矸数量及厚度上。根据煤层气水平井开发基本地质适应条件，3号煤相比15号煤的平均煤层厚度大，且夹矸厚度较小，其它条件都达到水平井开发基本要求，因此，潘庄区块3号煤最适合水平井开发。3.2研究区储层地质模型建立3.2.1储层构造模型通过对潘庄区块3号煤在构造特征、煤层特征及煤层特征评价基础上，结合相关地质评价和储层属性资料，利用Petrel建模软件建立该区块3号煤的地质模型。建模思想为利用XY方向10*10网格间距建立精细地质模型（图3.1），由于Z方向为单层，气层总厚度6m左右，将Z方向网格细分为6层。模型网格规格为274*192*6，总网格数315648（图3.2）。-17- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计图3.1潘庄区块3号煤层构造模型Fig.3.1ReservoirstructuralmodelofthestudyareaNo.3coalseam图3.2潘庄区块3号煤层构造网格大小Fig.3.2No.3coalseamstructuregridsizeinPanzhuangblock3.2.2储层属性模型利用潘庄区块相关勘探和开发实测的储层参数，建立起研究区相关属性模型（如图3.3~3.6），为水平井分段压裂后产能分析提供基础地质数据体。-18- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图3.3潘庄区块3号煤层渗透率模型图3.4潘庄区块3号煤层孔隙度模型Fig.3.3No.3coalseampermeabilitymodelFig.3.4No.3coalseamofporositymodel图3.5潘庄区块3号煤层压力模型图3.6潘庄区块3号煤层含气量模型Fig.3.5No.3coalseampressuremodelFig.3.6No.3coalbedgascontentmodel3.3水平井模型建立与优化设计3.3.1水平井井眼方位设计影响因素煤的孔隙结构与常规天然气储层的孔隙结构不同，煤储层是多孔介质，主要由基质孔隙和裂隙孔隙组成的双重孔隙介质。一般的，煤层裂隙渗透率要远远大于基质孔隙渗透率，裂隙系统为煤层气的主要渗流通道，因此通常把煤层裂隙渗透率在数值上直接等值为煤层渗透率。而煤层气藏水平井井眼方位设计不仅要考虑到增产效果，同时也要考虑到水平井井眼的稳定性，实践证明，井眼方位跟煤层地应力大小分布之间的相互关系影响水平井井眼井壁稳定性，水平井增产效果在很大程度上由水平井井眼方位与煤层裂隙发育方向之间的相互位置关系决定。-19- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计[22]实践表明，原始状态下的煤岩受到九个方向的应力作用，一般在构造稳定简单前提下，只考虑三个方向应力的影响，主要为垂直应力（Sv）和两个水平应力（最大水平主应力SHmax和最小水平主应力SHmin）。煤储层由于埋深较浅，大多数煤层地应力主要由水平应力主导，因此从两方面来分析水平井方位与水平主应力方位之间的相互关系，即水平井井眼方位垂直于最大水平主应力和水平井井眼方位垂直于最小水平主应力。（1）当水平井井眼方位垂直于最大水平主应力时，即井眼方位沿着最小主应力延伸，不仅井眼方位与原生裂隙垂直，同时在后期压裂改造有利于压裂裂缝延最大水平主应力方向延伸，这种井眼方位可以得到最大产能，但是由于井眼方位平行最小水平主应力，井壁则会受到最大水平主应力的挤压作用，容易发生井壁坍塌，这样井壁稳定性较差，对水平井钻井要求较高。（2）当水平井井眼方位垂直于最小水平主应力时，即井眼方位沿着最大主应力延伸，采用这种井眼方位时，井眼稳定性较好，但是由于原生裂隙沿着最大水平主应力发育，不利于井眼与天然裂隙的连通，加上后期压裂改造后裂缝扩展也会沿着最大水平主应力延伸，影响开发效果。通过上面分析，为了保证井眼稳定性，一般井眼方位设计采用沿着水平最大主应力方向或靠近水平最大主应力方向，但是裂缝通常都是沿最大水平主应力延伸，最大渗透率方向通常与天然裂缝一致，因此为了保证产能最大化，在综合考虑地质和工程因素基础上，在水平井井眼方位优化设计上应尽量垂直于天然裂缝发育方向。3.3.2研究区水平井井眼设计水平井井眼优化设计主要包括井眼轨迹优化设计和水平井井身结构优化设计，一般水平井井眼轨迹优化对工区储层钻井有着特殊要求，必须满足开发要求原则，在完成轨迹优化设计后要确定水平井井身结构，水平井井身结构优化设计同时要满足直井井身结构设计原则和水平段要求。本文重点是对水平井分段压裂裂缝处理研究，为了简单起见，将井眼轨迹和井身结构设计优化简单处理，即将水平井简化为“L”型的单分支井眼，主要对井眼方位进行设计优化。-20- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图3.7P-293井裂缝监测原始微震点图图3.8P-293井裂缝监测裂缝长度及方位图Fig.3.7CrackdetectionoforiginalseismicFig.3.8CrackdetectioncracklengthelectricdiagramofwellP-293andorientationofwellP-293图3.9P-104井裂缝监测原始微震点图图3.10P-104井裂缝监测裂缝长度及方位图Fig.3.9CrackdetectionoforiginalseismicFig.3.10CrackdetectioncrackelectricdiagramofwellP-104lengthandorientationofwellP-104根据潘庄区块原地应力测试和煤层裂隙组发育规律观察结果，本区优势主压应力以NNE-SSW向为主；裂隙以走向为10°～20°的裂隙最为发育，并通过对该区测试井P-293和P-104井微地震裂缝监测结果来看（图3.7~3.10），裂隙走向以NNE为主（P-293主裂缝方位北东2°，P-104主裂缝方位北东13°），其中监测数据均以井口为原点（0点），以井口正北方向为0°，顺时针一周为360°。-21- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计由此可见，以NNE—SSW向为主导的主应力场方位同主裂隙组方位接近（近SN向），原生裂隙沿最大水平主应力发育。考虑到后期压裂增产，所选取的方向要求有利于压裂裂缝的的延伸并能更多地沟通天然裂缝，因此应使压裂裂缝与水平井筒垂直或斜交，以此增加与储层天然气的接触面积，利于煤层气的渗流，提高釆收率。通过对研究区分析，潘庄区块3号煤水平最大主应力近SN方位，裂缝走向（近SN）与主应力场方位接近，结合水平井压裂裂缝延伸的方向主要与水平主压应力方向一致原则，在不影响井眼稳定性前提下，设计水平井井眼方位为EW方位，该井眼方位垂直于原生裂隙，沟通了储层，并有利于压裂裂缝延最大水平主应力方向延伸，发挥水平井增产优势。3.3.3水平井模型建立为了方便模拟，结合煤层分布形态、煤层地质构造，在区块煤层构造面上（图3.1）截取地势走势平缓、形态宽缓，倾角较小的模拟区域（图3.11中细网格区域）进行水平井优化设计。图3.11研究区块截取模拟区域Fig.3.11Fastinterceptionsimulationareaofthestudyarea通过前面储层构造模型，该区域网格大小为10*10，为了方便描述水平井模型及压裂裂缝模拟，对该区域进行局部网格粗化处理，将加密区域母网格在XY-22- 中国石油大学（北京）硕士学位论文二个方向上粗化至80*80，粗化后模拟区域如图3.12所示。并将粗化后模拟区域切割下来作为水平井设计研究区域（图3.13）。图3.12研究区块模拟区域网格粗化Fig.3.12Gridcoarseningsimulationareaofthestudyarea图3.13水平井设计研究区域Fig.3.13Horizontalwelldesignresearcharea通过前面分析，研究区域水平井井眼方位设计为WE方位，由于模拟区域煤层构造上倾走势为由东向西（EW），井眼延上倾地势延伸有利于储层的排水降压，因此设计水平井井眼沿东向西（EW）方向延伸。