沁南地区煤层气井网部署技术
沁南地区煤层气井网部署技术
沁南地区煤层气井网部署技术
丁宏
【期刊名称】《中国资源综合利用》
【年(卷),期】2013(31)7
【摘要】以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井网部署的原则和要素。
通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方案。
研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能，根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。
【总页数】4页(P54-57)
【作者】丁宏
【作者单位】江苏煤炭地质勘探四队，南京 210046
【正文语种】中文
【中图分类】TD82
【相关文献】
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征及敏感性评价5.沁南地区寺河矿区煤层气地质条件分析
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沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术
沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术
耿学礼;郑晓斌;苏延辉;敬倩;史斌;李建
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2023(51)1
【摘要】针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。
通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。
室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。
沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。
研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。
【总页数】6页(P34-39)
【作者】耿学礼;郑晓斌;苏延辉;敬倩;史斌;李建
【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE254.6
【相关文献】
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沁南煤层气参数井钻井工艺
２０ ０７年第 ５期
探矿 工程 （ 岩土钻 掘 工程 ）
４ ３
沁南煤层气参数井钻井工 艺
吴小建
（ 山西 煤 炭 地 质 １４勘 查 院 ， １ 山西 长 治 ０ ６ １ ） ４ ０ １
摘
要： 结合 工程实例 ， 对沁南煤层气参数 井成 井 目的 、 术要求 和施工 过程进行 了详细论 述 ， 技 特别对 于钻进过 程
作 ，Ｊ ｌ两省长治市城西北路 ４ Ｉ ｌ ９号 ，ｘ６０ １ ＠１３ ｃｉ。 ｗ ｊ９ ９９ ６ ． ｏ ｎ
维普资讯
探矿 工程 （ 岩土 钻掘 工程 ） （） ７ 为保 证 煤 心 气 体 不 溢 散 ， 求 煤 心 上 提 时 要
程， 主要获取 目标 煤 层 （ ３号 煤 层 ） 的储 层 参 数 ， 包 括： 煤层 埋 深 、 度 、 岩及煤 质 特征 、 厚 煤 割理 及裂 隙发
煤底板下 ４ Ｉ ５Ｉ石炭系上统太原组 ， Ｔ 具体地质情况如
表 １所示 。
表 ｌ 沁 水 盆 地 古 城 区 地 质 概 况
（） ４ 交井 资料 以完钻 电测连续测斜 资料为准，
沁水 盆地位 于太 行 隆起 以西 ， 汾渭 地堑 以东 ， 北 以盂 县隆起 为界 ， 到 中 条 山隆 起 。 盆地 为一 大 型 南 复式 向斜 ， 南北 两 端 宽 阔 ， 中部 狭 小 ， 造 简单 。含 构
煤 面积 为 ３ ４ ． ５万 ｋ 煤 层 气 资源 量 为 ６ ８ ｍ， ． ５×１ ０ ｍ。 主要煤 层有 ３号 、 和 １ ９号 ５号煤 ， 煤层 气含 量普 遍 较 高 ， 般 为 ８— ６ ｍ ／。 一 ２ ｔ
２ 钻 井质量 要求 （） １ 井底 最大 位移 ≯２ ０ ｍ；
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化
沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【摘要】煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分,合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量,降低开发成本.针对这一问题,以沁水盆地沁南东区块为依托,系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态,提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法.研究结果表明,研究区山西组3号煤层厚度4～6m,平均5.61 m,煤层埋藏深度在417.93～1 527.49 m.煤层含气量2.87～24.63 m3/t,平均为13.78 m3/t,且随着煤层埋藏深度的增加,煤层含气量按对数函数规律增高.煤层渗透率较低,试井渗透率为0.01×10-15～0.2×10-15 m2,平均为0.06×10-15 m2,且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低.根据研究区煤储层条件,对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算,并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数,确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距,500 m以浅的区域为350m×300m,在500～1 000 m的区域为300 m×250 m,在1 000 m以深的区域为250 m×250 m,实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整,这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考.【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2018(043)009【总页数】9页(P2525-2533)【关键词】沁南东区块;产能模拟;经济评价;井间距;优化【作者】孟召平;张昆;杨焦生;雷钧焕;王宇恒【作者单位】中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】P618.11煤层气井单井产能低、生产周期长，要达到经济开发要求和提高采收率，井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分，也是开发工程中的关键环节，合理的井网布置对于有效提高煤储层压降速率、解吸速率、增加解吸量，大幅度地提高煤层气井产量，降低开发成本都具有十分重要的意义[1-4]。
煤层气田的井网优化设计研究
煤层气田的井网优化设计研究1. 引言煤层气田是一种重要的天然气资源，其优势在于广泛分布、储量丰富以及相对低的温室气体排放量。
然而，煤层气开采面临许多挑战，例如气井开采效率低、孔隙流动、水平井与垂直井布置等。
因此，煤层气田的井网优化设计成为开发该资源的关键问题之一。
本文旨在探讨煤层气田井网优化设计的研究进展及关键问题。
2. 井网布置井网布置是煤层气田井网优化设计的重要环节之一。
传统的布置方式是均匀分布的正方形网格，然而在实际应用中，这种布置方式存在一些缺陷。
研究表明，不同地质构造条件下的井网布置应采用不同的策略，如高频率的井网布置在目标煤层井网优化中表现出更好的效果。
3. 孔隙流动性分析煤层气田的孔隙流动性分析是井网优化设计的重要前提。
孔隙流动性取决于煤层孔隙结构和天然气气体的相互作用。
因此，了解煤层气体的渗流特性对井网布置具有重要意义。
研究表明，通过综合考虑产煤地层孔隙结构特征、渗流规律和实际开井压力等因素，可以确定合理的井网设计参数。
4. 井间干扰与优化在煤层气田开发中，井间干扰是一个不可忽视的问题。
井间干扰会导致产能下降、生产周期延长等不利影响，因此需要通过优化井网布置来减少井间干扰。
研究表明，合理的井网布置及开采策略可以有效减少井间干扰，提高煤层气田的开采效率。
5. 气藏数值模拟与优化气藏数值模拟是煤层气田井网优化设计的重要手段。
通过建立合理的数值模型，可以评估不同井网布置下的产能、生产周期等指标。
研究表明，优化井网布置的数值模拟可以为决策者提供科学依据，明确合理的开采方案，以提高煤层气田的开发效益。
6. 气井阶段性生产与优化煤层气田的井网优化设计还应考虑气井的阶段性生产策略。
传统的生产策略是连续或稳定生产，然而煤层气田的气井在不同阶段有不同的生产能力。
研究表明，采用阶段性生产策略可以提高煤层气田的开采利用率，降低浪费。
7. 结论煤层气田的井网优化设计是开发煤层气资源的重要环节之一。
在井网布置、孔隙流动性分析、井间干扰与优化、气藏数值模拟与优化以及气井阶段性生产与优化等方面，都需要进行深入研究。
浅析山西沁南煤层气井钻井技术
１５为优 良 ，．。～ ． ｏ ．ｏ １５ ２ ０ 为合 格 ，．。～ ． 。 ２０ ２ ５ 为基
２ ３ 煤层钻 进 ．
本合格 ， 超过 ２５ 为不合格 ； 深 ≥５０ｍ井斜 ，。 ．。 井 ０ ０ ２ ０为优 良 ，．。～ ． 。 ．。 ２０ ２ ５ 为合 格 ，．。～ ． 。 ２５ ３ ０ 为基
