CN115126469B - 一种煤层气井网部署优化的方法及计算机设备 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种煤层气井网部署优化的方法及计算机设备，包括：获取煤储层天然裂隙的发育特征；根据裂隙的发育特征，结合不同的井型和压裂改造方式，确定初步井网部署组合；设置每口井的压裂改造方式，按照一定的顺序进行压裂改造，监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位；对煤层气井进行产出水化学特征分析，评价井间联通性和干扰作用，进一步优化井网部署。考虑不同井型和压裂改造方式的组合，通过压裂改造作用对临井生产动态影响的监测、产出水水化学特征分析等手段实时优化井网，实现以井组为开发井网的部署模式能在井组内和井组间形成有效的井间干扰，且便于智能化、集约化管理，实现煤层气规模高效开发。

Description

一种煤层气井网部署优化的方法及计算机设备

技术领域

本发明属于煤层气开发技术领域，具体涉及一种煤层气井网部署优化的方法及计算机设备。

背景技术

煤层气开采是通过井网进行区域排水降压，降低储层压力，利用井间干扰作用，促进煤层气解吸、扩散、渗流及产出，达到增产稳产的目的。煤层气井网部署优化是煤层气开发方案制定的重要组成部分，煤层气井网部署是否合理直接影响单井产气量大小、稳产周期、采收率高低和开发的经济效益。目前井网部署优化主要从井网样式、井距和方位来进行设计。

煤层气井网布置样式主要有不规则井网、矩形井网和菱形井网等，不规则井网是在受地形限制或地质条件发生剧烈变化情况下，采用的一种布井方式；矩形井网，要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向布井，矩形井网规整体性较好，布置方便，缺点是相邻四口井中心位置压降速率较低，排水采气效率较低；菱形井网要求沿主渗透方向井距较大，垂直于主渗透方向井距较小，且相邻的4口井呈菱形，是矩形井网的一种补充完善形式。井网方位主要根据裂缝监测得到主导天然裂隙方位和压裂裂缝方位将井网的长边方向与天然裂隙方向或压裂裂隙方向平行。煤层气井井距是开发效益、经济评估的重要指标，井距的大小取决于煤储层的性质和生产规模对经济的影响以及对资源采收率的要求，煤层气井网设计中主要采用单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限- 合理井网密度法等来确定井网间距。

目前在煤层气井网优化中通常会考虑地质因素、经济因素等，通过数值模拟的方法来实现。然而数值模拟的方法一般都是在满足一定的假设参数条件下，模拟井间干扰效应，计算开采时间和采气量的关系，评价经济效益。除了参数获取的准确性和适应性，而且煤储层是典型的裂缝型储层，非均质性较强，数值模拟方法实际应用及其效果受到限制，很难实现井网与地层非均质的很好匹配。而实际煤层气开发中，井网部署也没有考虑井型、改造方式的组合，仅仅通过数值模拟的手段来进行优化，出现了大量的煤层气低产井，达产率低，主要表现有井间干扰差、协同降压效率低。因此需要一种新的煤层气井网部署优化方法。

发明内容

为了解决上述的技术问题，本发明提供一种煤层气井网部署优化的方法及计算机设备，其特征考虑不同井型和压裂改造方式的组合，以形成耦合降压和高效井间干扰为出发点，结合经济效益和煤储层的非均质性分析，通过压裂改造作用对临井生产动态影响的监测、产出水水化学特征分析等手段实时优化井网，实现以井组为开发井网的部署模式进行规模高效开发。具体而言，技术方案包括以下两个方面：

第一方面，本发明提供了一种煤层气井网部署优化的方法，包括以下步骤：

步骤S1：获取煤储层天然裂隙的发育特征；

步骤S2：根据裂隙的发育特征，结合不同的井型和压裂改造方式，确定初步井网部署组合；所述初步井网部署组合为两个井场a、b构成的井组，井场a 包含一口直井和若干斜井，井场b包含一口直井和两口单分支水平井；

步骤S3：设置井组中每口井的压裂改造方式，按照一定的顺序进行压裂改造，监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位；