根据研究区块地质特征，地质模型进行3D井眼轨迹设计，主要在设计研究区域上进行井位设计和轨迹优化，井位设计直接在构造及属性模型上进行3D交互井位设计，井位及靶点根据区块位置大小确定。在确定井位和靶点后，利用Petrel井轨迹设计模块中的井轨迹优化设计功能进行轨迹优化，在优化之前设置井轨迹狗腿度（DLS）值范围，本次设计选用默认值。初步设计结果如图3.14。-23- 第3章煤层气水平井模型建立与优化设计图3.14研究区块水平井井眼轨迹三维图Fig.3.14Three-dimensionalfigureofhorizontalwelltrack表3.3研究区块水平井井眼轨迹Table3.3ResearchblockhorizontalwelltrackXYZMDINCLAZIMDXDY19641088394189160000183.3600196408503941874304.05431.6389.14272.3-238.8-17.58196408043941873303.99477.1190.71265.75-284.25-18.35196407653941873305.05516.3492.37274.18-323.43-18.38196407243941872305.86557.789.88265.11-364.73-18.64196406833941873306.12598.4890.85275.13-405.46-18.55196406563941872306.4625.4390.34264.19-432.36-18.71196405753941872306.97707.0190.16264.55-513.81-18.64196405343941873307.24747.8190.58275.68-554.54-18.56196404843941873307.68798.2490.43265.71-604.91-17.95196404403941873308.31841.791.24272.68-648.32-18.56196403983941871309.22883.7391.24264.09-690.3-19.75196403083941872312.21974.5592.14265.64-780.91-19.13196402533941874314.631028.8692.96278.48-835.02-17.18196402133941871316.791069.6893253.2-875.34-20.11196401733941872319.151110.7593.37289.98-915.63-19196401293941871322.051155.4593.74248.33-959.26-19.64196400923941872324.761193.2594.04292.89-996.02-19.25196400493941874328.641238.4999.71245.63-1039.4-17.38-24- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计煤层气水平井分段压裂主要解决多段裂缝设置问题，进而决定采取何种分段压裂工艺及设备，最后影响压裂效果及单井产能。因此，在实际水平井分段压裂之前进行水平井多段压裂裂缝设置显得尤其重要，目前大部分都采取数值模拟进行压裂裂缝模拟研究，但是，在描述压裂裂缝所用的模拟技术运用的同时，有些模拟裂缝方法与实际地层真实裂缝相差太远，不能准确描述地层真实压裂裂缝流动特性，从而会影响压后产能预测。因此，本章主要在煤层气水平井裂缝形成机理及裂缝形态分析的基础上，以数值模拟为技术手段，结合现已有的压裂裂缝模拟方法，提出应用大型数值模拟软件Eclipse提供的NWM处理模块结合局部网格加密法（LGR）分别对水平井段和裂缝系统模拟网格进行优化设计，得出合理的网格划分模拟方法，准确刻画水平井筒段和压裂裂缝及储层近井地带的渗流特征。4.1煤层气水平井裂缝形成机理分析4.1.1煤岩压裂主要影响因素分析煤层气水力压裂是在常规石油储层压裂工艺基础之上，结合煤层气自身地质储层特征而发展起来的。煤层强度低，同时在介质构成、生成环境和物性等区别较大，水力裂缝扩展与常规天然气储层不同，介质裂隙系统更复杂，煤岩在压裂后裂缝的起裂和扩展都有其独特的规律。在常规储层基础上结合煤岩独特的特征，总结出影响煤岩压裂主控因素主要有以下5点：（1）地应力煤岩压裂时起裂压力、裂缝延伸、扩展和裂缝形态受控于煤储层地应力的大小和方向，起裂压力与应力差呈负相关，天然状态下，地应力处于平衡状态，在钻井作业等外部干扰下会打破原有的应力分布，在井筒周围应力重新分布，压裂会产生形状方向不一的复杂缝，但裂缝的延伸和扩展主要直接受主地应力的影响，实际试验井和大量实验表明，煤层裂缝最终垂直于最小水平主应力方向，沿着最大主应力方向延伸。-25- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计（2）原生裂缝割理煤层中发育有大量天然裂缝，是煤层主要裂隙系统，这些天然裂隙构成了煤层的天然裂隙网络，裂隙割理将煤分割成一系列基岩块体。由于煤的基质孔隙是煤层气的主要储存空间，裂隙割理系统是煤层气主要流动通道，而压裂改造正是要连通这些原生裂隙，同时丰富的天然裂隙也是导致压裂裂缝形态复杂化的重要原因之一，在某种程度上，天然裂隙的密度、条数、长度、宽度、连通性等都影响着煤层的压裂效果。（3）煤岩力学性质杨氏模量和泊松比是表征岩石力学性质的两个重要参数。通常杨氏模量越大，越容易发生脆性断裂，有利于裂缝的延伸；泊松比越大，压裂时岩石横向变形与纵向变形比值越大，越不利于裂缝延伸。与常规储层岩石相比，煤岩具有较低的[23]杨氏模量和较高的泊松比，使煤岩具有脆性大、易破碎、易压缩等特性，加上煤层天然裂隙系统发育，煤岩力学性质具有显著的各向异性，水力压裂后，裂缝的扩张和延伸比常规岩石要更加复杂。一般来讲，煤岩水力压裂中，水力压裂缝宽与杨氏模量负相关，因此同常规压裂相比煤层中易形成宽而短且不规则裂缝，在压裂规模一定的条件下，缝长受到限制，进而影响压裂效果。（4）上下围岩与煤层组合关系煤层在压裂过程中，其裂缝形状及压裂效果与顶底板有着密切关系，煤层与顶底板的力学性质差异、应力差大小及围岩交界面连续性等都影响着压裂效果。考虑到垂向应力差相差不大的情况下，顶底板与煤层之间破裂压力大小与交界面连续性是决定裂缝在煤层中的延伸及形态的主要因素。当顶底板破裂压力明显大于煤层且交界面连续性强，通常形成最大缝高等于煤厚，仅在煤层中延伸的裂缝；顶底板破裂压力明显大于煤层但交界面连续性弱，形成最大缝高等于煤厚，仅在煤层中和交界面延伸的裂缝；当顶底板破裂压力与煤层相差不大时，裂缝会突破上下围岩且可能产生沿交界面径向发散状裂缝；当顶底板破裂压力小于煤层，裂缝会在围岩延伸及扩展，形成在煤层扩展少而围岩扩展多的不规则裂缝。（5）压裂施工作业-26- 中国石油大学（北京）硕士学位论文煤层压裂效果不仅取决于地质及储层等条件，压裂施工技术更是重要影响因素。其中，压裂规模、排量、砂比及泵注方式直接决定着压裂效果好坏。通常来讲，压裂规模与压裂效果呈正比；排量越大，直接决定着压裂裂缝的形态，裂缝在长度、宽度、高度上扩展效果好；砂比直接影响裂缝中支撑剂的支撑效果，大砂比能提高裂缝的导流能力；而泵注方式的优选都会影响压裂的效果。但是在施工过程中，并非是压裂规模、排量及砂比越大越好，过大可能导致煤层煤体破碎、造成砂堵等二次伤害。4.1.2煤层气水平井压裂裂缝形态分析通过分析，煤层地质因素、上下围岩性质与煤层关系、施工工艺等都影响煤层压裂裂缝效果及裂缝形态，施工工艺虽能在一定程度上改变裂缝形态，但是水力压裂作用下裂缝在煤层中的几何形态主要是由煤层地应力和岩石性质等客观条件主导，具体为应力大小及煤岩抗张强度大小来决定压裂裂缝形态类型。对于煤层气垂直井水力压裂，裂缝形态一般有垂直裂缝和水平裂缝两种基本类型，在构造稳定简单前提下，只考虑三个方向应力的影响，垂直应力（Sv）和两个水平应力（最大水平主应力SHmax和最小水平主应力SHmin）。