以作 为 民用 燃料 ， 于发 电和汽 车燃 料 ， 用 同时 是化工 产 品的 上等 原料 ， 有很 高 的经 济价 值 。 具 煤 层 气 开发 利 用方 式 ： 层 气 的开 采 一 般有 地 煤 面钻 井开 采 和井 下瓦 斯抽 放 系统抽 出。
山西 沁 南煤 层 气 田的 开发 ： 煤 层 气 田开发 已 该 经 初具 规模 ， 中联 煤 层 气 有 限 公 司 开 发 的煤 层 气 井 日产 气量平 均 在 ２０ ０ ｒ ０ 以上 ， ｎ 主要 用作 化工 及工
煤层 气井钻井的基本要求 ： ①采用平衡或欠平
衡钻井 ； ②使 用 无 固相 （ 低 固 相 ） 井 液 ， 少 钻 或 钻 减
井液侵入 ； ③取芯钻进时尽可能保持煤芯原始结构 ， 缩短煤层 （ ） 芯 暴露 时间， 保持小 的应力 变化 ； 固 ④
井时采用低密度 、 低上返的水泥浆 ； ⑤为保证套管安 装、 固井 和井 下煤 炭开 采 ， 井斜 及井 底位 移 应符 合规
质 构成 ， 层 既是 烃源 岩 ， 是储 集层 。煤储 层 含气 煤 又 性 和储 集 性受 到 煤储 层 本 身 的 物质 组 成 特 征 、 理 物
煤层气成 因主要 成份及危 害： 煤层气藏是介于 固体 藏与液 体 藏之 间 的一种 特 殊类 型压 力 一吸 附矿
藏， 由若 干 相近 的含 气 层 构 成 。煤 层 气 是 一 种 以 吸
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究
沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【摘要】针对煤层气生产中提高单井产能的需要,提出采用U型水平井进行开发的技术思路,并依据构造简单、煤层厚度大、含气量高、煤体结构完整、水文地质条件简单等标准对U型水平井的部署区域进行了区块优选.对影响该区域U型水平井部署的水平段距离、水平段长度和水平段位置进行了优化研究.结果表明:U型井水平段间距过小,会造成控制地质储量偏小,影响稳产期长短和后期的产气潜力;井距过大,虽然控制储量会相对变大,但是很难形成井间干扰,难以达到面积降压的目的,累产气量也并未增加;从15 a的累产气量来看,最优井距为300 m;最优间距的大小受煤储层割理渗透率的影响明显,随着渗透率增大,最优间距增大;水平段位于煤层中部时日产气量和累产气量较高,推荐水平段位于煤层中部.【期刊名称】《洁净煤技术》【年(卷),期】2014(020)003【总页数】4页(P103-105,108)【关键词】煤层气;U型井;水平井;数值模拟;优化设计【作者】房茂军;柳迎红;杨凯雷;杜希瑶;董锦;廖夏【作者单位】中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE122.14;TD8490 引言中国煤储层的渗透率普遍偏低，造成煤层气井产能比较低[1－4]。
目前中高阶煤层气开发采用的主要技术为直井水力压裂、多分支井等[5－8]，但由于中高阶煤层气富集地区地形条件复杂，多以山地、沟壑为主，地表高差大，水力压裂施工难度大，且煤岩机械强度低，分支水平井在排采过程中随着储层压力的降低，主支及分支井眼周围煤层易发生破碎、垮塌，部分直井、多分支井单井产气效果差，有的产气量一直很低，有的前期产量高、后期递减严重且无法恢复。
沁水盆地南部煤层气问题井原因分析及技术探讨
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●Ｖｏｌ．31，Ｎｏ．7２０13年7月中国资源综合利用ＣｈｉｎａＲｅｓｏｕｒｃｅｓＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ科学、合理的煤层气井网对提高产能起着至关重要的作用，能够增大采收率，且能使经济效益最佳。
煤层气的产出受煤储层渗透率和煤层气的解吸速度共同控制。
前者为煤储层的固有属性，无法改变；而后者为人为工程因素可人为控制。
其中提高煤层气解吸速度的关键是井网部署，只有合理的井网部署才能使煤层气产能得到最大化。
本文以沁水盆地南部为研究区，对垂直压裂井的井网部署进行研究。
1煤层气井网部署原则科学合理的煤层气井网部署以提高产能、采收率、采气速度和经济效益为最终目标。
井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素［1］。
煤层气井网部署的具体原则如下［2］。
１．1地质适应性综合分析影响因素，优选煤层气开发单元最重要的两个影响因素是煤储层渗透率和含气量［3］；应因地制宜，根据构造做调整。
１．2经济效益最佳煤层气开发在充分开采煤层气资源的同时要求利益最大化。
所以煤层气的投入与产出也是影响煤层气井网部署的重要因素。
１．3井网开发滚动部署煤层气井网部署不是一次性完成的，而是需要分阶段完成。
找出煤储层富气高渗区，根据开发单元的优先程度，逐级进行井网滚动部署。
１．4适应外部环境如果在沼泽、湖泊等地理环境较差以及地形条件比较复杂的地区，应该考虑多分支水平井开发，或者和直井组合进行煤层气开发；如果在煤矿区，考虑到安全性，在其他条件满足的情况下可以优先选择多分支水平井。