步骤S4：对井组中每口井进行水化学特征分析，评价井间联通性和干扰作用，进一步优化井网部署；

步骤S5：经过步骤S3和步骤S4优化调整后，确定优化后的井网部署组合。

优选地，步骤S1具体包括：

利用区域地质调查和地球物理的方法确定研究区大范围内地应力的分布特征，判断主应力方位；

结合研究区附近煤矿井下煤储层的裂隙***观测和煤体结构特征，确定煤储层内外生节理、气胀节理以及内生裂隙的发育特征。

优选地，所述裂隙的发育特征包括：裂隙的发育规模、方位和密度。

优选地，步骤S2所述初步井网部署组合中，井场a包括8口丛式井和1口直井，丛式井编号为1、2、3、4、5、6、7和8，直井编号为9，井场a的初步布井样式为矩形，长边方向为裂缝主发育方向。

井场b有2口单分支水平井和1口直井，单分支水平井编号10和11，直井编号为12，10号井垂直于主裂缝发育方向，11号井平行于主裂缝发育方向，2 口单分支水平井用于与井场a进行联合降压。

优选地，步骤S3中，井场a中8口斜井采用水力加砂压裂的改造方式，直井9采用水力喷射造穴+水力加砂压裂；井场b中直井12采用水力喷射造穴+水力加砂压裂，2口单分支水平井在水平段采用固井完井方式，采用水力喷砂分段压裂的改造方式。

优选地，直井9和12水力喷射造穴层位和厚度根据步骤S1中煤储层天然裂隙的发育特征选定糜棱煤层或碎粒煤发育的层位，水力加砂压裂层位选择靠近煤层顶板的位置；单分支水平井10和11分段喷砂压裂段数依据步骤S1中确定的外生节理发育间隔距离来确定，且单分支水平井10垂直于主裂缝发育方向，水平段长度和压裂改造分段数少于11井。

优选地，步骤S3中所述按照一定的顺序进行压裂改造的步骤，包括：

根据步骤S2中井网部署组合，井场a中煤层气井压裂改造的顺序依次为1、 2、3、4、5、6、7、8和9号井；井场a中煤层气井压裂改造以后，进行井场b 的压裂改造，压裂改造顺序为10、11和12号井。

优选地，步骤S3中所述监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位的步骤，包括：

监测压裂改造过程中临井中液量、井底流压、套压和产气产水情况的变化，结合参考地面微地震裂缝监测，以此来判断压裂作用对临井的干扰程度，作为井距和方位优化调整的依据。

优选地，步骤S4具体包括：

通过对煤层气井产水主量、微量元素和同位素测试分析，判断煤层气井产出水来源，是否有煤层气井产出水为其他含水层的外来水，结合地质分析找出原因；结合水化学特征分析井组内和井组之间水的联通性和井间干扰，为优化调整煤层气井布井位置、单分支水平井水平段长度、斜井个数、组内井距以及压裂改造方式和程度提供依据。

第二方面，本发明提供了一种计算机设备，所述计算机设备包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行所述的煤层气井网部署优化的方法。

本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明所提供的一种井网部署优化的方法是以形成耦合降压和高效井间干扰为出发点，其井组内和井组之间的压降和井间干扰效果都很好，更利于煤层气高产和稳产。同时，通过压裂改造作用对临井生产动态影响的监测、产出水水化学特征分析等手段能实时根据实际地质特征优化井网，实现差异化井网部署。两个井场组合式的井组模式相比于以往的直井井网节约了井场用地，节约成本，便于智能化集约化管理。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本发明的具体效果作进一步说明，附图中：