当最小应力为垂直应力Sv，且垂直抗张强度较小时，压裂时容易克服水平方向的挤聚力，形成水平裂缝机会大；当煤层水平应力SH为最小应力，且水平抗张强度较小时，压裂容易克服垂直方向的挤聚力，形成垂直缝机会大。另外，当某方向应力最小但该方向抗张强度大，或者该方向的应力最大但抗张强度小，压裂产生的裂缝形态类型则需要根据[24]应力与抗张强度的和值是否最小来判断。一般针对煤层埋深及煤岩性质，压裂煤层产生的裂缝大多数为垂直裂缝。而煤层水平井压裂后裂缝形态不仅取决于地应力及岩石性质等条件，同时还与水平井井筒方向与主应力方位之间的关系有关。根据3.3.1中，水平井方位与水平主应力方位之间两种相互关系，对应的会产生两种不同类型的裂缝形态。（1）当水平井井眼方位垂直于最大水平主应力SHmax时，井眼方位沿着水平最小主应力延伸SHmin，压裂裂缝有利于沿最大水平主应力方向延伸，容易形成裂缝面与水平井筒垂直的横向缝（图4.1）。-27- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计图4.1水平井压裂横向缝示意图Fig.4.1Transversecrackschematicdiagramoffracturedhorizontalwells（2）当水平井井眼方位垂直于最小水平主应力SHmin时，井眼方位沿着水平最大主应力延伸SHmax，压裂裂缝利于沿最大水平主应力方向延伸，容易形成裂缝面沿水平井筒延伸的纵向缝（图4.2）。图4.2水平井压裂纵向缝示意图Fig.4.2Longitudinalcrackschematicdiagramoffracturedhorizontalwells不管是横向缝还是纵向缝，前提是在储层地质条件稳定，地应力简单分布，井筒方向与主地应力方向之间处于垂直或平行的理想状态。但是在实际的压裂施工中，由于煤层中地应力非常复杂，方位的多变性会导致裂缝延伸方向不确定性；-28- 中国石油大学（北京）硕士学位论文另外，在钻井施工中很难做到水平井筒与水平应力的垂直或平行，通常会存在一定的靶点位移，产生一定的夹角，压裂时裂缝在最大主应力和最小主应力间延伸，形态更加复杂。因此，在实际压裂时，由于各种因素的影响，形成复杂的转向复杂缝（图4.3）。图4.3水平井压裂转向缝示意图Fig.4.3Complexcrackschematicdiagramoffracturedhorizontalwells而该研究区块以NNE—SSW向为主导的水平主应力场方位同主裂隙组方位接近（近SN向），结合设计水平井井眼方位沿东像西（EW），在后期压裂施工容易形成垂直于水平井筒的横向缝。4.2煤层气水平井压裂渗流特征分析4.2.1煤层气产出运移机理及模拟机制煤层气生气储气机理与天然气生气储气机理不同，导致煤层气在开发机理上与常规天然气有很大区别。另外，对于饱和度不同的煤层气藏其产出机理也不相同，但本质一样，这里以具有代表性的欠饱和煤层气藏为对象进行简要分析。煤[25-26]层气欠饱和气藏产出运移机理主要可概括为四个过程：（1）排水降压；（2）解吸过程；（3）扩散过程；（4）渗流过程。（1）排水降压过程欠饱和状态下，煤裂隙中不存在游离气，认为初始状态为饱和水。在煤层气井开采时，只有水在自然裂隙网络中做单相流动。-29- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计（2）解吸过程吸附态转变为游离态的解吸过程。欠饱和煤层气藏主要开采吸附在基质微表面上的吸附气，只有通过排水降压到临界解吸压力后，吸附在煤基质孔隙上的气开始解吸，即从吸附态转变为游离态后才有气体的产出。描述煤层气吸附/解吸模[25]型主要为Langmuir等温吸附模型，用Langmuir方程来描述其吸附/解吸过程，即：VplC=（4.1）mPp+l式中：C为煤岩基块气体含量；V为兰格缪尔体积常数；P为兰格缪尔压mll力常数；p为裂隙系统中压力。（3）扩散过程扩散是流体分子从高浓度区向低浓度区随机流动的过程。随着煤层压力不断的降低，从煤基质微孔隙内外表面解吸的气体逐渐增多，煤岩基块系统和裂隙系统之间产生浓度差和压力差，这种浓度差及压力差作为动力，使煤岩基质块中解[22]吸出的气体向裂隙中扩散。描述扩散过程主要为菲克第一定律，即：q=VDCCpω−()（4.2）mmmg式中：q为煤层气的扩散速率；V为基岩块单元体积；D为扩散系数；ωmm为形态因子；C为基质内含气浓度；Cp()为基岩块边界含气浓度。mg（4）渗流过程通过前面的排水降压，解吸扩散后，解吸气和缝中原始水在裂缝中两相流动，并流向井筒产出。从煤层气井试井中获得经验表明，气水在煤岩裂隙中渗流过程[26]为达西流，可用达西定律相关方程描述，即：0.00708khkrpQ=(pp−)（4.3）prBµbwflne+spprw-30- 中国石油大学（北京）硕士学位论文式中：Q为相p的井孔流量；k为相的相对渗透率；h为煤层厚度；k为割prp理绝对渗透率；B为地层体积系数；µ为粘度；r为排采半径；r为井筒半径；ppews为表皮因子；p为平均地层压力；p为井底流动压力。bwf本次对潘庄研究区块进行煤层气水平井分段压裂优化设计主要运用大型商业数值模拟软件Eclipse中的CoalBedMethane（CBM）模块进行模拟优化分析。该模块主要采用的是煤层气双孔单渗物理模型，将双孔系统分为基质系统和裂隙系统。基质主要是煤层气的储集系统，吸附气从基质微孔隙表面解吸扩散至裂隙系统，不具有渗透性；裂隙主要为流体的运移通道。该模块主要采用三大模拟机制为基础来模拟煤层气储层生产动态，即上面解吸过程的Langmuir等温吸附模型，扩散过程的菲克第一定律以及渗流过程的达西流模型。4.2.2煤层气水平井流动形态分析通过对煤层气产出机理分析，在煤层气生产中，压降在吸附气解吸中作为生产“驱动力”，煤层气水平井多段压裂技术不仅连通煤层天然裂隙，有效沟通储层，增大渗透性，多段压裂裂缝还能加快储层压降传播速率，产生压降叠加干扰，加快解吸速度，同时增大了解吸漏斗半径。虽然煤层气在产出运移机理上与常规油气藏有着很大差别，但煤层气的排水降压，解吸扩散，渗流整个过程是一个动态平衡过程，其储层流体流动特征与常规储层无本质区别。对于水平井，一般存在三种流动形态：垂直径向流，线性流和水平径向流。（1）垂直径向流：流动前期，地层向井筒的线性流动（图4.4）；图4.4水平井垂直径向流示意图Fig.4.4Theverticalradialflowdiagramofhorizontalwell-31- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计（2）线性流：生产一段时间后，压力波传导至离井筒较远处，会形成垂直井筒的线性流（图4.5）；图4.5水平井垂直线性流示意图Fig.4.5Theverticallinearflowdiagramofhorizontalwell（3）水平径向流：生产后期，压力波传导储层离井筒很远，水平井筒相对于整个油藏相当于一个点，则产生水平径向流（图4.6）。图4.6水平井水平径向流示意图Fig.4.6Thehorizontalradialflowdiagramofhorizontalwell由于水平井多段压裂后储层附近产生多条高渗透带裂缝，必然会改变井筒及裂缝附近的渗流状态，煤层近井地带的渗流差异会给储层压力及流体流动形态带[27]来明显变化。其流动形态特征更加复杂，HomeR.N和TemengK.O对水平井多段压裂进行了研究，通过对多条横向缝的压力特性研究将水平井多段裂缝的流动形态分为4部分：第一线性流，第一径向流，第二线性流和第二径向流（图4.7）。-32- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第一线性流第一径向流第二线性流第二径向流图4.7水平井分段压裂流动形态示意图Fig.4.7Horizontalwellstagedfracturingflowformdiagram通过对水平井和水平井多段压裂流动形态对比分析，水平井多段压裂后流动形态主要在压裂裂缝处会形成裂缝的线性流和短暂的拟径向流，在运用CoalBedMethane（CBM）模块进行数值模拟分析过程中，主要是利用模拟网格来描述储层流体流动，并建立有限差分方法来求解非线性微分方程组。