图1是本发明实施例一种井网部署优化的方法的流程图；

图2是本发明实施例初步井网部署组合模式示意图；

图3是本发明实施例初步井网部署组合模式立体结构示意图；

图4是本发明实施例井网压裂裂缝扩展示意图；

图5是本发明实施例根据实际情况优化调整后的井网井组示意图；

图6是本发明实施例1中研究区3#煤储层裂隙***分布图；

图7是本发明实施例a中井距和方位图；

图8是本发明实施例a中a1和a5井产水产气对比图；

图9是本发明实施例a中a3和a5井产水产气对比图；

图10是本发明实施例a中a2、a4和a5井产水产气对比图；

图11是本发明实施例b中井距和方位图

图12是本发明实施例b中b1、b4和b5井产水产气对比图；

图13是本发明实施例b中b2、b3和b5井产水产气对比图；

图14是本发明实施例4中井位分布示意图；

图15是本发明实施例4中piper三线图；

图16是发明实施例4中微量元素含量折线图；

图17是发明实施例4中分层聚类谱系图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。

参考图1，本发明实施例提供了一种井网部署优化的方法，包括以下步骤：

步骤S1：获取煤储层天然裂隙的发育特征；

利用区域地质调查和地球物理的方法确定研究区大范围内地应力的分布特征，判断主应力方位；

结合研究区附近煤矿井下煤储层的裂隙***观测和煤体结构特征，确定煤储层内外生节理、气胀节理以及内生裂隙的发育特征。

步骤S2：根据裂隙的发育特征，结合不同的井型和压裂改造方式，确定初步井网部署组合；所述井网部署组合为两个井场a、b构成的井组，井场a包含一口直井和若干斜井，井场b包含一口直井和两口单分支水平井；

在数值模拟基础上，结合地质特征、不同开发井型和压裂改造方式，以形成耦合降压和高效的井间干扰为出发点，设计了2+2+2+N的井网组合。其中第一个2表示该井网组合有2个井场，第二个2表示有2口直井，第三个2表示有2 口单分支水平井，N表示有N口斜井，N可以优选为8。具体分布如图2所示。

井网部署组合有2个井场a和b，相比较于传统的直井每口井一个井场来说，大大的减少了井场个数，节约地面用地，减少了地面抽采、集输成本，便于智能化集约化管理。如图3所示。

井场a有8口斜井和1口直井，斜井编号为1、2、3、4、5、6、7和8，直井编号为9；斜井优选8口，是为了使斜井减小井斜，减小钻井难度，改善后期排采工况；同时，也是为了促进中心直井9更好的对周围的8口丛井形成井间干扰。井场a中9口井的初步布井样式为矩形，长边方向为裂缝主发育方向，由步骤S1可知煤储层天然裂缝主发育方位为一个区间，并不是只有一个方位。因此，初步布井时，矩形布井长边方向只是选择主裂缝方位发育区间中的一个优势方位。

井场b有2口单分支水平井和1口直井，单分支水平井编号10和11，直井编号为12。2口单分支水平井的目的是为了与丛式井场a中的直(斜)井和相邻的丛式井场联合降压，起到耦合降压的目的，形成整体的井间干扰，达到高产稳产的效果。

步骤S3：设置井组中每口井的压裂改造方式，按照一定的顺序进行压裂改造，监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位；

井场a中8口斜井采用常规的水力加砂压裂的改造方式，直井9采用水力喷射造穴+水力加砂压裂。井场b中直井12采用水力喷射造穴+水力加砂压裂，2 口单分支水平井在水平段采用固井完井方式，压裂改造采用水力喷砂分段压裂。

直井9和12水力喷射造穴层位和厚度根据步骤S1中煤储层裂隙发育特征来选定糜棱煤层或碎粒煤发育的层位，水力加砂压裂层位选择靠近(煤层)顶板附近。

单分支水平井10和11分段喷砂压裂段数依据步骤S1中确定的外生节理发育间隔距离作为参考根据，且单分支水平井10垂直于裂缝主发育方向(也称为主裂缝方向)，水平段长度和压裂改造分段数少于11井。

直井12采用水力喷射造穴+水力加砂压裂是为了增加直井12与周围井和下一个井组的井间干扰效果。单分支水平井根据地质特征可能会存在入窗靶点远，水平投影距离长，直井12单井控制面积增大，尤其在单分支水平井10和11水平投影距离相同而渗透方向能力不同的情况下，水力喷射造穴+水力加砂压裂的改造方式在此处比常规水力加砂压裂效果更好。

井组压裂改造顺序根据设计依次进行，监测压裂改造过程中临井中液量、井底流压、套压和产气产水情况等的变化，结合参考地面微地震裂缝监测，以此来判断压裂作用对临井的干扰程度，作为后期井网滚动开发井距和方位优化调整的依据。