如果不能准确刻画压裂裂缝和井筒在储层近井地带的渗流特征，会导致模拟结果不准确。要有效的模拟压裂裂缝的渗流特征，采用合理的网格模拟方法会减少这种差异变化带来的计算不收敛性和不稳定性，因此为了减少这种差异对模拟的影响，必须对压裂裂缝及水平井筒附近网格进行优化设计，实现裂缝、井筒与储层之间的连接一致性，准确描述了水平井多段裂缝渗流特征。4.3水平段及裂缝模拟网格优化设计-33- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计4.3.1模拟网格优选设计网格设计是在进行数值模拟中十分重要的步骤，网格设计是否合理直接影响着模拟结果的准确性，同时对网格进行优化处理不仅要考虑网格与研究问题是否匹配，还要保证求解的精度和稳定。在对煤层水平井分段压裂模拟过程中，为了充分描述煤层的几何形态和地质特征，更重要的要合理的模拟压裂裂缝的流动动态。网格设计主要从网格类型选择和网格大小设计两方面进行优化处理。（1）网格类型选择目前主要模拟使用的是方网格和径向网格两种，另外还有种特殊的混合网格（图4.8），此种网格类型可以模拟复杂的边界条件。（a）（b）(c)图4.8方网格（a）、径向网格（b）、混合网格（c）示意图Fig.4.8Squaregrid(a)、Radialgrid(b)、Hybridgrid(c)径向网格采用的是柱坐标体系，仅限于单井的模拟，该种网格能有效反应井筒附近的径向流动特征；方网格采用的是笛卡尔坐标体系，可用来模拟多井，可[28-29]方便模拟整个储层；而对于水平井，有关学者研究了混合网格在水平井油藏数值模拟中的应用，该网格类型结合了方网格和径向网格各自的特点，主要利用径向网格来模拟水平井眼附近的径向流动，方网格模拟远井油藏的流动，该混合网格在一定程度有助于提高模拟精度。但是混合网格运用的前提条件必须是将方网格和径向网格两种网格坐标体系结合，对于CBM模块进行煤层气藏的模拟，由于双孔介质的特殊性加上该模拟器功能不完善行，目前在水平井混合网格的使用存在一些难度。另外，对于煤层气储层，煤的面割理和端割理方向近乎垂直，而方网格这种正交网格能有效的模拟煤储层天然裂隙，因此在网格布置时，主要基于将网格轴（X-Y）分别平行于-34- 中国石油大学（北京）硕士学位论文面割理和端割理方向原则来设计网格方向，这样能大大减小渗透率各向异性的影响。（2）网格大小优化设计在数值模拟中，网格大小的选取是十分重要的工作，在求解非线性微分方程时，计算时间随网格块数量的数目呈指数增长。较少网格不能保证求解精度和稳定性，较多网格增加计算时间和成本。因此，合理的网格大小设计主要考虑储层的几何特征、井眼周围及裂缝的渗流特征。储层几何特征决定了整个网格的维数和设计。首先考虑的是储层的外部边界，模拟网格边缘一般代表无流量边界，额外的网格块被认为是无效网格。如果生产井离网格边界过近，由于压力降低，生产井将经历反冲和井壁效应，和产生过量的气。因此，模拟网格应设计足够大，消除这种干扰效应。在模拟单井时，较大的压力和饱和度变化通常在井眼和压裂裂缝周围，因此在井眼及裂缝周围细分网格来描述其流动动态模拟十分必要。当时用方网格时，设计井眼周围网格大小主要依据以下原则:①考虑干扰效应时，相邻井孔间最小需要3到10个网格块；②一个网格块中布置一口井；③井眼周围或远离井眼周围网格块尺度不应迅速增加或减少2到3倍，减少求解误差。而对于有限导流能力压裂裂缝，一般使用一系列临近或含有裂隙的“裂隙块”模拟从储层到裂隙的流动，通过近井附近网格块进行不等分网格加密（图4.9）处理后赋予孔渗值来模拟实际裂缝，但加密没有必要达到实际裂缝宽度[26]（2mm~5mm），绝大多数情况下模拟网格块宽度为0.1到0.5ft（15cm）（近似井筒半径），与解析解相比结果已经足够精确。-35- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计图4.9水力裂缝局部网格加密处理示意图Fig.4.9Hydraulicfracturelocalgridrefinementprocessdiagram4.3.2煤层气水平井水平段NWM优化设计在Eclipse数值模拟软件中，NWM（NearWellboreModeling）近井筒模拟模[30]块提供一种在全局网格模型中围绕单井或多井建立一个局部精细化模拟区域，该功能不仅能模拟井眼附近流动特征，同时改进井筒与近井眼附近储层交互性。为了更为方便模拟研究区块，本节按图3.13所建立的构造模型，按比例1建立简单模型进行分析。模型基本属性：模型大小1000m×500m×6m，平均孔隙度0.02，平均水平渗透率1.5mD，平均垂直渗透率0.75mD，裂隙初始含水饱和度100%。网格类型为方网格，规格40×20×6，大小25m×25m×1m。根据前面对研究区块的地质应力条件分析，设计中心一口生产水平井，水平段方位西东向（图4.10），并假设压裂形成横向缝。图4.10水平井模拟简单模型示意图Fig.4.10Simulationmodelforthesimplehorizontalwell优化思路：以产率为函数值，对描述水平井眼段模拟网格优化设计并模拟分析。-36- 中国石油大学（北京）硕士学位论文优化设计方案：一是仅对水平井眼所通过的网格进行加密处理，处理后只描述水平井眼附近煤层流动动态，不改变井眼远处储层网格规格（方案1）；二是在X-Y-Z网格体系中对水平段所处方位中X轴所有网格进行加密处理，该方式不仅描述水平井眼近井流动网格，同时改变井眼远处网格规模（方案2）；三是在X-Y-Z网格体系中对水平段附近横向（Y轴方向）扩展网格进行加密（方案3a和3b）；四是在上面4种方案优化设计基础上，对Y方向网格进行不等分加密设计，分析描述水平段横向模拟网格块尺寸大小对渗流的影响。优化方法：首先利用NWM中网格加密功能，采用统一的网格加密大小，分别对上面4种设计方案（方案1、2、3a、3b）进行加密；其次在优选基础上，对确定方案将水平段横向（Y方向）范围内网格进行不等分加密，网格块尺度不应迅速增加或减少2到3倍的原则。（1）水平段井眼附近范围模拟方案1加密参数：网格范围X-Y-Z（932；1010；16），单网格加密数X-Y-Z（3；3；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；111；1）；方案2加密参数：网格范围X-Y-Z（140；1010；16），单网格加密数X-Y-Z（3；3；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；111；1）；方案3a加密参数：网格范围X-Y-Z（932；911；16），单网格加密数X-Y-Z（3；3；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；111；1）；方案3b加密参数：网格范围X-Y-Z（932；812；16），单网格加密数X-Y-Z（3；3；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；111；1）；各方案加密设计效果示意如图4.11。方案1）方案2-37- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计方案3a）方案3b图4.11加密设计效果示意图Fig.4.11Encryptiondesigneffectmap模拟结果：以控制井底流压BHP（2MPa）生产2年，模拟结果如图4.12。图4.12各方案产率模拟对比图Fig.4.12Yieldsimulationdiagramoftheprograms图中：曲线H为没有经过任何处理的模拟结果，曲线H-1为方案1模拟结果，曲线H-2为方案2模拟结果，曲线H-3a为方案3a模拟结果，曲线H-3b为方案3b模拟结果。通过分析对比图4.12所示几种方案模拟结果，有以下结论规律：①对于无加密模型（H），产率在生产初段高于方案H-1、H-2、H-3a、H-3b，在生产后段产率低于各设计方案，整个生产过程中产率都不同于其它方案，表明-38- 中国石油大学（北京）硕士学位论文井眼附近网格规模大小影响模拟结果。