理想情况下压裂改造后，压裂裂缝扩展示意图如图4所示。而实际改造过程中，煤储层因煤体结构、裂隙***、地应力分布、小微构造等引起的非均质性以及已压裂井改造作用对储层的影响，造成了改造后的裂缝扩展也不会是理想中均匀分布。因此，可以通过设计压裂改造顺序，监测临井动态变化，来优化调整井网井距和方位。

根据步骤S2中初步井网部署组合，井场a中煤层气井压裂改造的顺序依次为1、2、3、4、5、6、7、8和9号井。井场a中煤层气井压裂改造以后，进行井场b的压裂改造，压裂改造顺序为10、11和12号井。

井场a中1号井可以率先压裂。2号井压裂，用于观测垂直主裂缝方向上2 号井对1号井产生的影响。3号井压裂，用于观测垂直主裂缝方向上3号井对2 号井产生的影响。4号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上4号井对3号井产生的影响。5号井压裂，用于观测沿主裂缝方向上5号井对4号井产生的影响。 6号井压裂，用于观测沿主裂缝方向上两倍井距情况下6号井对5号井产生的影响；以及用于观测沿垂直主裂缝方向上两倍井距情况下6号井对1号井产生的影响。7号井压裂，主要用于观测垂直主裂缝方向上7号井对5号井和6号井产生的影响。8号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上8号井对1号井和6号井产生的影响。井场a中9号井最后压裂改造，用于观测对周围斜井产生的影响情况。

井场b中，10号单分支水平井先进行压裂改造，主要用于观测对5、6和7 号井产生的影响。11号单分支水平井在压裂改造，主要用于观测对1、6和8号井产生的影响。12号井最后水力喷射造穴+水力加砂压裂后，主要用于观测对6、 10和11号井的影响。

步骤S4：对井组中每口井进行水化学特征分析，评价井间联通性和干扰作用，进一步优化井网部署；

煤层气井产出水主量、微量元素和同位素测试分析，可以判断煤层气井产出水来源，是否有煤层气井产出水为其他含水层的外来水，结合地质分析找出原因；结合水化学特征分析井组内和井组之间的联通性和干扰作用，可以为井组之间是否形成有效井间干扰提供判断依据。通过水化学分析，可以为优化调整煤层气井布井位置、单分支水平井水平段长度、斜井个数、组内井距以及压裂改造方式和程度提供依据。

步骤S5：经过步骤S3和步骤S4优化调整后，确定优化后的井网部署组合；

经过步骤S3和步骤S4对井网的优化和调整后确定最终的井网组合模式，并在相邻井网部署中以此井网组合模式为基础滚动部署，并根据实际地质条件特征，及时作出调整，差异化部署。图5为根据实际情况调整后的井网井组示意图。

下面结合具体的实施例证明本发明方法的可行性：

实施例1：获取沁水盆地南部某矿区煤储层裂隙***发育特征；

沁水盆地南部是我国高煤阶煤层气成功商业开发比较典型的区域，也是山西无烟煤的主产区。通过研究区附近煤矿井下裂隙***观测，绘制3#煤储层裂隙***分布图如图6所示：

3#煤储层中裂隙发育具有明显的方向性，总体上表现为两个优势方向， NEE-SWW和NW-SE向，图中北偏东70°左右在测量裂缝中出现较多，因此在初步井网部署a井场中矩形布井长边方向选择北偏东70°。

3#煤储层外生节理发育，外省节理分为切穿煤层进入顶底的外生节理和切穿煤层和部分切穿煤层在煤层内发育外生节理，且绝大部分为后者。外生节理发育具有近乎等间距发育的特点，间隔30米左右会发育一组外生节理，通常会形成密集的外生节理带，外生节理带内煤体结构破碎，次级外生裂隙发育。外生节理主要走向为北东东向和北西向，北东东向外生节理倾角比北西向大，两组节理交汇处煤层破碎严重。3#煤中气胀节理发育，气胀节理面光滑具有纯张节理特征，在煤层中主要分布在光亮煤中，半暗煤和暗淡煤分层中少见。内生裂隙受煤岩成分制约，镜煤和亮煤中发育，研究区镜煤条件发育，内生裂隙发育。因此，水力压裂改造应考虑最大限度的沟通天然裂隙；在井场b中单分支水平井分段压裂间隔建议大于30m，可以优选50m。