分析认为生产过程中，水平井眼主要为地层向井筒的线性流动（垂直径向流），井眼附近储层压力和饱和度变化较大，H方案网格尺寸大小的计算误差大，而采用细网格能较好的描述流体的近井筒周围的流动。②方案1（H-1）与方案2（H-2）模拟结果一致。结果表明加密沿水平井眼方向外的网格不影响模拟结果，分析认为井眼段方向以外网格加密不会对水平井眼段附近径向流产生影响。③方案1（H-1）与方案3a（H-3a）、方案3b（H-3b）在前段和后段产率一样，中段出现差别；而方案3a（H-3a）与方案3b（H-3b）模拟结果一致。结果表明水平井井眼周围（Y方向）加密网格范围对模拟结果有影响。分析认为，方案1加密网格不能完全描述井眼附近流动特征，因此会出现中段部分模拟结果的差别，而方案3a和3b加密网格规模相对稳定，能更好的模拟水平段附近的渗流规律。通过上面几种方案模拟结果可知，模拟描述水平段及周围储层流动特征的网格存在一个最优加密范围值，该模拟模型（网格尺寸25m）下，Y轴方向离水平段25~40m，在这个范围内能较好的刻画水平段及周围储层的渗流特征。（2）网格尺寸模拟在上面分析基础上，以方案3a（Y方向离水平段37m）为基准研究方案，进行网格尺寸大小对模拟的影响分析。加密参数设计：网格范围X-Y-Z（932；911；16），只对Y轴方向扩展网格加密，X方向网格不加密。最小网格大小以20cm为基准，增大或减少尺寸，各方案如表4-1。-39- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计表4.1网格大小设计方案Table4.1DesigningschemeofgridsizeY方向单网格加密权重最小网格尺方案寸cm9101111111656416414166416511152111401552125154011120311119.872.31.211.22.379.81111604111111752.512.5571111118351111111111111111111111111278方案1~5加密设计效果示意如图4.13。12345图4.13加密设计效果示意图Fig.4.13Encryptiondesigneffectmap-40- 中国石油大学（北京）硕士学位论文模拟结果：以控制井底流压BHP（2MPa）生产，模拟结果如图4.14。图4.14各方案产率模拟对比图Fig.4.14Yieldsimulationdiagramoftheprograms图中：曲线H为没有经过任何处理的模拟结果，曲线H-1为方案1模拟结果，曲线H-2为方案2模拟结果，曲线H-3为方案3模拟结果,曲线H-4为方案4模拟结果,曲线H-5为方案5模拟结果。通过分析对比图4.14所示几种方案模拟结果，各种加密方案产率基本没变化，只在初期比没加密方案H的产率低。表明改变水平段网格块尺寸大小对渗流有影响，但是网格尺寸改变（5cm~278cm）产率变化不大，模拟结果稳定，说明描述水平段附近储层模拟网格的尺寸大小对水平段附近渗流特征影响不大。综上分析，模拟描述水平段及周围储层流动特征的网格存在一个最优加密范围值，该模拟模型（网格尺寸25m）下，Y方向离水平段25~40m，网格尺寸大小范围（5cm~278cm），在这个范围内能较好的刻画水平段及周围储层的渗流特征。-41- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计4.3.3煤层气水平井裂缝LGR优化设计[31-32]裂缝模拟方法主要有表皮因子法、有效井筒半径、传导率修正法、局部网格加密（LNG）等。水平井压裂后形成特定形态的高渗透带裂缝，并且改变井筒附近渗流特征，在进行数值模拟裂缝的流动特性中，大部分处理方法主要通过等价改变井筒附近网格相关属性来描述裂缝特性，但这些方法不能模拟裂缝延伸方向，不能准确表征裂缝的流动特性；LNG相比其它方法，主要可以实现模拟裂缝方位，针对煤层气压裂形成的横向缝和纵向缝，能根据水平主应力的方位来设计网格旋转角度，进而可以模拟裂缝方位来实现模拟压裂裂缝渗流特性。在水平段优化时建立的模型基础上，在水平段中段部位加一条横向缝，设定固定裂缝参数为：缝长175m，缝高6m（煤层厚度）。采用Eclipse模拟软件中网格LGR功能对模拟水平井压裂裂缝网格进行设计优化。优化思路：以产率为函数值，对水平井压裂裂缝网格设计优化，并进行模拟分析。设计优化方案A：对裂缝尺寸大小进行模拟，将网格进行不等分加密方案设计，分析描述裂缝尺寸的模拟网格块大小对裂缝渗流的影响；方案B：对裂缝附近描述渗流特征网格规模范围进行模拟，对裂缝附近X轴方向扩展网格进行加密，分析模拟网格范围对裂缝渗流特征的影响。优化方法：利用LGR功能，网格块尺度不应迅速增加2到3倍的原则，对裂缝进行加密。（1）对于方案A，设定裂缝导流能力20D·cm，通过不等分加密网格和给定裂缝渗透率来表征描述不同裂缝网格块大小；方案A加密参数：网格范围X-Y-Z（2121；713；16），单网格加密数目X-Y-Z（9；1；1）。裂缝网格大小以20cm为基准，逐渐增大或减少尺寸，各方案如表4-2。-42- 中国石油大学（北京）硕士学位论文表4.2裂缝网格大小设计方案Table4.2Designingschemeofcracksgridsize裂缝网格块渗透率渗透率渗透率方案单网格加密权重（X-Y-Z）尺寸(cm)X(mD)Y(mD)Z(mD)1-116564164141664165；1；154000400020001-28427931392784；1；1102000200010001-34327931392743；1；115133313336661-44015521251540；1；120100010005001-520.212631361220.2；1；1306666663331-612.7512421241212.75；1；1405005002501-79.872.31.211.22.379.8；1；160333333166方案1-4加密设计效果示意如图4.15。图4.15方案1-4加密设计效果示意图Fig.4.15Encryptiondesigneffectmapofprogram1-4模拟结果：以控制井底流压BHP（2MPa）生产2年，模拟结果如图4.16。-43- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计图4.16各方案产率模拟对比图Fig.4.16Yieldsimulationdiagramoftheprograms通过分析几种方案模拟结果，有以下结论规律：①图中可看出，不同方案的产率不同，曲线前段产率发生改变，后部分产率一样。表明裂缝模拟网格尺寸大小影响裂缝周围渗流特征，当渗流范围传导至储层远处，网格尺寸大小影响减弱。②随着裂缝模拟网格尺寸的增大（减小），产率降低（升高）；③方案1-1（5cm），1-2（10cm），1-3（15cm）产率相同；方案1-4（20cm），1-5（25cm）产率相同；方案1-6（40cm），1-7（60cm）产率相同。表明虽然产率随着模拟网格尺寸的增大（减小）而降低（升高），但当网格尺寸增大或减小到某一尺寸时，产率都不会发生改变，分析认为裂缝模拟网格尺寸存在一个最优值范围，在该范围内模拟计算过程的误差比较小，能较好的描述裂缝周围的流动特性。通过上面7种方案模拟结果，当裂缝模拟网格尺寸在15cm~40cm之间时，能较好的刻画裂缝的渗流特征。-44- 中国石油大学（北京）硕士学位论文（2）对于方案B，设定裂缝导流能力20D·cm，在方案1-4优选基础上，固定裂缝模拟网格大小20cm，渗透率X（1000mD）-Y（1000mD）-Z（500mD），增加X方向网格数并等分加密；方案1加密参数：网格范围X-Y-Z（2022；713；16），X方向延伸单网格加密数目X-Y-Z（3；1；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；1；1）；方案2加密参数：网格范围X-Y-Z（1923；713；16），X方向延伸单网格加密数目X-Y-Z（3；1；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；1；1）；方案3加密参数：网格范围X-Y-Z（1824；713；16），X方向延伸单网格加密数目X-Y-Z（3；1；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；1；1）；方案4加密参数：网格范围X-Y-Z（1725；713；16），X方向延伸单网格加密数目X-Y-Z（3；1；1），单网格划分权重X-Y-Z（111；1；1）；方案2加密设计效果示意如图4.17。图4.17方案2加密设计效果示意图Fig.4.17Encryptiondesigneffectmapofprogram2模拟结果：以控制井底流压BHP（2MPa）生产2年，模拟结果如图4.18。-45- 第4章煤层气水平井水平段及裂缝模拟网格优化设计图4.18各方案产率模拟对比图Fig.4.18Yieldsimulationdiagramoftheprograms通过分析几种方案模拟结果，有以下结论规律：①随着加密网格规模的增大，产率随着减少。表明在裂缝宽度模拟网格大小（20cm）固定前提下，表征裂缝附近储层渗流模拟网格加密规模大小影响模拟结果；②加密方案1、方案2、方案3与初始加密方案（21-21），4中方案在模拟后期产率一致，而方案4在整个模拟期间产率都降低。表明方案1~3和初始方案影响着裂缝及裂缝附近储层的流动规律，而方案4不仅影响压裂裂缝，同时由于加密网格规模过大，已经影响着水平段附近流动；③方案1~2和方案3相比，方案1与2的产率差别出现时间比方案3要晚，且前两种方案产率值差别不大，表明方案1和2网格加密规模在描述裂缝及裂缝附近储层渗流特征上比初始方案更加稳定，能较全面的模拟压裂后裂缝对附近储层的渗流影响。通过上面5种方案模拟结果可知，模拟描述裂缝及裂缝周围储层的流动特征的网格存在一个最优加密范围值，该模拟模型（网格尺寸25m）下为X方向离裂缝网格30~60m，在这个范围内能较好的刻画裂缝及裂缝周围储层的渗流特征。-46- 中国石油大学（北京）硕士学位论文综上分析，当裂缝模拟网格尺寸在15cm~40cm之间且X方向离裂缝模拟网格30~60m时，能较好的刻画裂缝及裂缝附近储层的渗流特征。-47- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计为了提高研究区块水平井分段压裂效果，确保后期压裂施工成功率和提高水平井单井产能，本章在前文对实际研究区块水平井模型设计建立，煤层气水平井水平段及压裂裂缝模拟网格优化处理基础上，主要对实际研究区块煤层气水平井水平段长度和煤层气多段压裂裂缝系统进行了优化设计。5.1煤层气压裂水平井产能因素分析[33-34]目前，我国主要受限于地质条件及开发技术，在煤层气地面勘探开发中[35]主要采用直井水力压裂开发技术。在直井开发过程中，产能影响因素主要体现[36-40]在煤层地质特征，煤层储层特征及工程因素。而针对压裂水平井，其开发原理及产出运移机理与直井相似，不同的是通过水平井压开多条垂直井筒的高导流裂缝来沟通天然裂隙，增加了快速的压降通道，扩大了有效解吸面积，能极大提[41-43]高煤层气产量。对于该研究区块，由于储层、资源、地质、构造等为确定因素，水平井压后效果主要受水平井水平段长度，压裂裂缝形态及裂缝参数组合关系影响。（1）水平段长度影响水平段越长，沟通储层面积大，单井控制储量越大，产能越高。（2）裂缝形态前面分析过水平井压裂一般形成3类裂缝，横向缝相比纵向缝，主要改善储层渗流形态，增加泄流面积和控制储量。（3）裂缝参数组合裂缝参数组合主要是裂缝条数，缝长，缝宽，裂缝位置之间的组合关系，合理的裂缝参数组合设计不仅可以减少压裂费用，同时还能提高压后效果，因此，压前施工裂缝参数优化设计也是关系到压裂效果的关键因素。由前文可知，研究区块水平井井眼方位垂直于最大水平主应力，压裂形成垂直水平井筒的横向缝，下面主要对水平段长度及裂缝参数组合进行优化设计。-48- 中国石油大学（北京）硕士学位论文5.2研究区水平井水平段长度优化设计5.2.1模拟方法设计运用Eclipse中CoalBedMethane（CBM）模块，在3.3.3小节对研究区水平井初步模型建立的基础上，结合上面水平井水平段NWM优化分析结果，采用合理的网格类型及网格加密方案来分别描述水平井及水平段井眼附近的流动特征，达到模拟结果尽量符合实际现场施工及生产要求。（1）研究区网格类型的优选设计通过上面章节分析，在选择适合煤层气模拟的方网格基础上，基于方网格轴（X-Y）分别平行于面割理和端割理方向的原则来设计网格方位。本区主要以水平NNE-SSW（近SN）向为主导的主应力场，原生裂隙（面割理）（10°～20°）沿最大水平主应力发育，因此设计网格X轴平行西东（WE）方向，即端割理平行于X轴，而面割理平行Y轴。（2）水平井水平段模拟网格设计从水平段NWM模拟优化结果得知，描述水平段及周围储层流动特征范围为沿Y轴方向离水平井眼25~40m，网格尺寸大小范围（5cm~278cm），在这个范围内加密处理，能较好的刻画水平段及周围储层的渗流特征。因此设计研究区块地质模型基础网格尺寸为80m×80m，比较适合后续加密优化，结合研究区水平井井眼方向垂直于最大水平主应力原则（网格系统中，水平段井眼平行X轴），建立水平井初始模型，模型（图3.14）即满足本次设计要求。5.2.2研究区水平井水平段长度优化由于研究区块储层地质条件适合水平井开发，本小节主要对水平井水平段长度进行优化设计。由于不同水平段长度的单井控制储量不同，为了便于比较，采用最佳米进尺效率优化思想进行模拟优化设计。根据该实际研究区块大小和煤层气水平井钻井经验，在图3.14井眼轨迹设计基础上，通过对井眼轨迹重新设计，分别设计水平井长度L为680m、920m、-49- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计1080m、1240m。模型建立水平段网格加密参数为：Y轴方向40m范围，网格加密最小尺寸60cm（图5.1），分别建立水平井模型（图5.2）。图5.1水平段网格加密效果图Fig.5.1HorizontalsectiongridrefinementeffectmapL=680mL=920mL=1080mL=1240m图5.2不同水平段长度水平井模型Fig.5.2Horizontalwellmodelofdifferenthorizontalsectionlength储层模拟属性参数采用图3.3~图3.6所建立属性模型。分别对上面4种不同水平段长度模型模拟生产2年，模拟结果如图5.3。-50- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图5.3不同水平段长度模型模拟结果Fig.5.3Thesimulationresultsofdifferenthorizontalsectionlengthmodel通过模拟结果图5.3可知，随着水平段长度的增加，产率随之增加，这是由于水平段长度越长，单井控制储量越大，产率越大。但是考虑到千米后的钻井成本，且在煤储层中水平井钻井风险较大，并不是水平段越长而越好，因此为了节约成本及规避风险，采用最佳米进尺效率对该区块进行分析优选最佳水平段长度。将上述四种水平井模型的产率除以水平井长度得到每米进尺日产气率对比图（图5.4），该指标能方便反应水平井水平段产气效率。5米进尺日产率4.5米进尺日产率(680m)4米进尺日产率(920m)3.5米进尺日产率(1080m)3/米进尺日产率(1240m)2.5m2/3（1.5day·m)10.500200400600800天/day图5.4不同水平井长度模型米进尺效率Fig.5.4Mpenetrationefficiencyofdifferenthorizontalsectionlengthmodel-51- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计从图5.4中看出，水平段长度为920m、1080m、1240m的米进尺日产气率整体变化很小，只在生产前段比水平段长度为680m明显大；而水平段长度超过900m后，进尺效率反而降低，但总体变化不大，综合考虑产率，水平井钻井成本及钻井风险，结合模拟优化结果，研究区块选取水平段为900~1000m比较合理。