观测区煤体结构整体较好，碎裂结构煤在裂缝密集及交汇处发育，糜棱煤在全区底板出发育，厚度平均在0.6-1m。因此，9号和12号直井水力喷射造穴层位可以选择在底板糜棱煤发育层位，造穴厚度等于糜棱煤发育厚度。

通过井下精细裂缝***观测，研究区裂隙***具有明显的空间和方向非均一性，导致煤储层的渗透性空间各向异性，这都会影响煤层气开发特征，因此井网部署要充分考虑和利用裂隙***的特征。

实施例2：根据裂隙的发育特征，结合不同的井型，确定初步井网部署组合；所述井网部署组合为两个井场a、b构成的井组；

井场a有8口斜井和1口直井，斜井编号为1、2、3、4、5、6、7和8，直井编号为9；斜井优选8口，是为了使斜井减小井斜，减小钻井难度，改善后期排采工况；同时，也是为了促进中心直井9更好的对周围的8口丛井形成井间干扰。井场a中9口井的初步布井样式为矩形，长边方向为裂缝主发育方向，由步骤S1可知煤储层天然裂缝主发育方位为一个区间，并不是只有一个方位。因此，初步布井时，矩形布井长边方向只是选择主裂缝方位发育区间中的一个优势方位。

井场b有2口单分支水平井和1口直井，单分支水平井编号10和11，直井编号为12。2口单分支水平井的目的是为了与井场a中的直(斜)井和相邻的直(斜)井场联合降压，起到耦合降压的目的，形成整体的井间干扰，达到高产稳产的效果。

实施例3：压裂改造依设计顺序进行，监测临井生产动态变化，优化调整井网井距和方位；

以下的实施例a和b说明了通过临井压裂监测动态变化的方案的可行性；

实施例a：

在研究老区通过对老井直井网进行加密，进行压裂和排采监测对周围老井的影响。在研究区北部有老井a1、a2、a3和a4，大致呈菱形布井，井距和方位如下如图7所示，研究区北部煤层天然裂缝方向为北东东向，a5井为后期实施的加密直井，a5井压裂微地震裂缝监测显示压裂裂缝方位为北东79.4°，与天然裂缝主导方位基本一致。

通过监测a1井生产动态变化发现，当a5井压裂以后a1井突然不产气，井底流压增大，产水量突然增大，接近1个月排采以后慢慢恢复产气，但是产气量依然没有a5井压裂之前大。说明a5井压裂产生的裂缝与a1井原有裂缝产生了直接的沟通，直接扰乱了a1井的正常排采作业，这也和裂缝监测结果一致，如图8所示。

通过监测a3井生产动态变化发现，a3井产气量变小，产水量变化不大，产出水内煤粉增多，水由清变浅灰色，随着排采时间的延长产气量逐渐恢复。说明 a5井压裂裂缝与a3井原有裂缝没有直接沟通，压裂导致的压力传导的波及作用对a3井产生了间接干扰，导致a3井附近应力增加，裂缝闭合，渗透性降低，产气变少，但是随着排采时间推移，井间干扰的优势逐渐体现，后期协同降压的效果显现，从后期产气量恢复且稳产可以看出，如图9所示。

通过a2和a4井的生产动态变化发现，a2井和a4井的生产动态在a5井压裂前后基本上没有变化，a5井对a2和a4井产生的直接干扰作用很小，如图10所示。但并不是说它们之间在后面的生产过程中不会产生井间干扰，a5井作为加密井，排水期很短，很快就达到高产气量，但同时稳产期很短，这也是正是说明 a5井已经与周围的井形成了井间干扰所致，周围的储层压力都被临井排水降压扩展降低。