5.3研究区水平井压裂裂缝系统优化设计5.3.1优化模拟方法对于具体的煤层气藏，由于储层特性影响，在确定水平段长度后，一般存在一个最优的压裂裂缝参数组合，在该参数组合下，使水平井能达到最大生产效益。在水平井水平段长度（1000m）优选设计基础上，结合水平井压裂裂缝模拟网格加密（LGR）优化结果参数，对研究区块水平井分段压裂裂缝参数（缝长、缝宽、裂缝条数）进行加密处理，并采用采用单一因素分析法分别对各参数进行模拟分析得到最佳参数值范围。从水平井压裂裂缝LGR模拟优化结果得知，描述压裂裂缝及周围储层流动特征范围为裂缝模拟网格尺寸在15cm~40cm之间且X方向离裂缝模拟网格30~60m时，在这个范围内加密处理，能较好的刻画裂缝及裂缝附近储层渗流特征。在研究区块地质模型基础网格尺寸80m×80m基础上，设计裂缝网格尺寸为20cm，X方向离裂缝模拟网格40m。5.3.2压裂裂缝参数组合优化设计裂缝参数组合主要包括裂缝长度、裂缝条数、导流能力、裂缝宽度、压裂位置。裂缝宽度主要由裂缝导流能力指标刻画，因此只对导流能力进行优化。（1）裂缝长度为了便于分析，设定模拟裂缝网格尺寸20cm，导流能力为20D·cm（利用等效渗透率来表征导流能力，给定渗透率1000mD），并在水平段中心压开一条裂缝，裂缝半长（L1/2）为60m、80m、100m、120m、200m，并分别进行LGR-52- 中国石油大学（北京）硕士学位论文加密处理（裂缝网格尺寸为20cm，X方向离裂缝模拟网格40m），建立模型如图5.5。图5.5裂缝网格加密效果图Fig.5.5Crackgridrefinementeffectmap储层模拟基本属性参数采用图3.3~图3.6所建立属性模型。分别对上面5种不同裂缝长度模型模拟生产1100天，模拟结果如图5.6。-53- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计图5.6不同裂缝长度模型模拟结果Fig.5.6Thesimulationresultsofdifferentcracklengthmodel图5.6中，单从压裂看，压裂后产率明显高于压裂前，压裂前最高产量为343435000m/d，压裂后最高产量可达3×10m/d，平均产量达1×10m/d。从裂缝长度看，裂缝半长L1/2从60m增加到200m，产率随裂缝长度的增加而增加，但是增产幅度不大。分析认为初期裂缝附近主要是线形流动，裂缝越长，裂缝附近煤层解吸范围越大，产率越高；生产一段时间后，从储层含气量变化来看，压力波传播范围扩大，裂缝附近逐渐转变为裂缝拟径向流动，解吸范围扩大至裂缝远处后差别不大（图5.7），裂缝长度对产率影响减小。L1/2=0mL1/2=60m-54- 中国石油大学（北京）硕士学位论文L1/2=80mL1/2=100mL1/2=120mL1/2=200m图5.7不同裂缝长度模型含气量变化图Fig.5.7Thegascontentvariationmapofdifferentcracklengthmodel（2）裂缝导流能力裂缝导流能力与缝宽和裂缝渗透率相关，在裂缝模拟网格宽度（20cm）确定前提下，通过改变裂缝渗透率来改变导流能力。在水平段1000m，裂缝长度240m（L1/2=120m），裂缝条数n=1的基础上，分别设定裂缝导流能力Fc为10D·cm，20D·cm，30D·cm，40D·cm，50D·cm，裂缝渗透率分别为500mD，1000mD，1500mD，2000mD，2500mD。储层模拟基本属性参数采用图3.3~图3.6所建立属性模型。分别对上面5种不同裂缝导流能力模型模拟生产1100天，模拟结果如图5.8。-55- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计图5.8不同裂缝导流能力模拟结果Fig.5.8Thesimulationresultsofdifferentfractureflowconductivity模拟结果显示，随着导流能力的增大产率变化不明显，只有在模拟前期出现的最高产气量不同。其规律特征与裂缝长度基本一样，主要是前期导流能力越大，裂缝附近压降快，在相同生产时间内解吸范围大，产气量大，当渗流范围扩大后影响则减小，产率变化不大，因此在煤层水平井压裂时不必要追求高导流能力。（3）裂缝条数在上面裂缝长度优化基础上，选定裂缝半长120m，导流能力设为20D·cm，并在该水平段上设定裂缝条数分别为n=1、n=2、n=3、n=4、n=5的横向缝，按图5.5所示加密参数对每条裂缝进行LGR加密处理，裂缝间距按水平段长度适当等距离排列。分别建立5种裂缝条数加密处理模型（图5.9）。-56- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图5.9不同裂缝条数水平井模型Fig.5.9Differentnumberoffracturesmodelofhorizontalwell储层模拟基本属性参数采用图3.3~图3.6所建立属性模型。分别对上面5种不同裂缝条数模型模拟生产1100天，模拟结果如图5.10。图5.10不同裂缝条数下产率模拟结果Fig.5.10Theyieldofthesimulationresultsunderdifferentnumberoffractures从模拟结果来看，产率随裂缝条数的增加而增加，表明压裂裂缝条数越多越有利于增产；但是在研究区该地质条件及该水平段长度（1000m）下，当压裂裂缝条数到达4条时，再增加裂缝条数，累计产气量增加幅度明显变缓（图5.11）；分析认为在确定的水平井长度下，单井控制储量一定，压裂裂缝越多，压降越快，-57- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计解吸范围越大，产量越大，随着生产的推移，压力波传至煤层远处后，影响逐渐减弱，增产幅度降低。因此，根据模拟结果，该研究区块在水平段1000m下最佳压裂裂缝条数为4条。16累计产气量1412/×1010m63860246裂缝条数图5.11不同裂缝条数下累计产气量Fig.5.11Theaccumulativegasproductionunderdifferentnumberoffractures（4）裂缝位置为了研究该研究区块水平井压裂裂缝位置对产量的影响，在上面优化基础上，设定水平段1000m，裂缝半长L1/2=120m，裂缝条数n=4，裂缝导流能力Fc=20D·cm，设计以下4中裂缝裂缝压裂方案（图5.12），并进行模拟分析。方案1方案2方案3方案4图5.12不同裂缝位置方案示意图Fig.5.12Differentfractureslocationdiagram-58- 中国石油大学（北京）硕士学位论文储层模拟基本属性参数采用图3.3~图3.6所建立属性模型。分别对上面5种不同裂缝条数模型模拟生产1100天，模拟结果如图5.13、图5.14。（1）（2）图5.13不同裂缝位置下产率（1）及累计产气量（2）Fig.5.13Theproductiverateandaccumulativegasproductionofdifferentfractureslocation-59- 第5章研究区水平井分段压裂模型建立与优化设计图5.14不同裂缝位置下煤层压力Fig.5.14Thecoalseampressureunderdifferentfractureslocation从模拟结果得知，在相同的裂缝条数下，裂缝位置对产率影响比较大。通常煤层压降越大，越有利于吸附气的解吸，产率越大。图5.14中可知方案4的储层压力降低最快，但方案1、方案2、方案3的产率及累计产气量（图5.13）明显大于方案4，分析认为方案4裂缝间距最小，相同生产时间下，由于压力降干扰叠加，煤层压力降低最快（图5.15），解吸量大，但该方案相比其它方案，每条裂缝的控制储量减小，因此大压降并不能带来高产率。同理，方案1与方案2和方案3相比，方案1与方案2产率及累计产量相差不大，而与方案3差距变大，主要还是裂缝间距影响每条裂缝的控制储量，进而影响整个水平井的产能。