由此可知，a5井压裂产生的裂缝主要还是沿煤层天然主裂缝方向延伸，因为a1a5井连线方向的方位角与煤储层天然裂缝的方位角更接近，因此，a5井压裂容易产生与接近天然裂缝方向的裂缝并更容易与a1井裂缝产生直接的沟通作用。a5井压裂裂缝产生的干扰作用与垂直最大主应力方向或者与最大主应力方向夹角较大时的井影响都很小，且与井距关系不大，如a2与a5井距离138m和 a4与a5井189m的效果几乎一样，受到压裂的扰动作用几乎没有。因此，布置加密井时为了提高与垂直主裂缝方向a2和a4井的井间干扰作用，应尽量降低a2a5和a4a5井连线方向与主裂缝方向的夹角。

实施例b：

在研究区中部有4口丛式老井组b1、b2、b3和b4，天然主裂缝的优势方向为北东64°，井距和方位如下如图11所示。加密井b5微地震裂缝监测显示压裂裂缝走向趋势为北东58.6°，支裂隙较发育。

通过监测b1和b4井生产动态变化发现，b5压裂以后排采之前，b1和b4 井产气量变小，产水量变化不大；随着排采时间的延长以及b5井开始排采，b1 和b4井产气量逐渐恢复。说明b5井压裂裂缝与b1和b4井原有裂缝没有直接沟通，压裂导致的压力传导的波及作用同时对b1和b4井产生了间接干扰，导致 b1和b4井附近应力增加，裂缝闭合，渗透性降低，产气变少，但是随着排采进行，井组之间排水降压，井间干扰的优势逐渐体现，后期协同降压的效果显现，从后期产气量恢复且稳产可以看出，且后期对b1井的间接干扰作用要优于对b4井的干扰作用，如图12所示。

通过b2和b3井的生产动态变化发现，b2井和b3井的生产动态在b5井压裂前后基本上没有变化，b5井对b2和b3井产生的直接干扰作用很小，如图13 所示。

通过对丛式b井组的加密井压裂后监测发现，b5井对b1和b4井产生了间接的井间干扰作用，b5井产生的压裂裂缝主要在b1和b4间之间延展，且更靠近b1井，对b1井的干扰作用更强，与b1井的协同降压效果更好。同时，加密井b5井的产气效果也较好，短暂的排水以后就开始产气，并与周围的井形成了井间干扰，且产气量稳步提升。可以看出，b5井与b1、b2、b3和b4连线方位与主裂缝方位之间的夹角合适，利于压裂后对周围的井形成有效的井间干扰作用。

常规水力加砂压裂煤层气单井控制面积主要为以主裂缝方向为长轴，垂直主裂缝方向为短轴的椭球形。在布置井网时，要尽量毕竟三口井连线与天然裂缝方向一致，也尽量避免垂直最大主裂缝方向和与最大主裂缝方向高角度相交。所以在本发明的组合井网设计时，直井9的压裂改造方式是水力喷砂造穴+顶板附近射孔的水力压裂，这样可以形成圆形的泄压空间和裂缝网络，提高整体压降和井间干扰效果。这样就避免了产生主要是沿主裂缝方向的裂缝，且可能与2和7 井产生裂缝联通，而垂直主裂缝方向的裂缝联通较少。加上两口单分支水平井对沿主裂缝方向和垂直主裂缝方向的联合排水作用，耦合降压作用更明显，井组内部各井之间的干扰效果更好。因此，通过压裂井观测临井的生产动态变化，可以为下一步优化调整井网提供更接近实际开发效果的指导建议。压裂井的顺序压裂不仅能增大压裂产生的井间干扰效果，也对监测对象提供了针对性；同时，在对临井进行监测时，也可以选择一两口井不压裂作为观测井，以达到监测目的。

实施例4：煤层气井产出水化学特征分析井网联通性和井间干扰作用，为井网优化调整提供建议。

选取研究区调整后井组12口煤层气井产出水做水化学特征分析，井号c1、 c2、c3、c4、c5、c6、c7、c8、c9、c10、c11和c12，如图14所示。

基于煤层水中的常量离子Na⁺、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、Cl^-、SO₄ ^2-、CO₃ ^2-、和 HCO₃ ^-，进行piper三线图投点，结果如图15所示。所有井水样品TDS为 304-645ppm，氢氧同位素特征显示其来源均为大气循环水，水型均为Na-HCO₃型水，通过初步判断均为3#煤层含水层水，水源相同。

关于井间联通性和井间干扰作用的研究，对煤层水中微量元素进行了优选，针对本区域煤储层和地质等特征，选出指示元素7种，分别为：As、Cu、Li、 Mo、Rb、Sn和V，与该组指示元素相关的水岩反应涉及煤中的有机物，粘土矿物，硫化物以及碳酸盐矿物，能指示水岩反应的差异性，以此来判断煤层气井间连通性和井间干扰。

测试分析各样品中7种指示元素含量具有差异，微量元素含量如图16所示，可以看出c10和c11井6种指示微量元素(As、Cu、Li、Mo、Rb和V)的含量比其他几口井高出很多，从数值上大致可以判断c10和c11井煤层气井产出水与临井经历的水岩反应不同。

基于煤层水种优选的7种指示微量元素运用Q型聚类分析的方法对井间的联通进行识别，井间联通强的样品在聚类分析的过程中会优先聚集成簇，井间联通弱或无联通的样品则在多次迭代之后才会逐个进入簇中，结果如图17所示。 c1、c2、c3、c4、c5、c6、c7、c8、c9、c10和c12的井间联通性强、井间干扰作用强，在5次迭代之前就全部聚集成簇。c11井在多次迭代之后才最后才聚类完成，通过聚类分析判断c11井与其他井联通性弱，但结合c11井的微量元素含量差异，可知c11井水平段穿越的煤层段最多，发生的水岩反应最复杂，因此可能是这个原因造成的微量元素的聚类差异性。因此，结合产水量、水源和其他特征，可以判断c11井整体上排水效果很好，降低了井组之间的储层压力，压降朝井组内部传递，长时间来看起到了整体井间干扰的作用。

通过12井的排采情况可知，调整后的井组排水周期更短，见气时间变短，相比于相邻老区直井平均90多天缩短到80天左右；同时产气量稳定，相比较于之前老井稳产时间更长，没有出现急衰减井；同时，井场a中直(斜)井产水产气规律相同，排采曲线类似，没有出现产水产气相差很大的井，这也从侧面说明井组之间井间干扰的效果很好。两口单分支水平井c10和c11产水量稳定，排水效果好，起到了给井组排水降压的目的，同时产气后没有出现气量快速下降，能持续高产气。因此，调整优化后的井网组合产气效果理想，达到预期产气效果。

结合煤层气井产出水的化学特征分析，能给我们井网优化调整提供依据，如若出现水源不同的井，则要分析是否存在天然的断层和陷落柱沟通其他含水层，还是压裂裂缝沟通了其他含水层等，则在布井优化调整的时候要避开，直井井距、水平井的长度和方位也要适当的调整；甚至改变压裂改造方式和程度避免或减少与其他含水层沟通。如果煤层气井产出水微量元素与其他井之间的差距大，要结合地质条件判断其原因，分析井间干扰的难易程度，为井网的优化调整提供参考。

作为可选的实施方式，本实施例提供了一种计算机设备，所述计算机设备包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行上述的煤层气井网部署优化的方法实施例的各个过程，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。

需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者***不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者***所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者***中还存在另外的相同要素。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。词语第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序，可将这些词语解释为标识。

以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。

Claims (7)

1.一种煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：获取煤储层天然裂隙的发育特征；

步骤S2：根据裂隙的发育特征，结合不同的井型和压裂改造方式，确定初步井网部署组合；所述初步井网部署组合为两个井场a、b构成的井组，井场a包含一口直井和若干斜井，井场b包含一口直井和两口单分支水平井；

步骤S2所述初步井网部署组合中，井场a为丛式井，包括8口斜井和1口直井，斜井编号为1、2、3、4、5、6、7和8，直井编号为9，丛式井场a的初步布井样式为矩形，长边方向为主裂缝发育方向；