通过分析，对于煤层气水平井多段压裂，在确定压裂裂缝条数及水平井长度下，煤层大压降并不会增大产能，而应在尽量保证每条裂缝间距足够大前提下再追求较快压力降，才能达到水平井分段压裂产能最大化。方案1方案2-60- 中国石油大学（北京）硕士学位论文方案3方案4图5.15不同裂缝位置下压力动态变化图Fig.5.15Thepressuredynamicvariationunderdifferentfractureslocation在方案一基础上（水平段1000m，裂缝半长L1/2=120m，裂缝条数n=4，裂缝73导流能力Fc=20D·cm），对该水平井模拟生产15年的累计产气量达3.3×10m73（图5.16）。通过计算该研究区块可采地质储量为8×10m，水平井压裂后单井开发采收率达32%，配合直井开采后效果更佳。图5.16模拟15年累计产气量Fig.5.16Accumulativegasproductionofsimulating15years通过对水平井水平段和裂缝网格的模拟优化，以及对研究区水平井多段压裂的模拟分析结果可知，该研究区水平井最优设计参数范围为：水平段长度900~1000m，裂缝条数4条，裂缝半长80~100m，裂缝导流能力15~25D·cm，在水平段长度确定下裂缝压裂位置尽量保证每条裂缝间距足够大，在该裂缝系统下有利于产能最大化，满足煤层气水平井分段压裂生产要求，对提高煤层气藏水平井压裂效果有实际意义。-61- 第6章结论第6章结论本文以实际煤层气开发区块为研究对象，提出煤层气水平井分段压裂优化设计技术，主要从水平井开发地质评价、地质精细描述、水平井水平段和压裂裂缝设计优化处理、分段压裂裂缝系统优化设计等方面进行了详细研究，形成了煤层气水平井分段压裂优化设计技术，通过该实际区块的研究，为煤层气水平井开发提供了一定的参考借鉴作用。通过研究主要得到以下结论和认识：（1）煤层气水平井开发地质评价是进行水平井开发的基础，水平井在开发煤层气时需要满足一定的煤层地质要求。论文主要对煤层构造，煤储层特征（厚度、埋深、煤体结构、夹矸、渗透率、含气量），水文地质三方面指标进行详细评价，结合研究区块的构造特征、地层特征、煤层特征、水文地质特征等基本情况，对区块内三个煤层进行评价对比后得出3号煤最适合水平井开发。（2）在对研究区水平井地质精细描述的基础上，建立了研究区地质模型及水平井模型。研究区块3号煤水平最大主应力近SN方位，微地震裂缝监测结果显示主裂隙组方位（NNE为主）与主应力场方位接近，并设计水平井井眼方位为EW方位，该井眼方位垂直于原生裂隙，沟通了储层，并有利于压裂裂缝沿最大水平主应力方向延伸，发挥水平井增产优势。（3）利用数值模拟软件Eclipse提供的NWM处理模块对水平井段模拟网格进行优化设计，得出模拟描述水平段及周围储层流动特征的网格存在一个最优加密范围值，Y方向离水平段25~40m，网格尺寸大小范围5cm~278cm，在这个范围内能较好的刻画水平段及周围储层的渗流特征。（4）利用局部网格加密法（LGR）对裂缝系统模拟网格进行优化设计，得出当裂缝模拟网格尺寸在15cm~40cm之间且X方向离裂缝网格30~60m时，能较好的刻画裂缝及裂缝附近储层的渗流特征。（5）在煤层气水平井水平段及压裂裂缝模拟网格优化处理基础上，对实际研究区块煤层气水平井水平段长度和煤层气多段压裂裂缝系统进行了优化设计，提出该研究区水平井最优设计参数范围为：水平段长度900~1000m，裂缝条数4-62- 中国石油大学（北京）硕士学位论文条，裂缝半长80~120m，裂缝导流能力15~25D·cm，在水平段长度确定下，裂缝压裂位置尽量保证裂缝间距足够大。在该裂缝参数系统下有利于产能最大化，满足煤层气水平井分段压裂生产要求。-63- 参考文献参考文献[1]张建国,苗耀,李梦溪.沁水盆地煤层气水平井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例[J].中国石油勘探,2010,02:49-54+85.[2]RuichenShen,LeiQiao,LiFuetal.ResearchandApplicationofHorizontalDrillingforCBM[J].SocietyofPetroleumEngineers,2012.[3]鲜保安,高德利,王一兵等.多分支水平井在煤层气开发中的应用机理分析[J].煤田地质与勘探,2005,06:34-37.[4]丁伟,夏朝辉,韩学婷等.澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化[J].新疆石油地质,2014,05:614-617.[5]江山,王新海,张晓虹等.定向羽状分支水平井开发煤层气现状及发展趋势[J].钻采工艺,2004,02:12-14+3.[6]张卫东,魏韦.煤层气水平井开发技术现状及发展趋势[J].中国煤层气,2008,5(04):19-22.[7]康园园,邵先杰,石磊等.煤层气开发技术综述[J].中国煤炭地质,2010,22(增刊):43-46.[8]王益山,王合林,刘大伟等.中国煤层气钻井技术现状及发展趋势[J].钻井工程,2014，34(08):87-91.[9]饶孟余,杨陆武,张遂安等.煤层气多分支水平井钻井关键技术研究[J].天然气工业,2007,27(07):52-55.[10]董建辉,王先国,乔磊等.煤层气多分支水平井钻井技术在樊庄区块的应用[J].煤田地质与勘探,2008,36(4):21-24.[11]NaizhongDuan,ZhiminGong,HelinWangetal.ApplicationofMulti-branchhorizontalwellTechnologyinCBMDrilling[J].SocietyofPetroleumEngineers,2012.[12]乔磊,申瑞臣,黄洪春等.煤层气多分支水平井钻井工艺研究[J].石油学报,2007,28(03):112-115.[13]姜文利,叶建平,乔德武.煤层气多分支水平井的最新进展[J].中国矿业,2010,19(01):101-103.[14]HegreTM,LarsenL.ProductivityofMultifracturedHrizontalWells[C].EuropeanPetroleumConference,25-27October,London,UnitedKingdom,1994.-64- 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中国石油大学（北京）硕士学位论文致谢本论文完成之际，首先向帮助以及关心我的人致以最诚挚的感谢。感谢实验室三位恩师裴柏林老师、张遂安老师和祁大晟老师三年来对我的指导以及帮助，特别感谢裴教授在本论文中对我的悉心指导。裴老师在论文选题、确定研究内容、研究方法以及整个论文写作过程中，都对我进行了细致地指导，并对我论文研究过程中的错误进行了及时纠正，在此过程中，老师严谨的学术作风和认真负责的教学态度深深感染了我。研究生3年的学术生涯中，裴老师不仅在学业和学术上对我们严格要求之外，更注重培养我们的社会能力。这三年来，我受益匪浅，学术能力和社会能力都有了很大的提高，在这里向老师的辛勤付出表示衷心的感谢。该论文主要依托现场项目，论文中研究区块资料的采用非常感谢袁丽颖师姐，王理师兄的帮助。此外我还要感谢郭西娜老师，刘淑华老师对我的关心与帮助。最后，感谢关心过我的老师、朋友、同门以及师弟师妹们，是你们让我的生活更加丰富多彩。-67- 攻读学位期间取得学术成果、参加的学术大赛攻读学位期间取得学术成果、参加的学术大赛（1）专利论文成果[1]裴柏林,卢凌云.一种可实现扩大炮眼孔径的管柱结构,专利号:ZL201520651777.4.已授权.[2]裴柏林,卢凌云.一种岩石孔隙气体内膨胀扩大炮眼孔径的方法,申请号:201510531844.3,实审中.[3]煤岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究[J].第四作者,中国煤炭地质,2015.（2）参加的学术大赛[1]2015年作为队长参加了第五届中国石油工程设计大赛油/气藏工程单项组,获得全国三等奖,校内一等奖.-68-