井场b有2口单分支水平井和1口直井，单分支水平井编号10和11，直井编号为12，10号井垂直于主裂缝发育方向，11号井平行于主裂缝发育方向，2口单分支水平井用于与井场a进行联合降压；

步骤S3：设置井组中每口井的压裂改造方式，按照预设顺序进行压裂改造，监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位；

步骤S3中，井场a中8口斜井采用水力加砂压裂的改造方式，直井9采用水力喷射造穴+水力加砂压裂的改造方式；井场b中直井12采用水力喷射造穴+水力加砂压裂的改造方式，2口单分支水平井在水平段采用固井完井方式，采用水力喷砂分段压裂的改造方式；

根据步骤S2中初步井网部署组合，井场a中煤层气井压裂改造的顺序依次为1、2、3、4、5、6、7、8和9号井；井场a中煤层气井压裂改造以后，进行井场b的压裂改造，压裂改造顺序为10、11和12号井；

井场a中1号井率先压裂；2号井压裂，用于观测垂直主裂缝方向上2号井对1号井产生的影响；3号井压裂，主要用于观测垂直主裂缝方向上3号井对2号井产生的影响；4号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上4号井对3号井产生的影响；5号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上5号井对4号井产生的影响；6号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上两倍井距情况下6号井对5号井产生的影响；以及用于观测沿垂直主裂缝方向上两倍井距情况下6号井对1号井产生的影响；7号井压裂，主要用于观测垂直主裂缝方向上7号井对5号井和6号井产生的影响；8号井压裂，主要用于观测沿主裂缝方向上8号井对1号井和6号井产生的影响；井场a中9号井最后压裂改造，主要用于观测对周围斜井产生的影响情况；

井场b中，10号单分支水平井先进行压裂改造，主要用于观测对5、6和7号井产生的影响；11号单分支水平井在压裂改造，主要用于观测对1、6和8号井产生的影响；12号井最后水力喷射造穴+水力加砂压裂后，主要用于观测对6、10和11号井的影响；

步骤S4：对井组中每口井进行水化学特征分析，评价井间联通性和干扰作用，进一步优化井网部署；

步骤S5：经过步骤S3和步骤S4优化调整后，确定优化后的井网部署组合。

2.根据权利要求1所述的煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，步骤S1具体包括：

利用区域地质调查和地球物理的方法确定研究区大范围内地应力的分布特征，判断主应力方位；

结合研究区附近煤矿井下煤储层的裂隙***观测和煤体结构特征，确定煤储层内外生节理、气胀节理以及内生裂隙的发育特征。

3.根据权利要求2所述的煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，所述裂隙的发育特征包括：裂隙的发育规模、方位和密度。

4.根据权利要求1所述的煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，直井9和12水力喷射造穴层位和厚度根据步骤S1获取的煤储层天然裂隙的发育特征选定糜棱煤层或碎粒煤发育的层位，水力加砂压裂层位选择靠近煤层顶板的位置；单分支水平井10和11分段喷砂压裂段数根据步骤S1中获取的外生节理发育间隔距离来确定，且单分支水平井10垂直于主裂缝发育方向，水平段长度和压裂改造分段数少于11号井。

5.如权利要求1所述的煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，步骤S3中所述监测临井生产动态变化，优化调整井距和方位的步骤，包括：

监测压裂改造过程中临井中液量、井底流压、套压和产气产水情况的变化，结合参考地面微地震裂缝监测，以此来判断压裂作用对临井的干扰程度，作为井距和方位优化调整的依据。

6.如权利要求1所述的煤层气井网部署优化的方法，其特征在于，步骤S4包括：

通过对煤层气井产出水主量、微量元素和同位素测试分析，判断煤层气井产出水来源，即判断是否有煤层气井产出水为其他含水层的外来水，结合地质分析找出原因；结合水化学特征分析井组内和井组之间井的联通性和井间干扰作用；为优化调整煤层气井布井位置、单分支水平井水平段长度、斜井个数、组内井距以及压裂改造方式和程度提供依据。

7.一种计算机设备，其特征在于，所述计算机设备包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行如权利要求1-6任一项所述的煤层气井网部署优化的方法。

Images