１．5生产有效接替在现阶段井网部署时要结合煤层气未来开发，充分考虑生产有效接替，这样有利于煤层气的后续开发。
2煤层气井网部署要素煤层气开发井网部署的主要内容分为井网样式、井网方位以及井网密度即井排距的确定3个方面，井网部署是否合理要以产气量和经济效益最佳为准则。
这些要素都可以结合开发区实际地质条件和生产资料，运用地质类比法或者数值模拟技术来实现优化设计。
2.1井网样式煤层气井网样式在很大程度上影响了煤层气单井产气量、采出程度以及投资成本，所以合理的井网样式可以提高产能，增大经济收益。
煤储层特征尤其是渗透率大小控制着井网样式，主要的井网样式有矩形井网、五点式井网、梅花形井网等。
2.2井网方位井网方位主要依据煤储层不同方向上的渗透性来确定，也就是与煤中天然裂隙主要延伸方向和压裂改造后的裂缝延伸方向有关。
在渗透性较高的方向上，井网部署当中井距就较大，渗透性较差的沁南地区煤层气井网部署技术丁宏（江苏煤炭地质勘探四队，南京210046）摘要：以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井网部署的原则和要素。
通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方案。
研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能，根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。
关键词：沁水盆地南部；井网部署；矩形井网中图分类号：TD82文献标识码：A文章编号：１００８－９５００（２０13）07－００５4－０４收稿日期：２０13－０4－26作者简介：丁宏（１９8５－），男，江苏如皋人，工学学士，助理工程师，主要从事煤炭地质工作。
工作研究54－－－－●方向上井距就较小，比如矩形井网中的长边方位就与压裂改造后的主裂缝方位平行。
2.3井网密度井网密度即井排距不仅影响着煤层气的开发效果，而且影响着研究区煤层气井的数量，进而控制着投资成本的大小，影响着煤层气开发的最终收益。
井网密度的大小也与采收率有着直接的关系。
井网密度越大，压力重叠区域越多，叠加次数也越多，采收率就会越大，但是相应的成本也会大幅升高。
所以合理的井网密度就成为煤层气井网部署方案的关键要素。
3研究区煤层气井网部署井网部署方案需要由煤层地质条件、煤储层特征以及投资成本来等因素共同确定，既要使煤层气资源得到充分利用又要使经济效益最优。
本文主要借助于煤层气数值模拟软件COMET3对研究区的井网部署进行研究。
对于模拟煤储层的气、水产量，COMET3软件基于Warren 和Root 提出的裂隙介质理想模型，构建了双孔隙度的模型。
气、水两相流体在裂隙系统中流动，裂隙系统被看作是连续的，为流体提供了流向生产井的通道，气体由不连续的煤基质块体扩散进入裂隙系统，这两个过程由在煤基质块表面的解吸等温线相联系。
3.1井网样式依据煤储层特征、煤层气井排采数据等资料进行历史拟合，建立高精度的煤层气数值模拟模型，在此基础上依据研究区地质条件进行井网样式的确定。
根据国内外煤层气井网开发经验［4-5］以及研究区的实际地质条件和低渗特征，主要考虑矩形井网（2∶1）、五点式井网、梅花形井网这３种井网样式，井控面积取0.09km 2。
由于煤层气垂直压裂井的开采年限一般在15~20年之间，所以以20年为限模拟煤层气单井产能。
不同井网产能及采收率比较见表1。
表1不同井网产能及采收率比较从表1可以看出，不论何种井网模式，单井累计产气量和采出程度都是随着开采时间的延长而增加。
但是产能的增长幅度越来越小；矩形井网的产能和采出程度一直大于另两种井网。
在煤层气开发的1至6年内，五点式井网和梅花形井网的产能和采出程度相差无几，但是从第6年开始，梅花形井网一直大于五点式井网。
所以从单井累计产气量和采收率可以看出，在研究区，矩形井网最优，其次是梅花形井网，五点式井网最差。
综合考虑，在研究区使用矩形井网。
3.2井网井排距之比煤储层的非均质性较强，主要表现为煤储层不同方向的渗透率差距较大，尤其是煤储层压裂改造后更为明显。
这就导致了在不同方向上煤层气井排采速度的不一致，压降漏斗的变形速度也就不同。
为了使井网之间能同时达到井间干扰效果，就需要使井距和排距依不同方向的渗透率值而确定。
一般情况下，渗透性好的方向井距较大，渗透性差的方向井距较小。
对矩形井网井排距进行优化，在单井控制面积一定的情况下，利用数值模拟软件对不同井排距下的累积产气量进行模拟，可以得出井排距的优化值。
本文取单井控制面积为0.12km 2，井排距分别为：1∶1、1∶2、1∶3、1∶4。
单井累积产气量和井排比的关系见图1。
开发时间（d ）图1单井累积产气量和井排比的关系图1中Lx 与Ly 分别表示井距、排距。
当Lx/Ly 在1~3范围内时，随着Lx/Ly 值的增大单井累计产气量也在随之变大，在3~4范围时，产能却不再升高，而且一直小于Lx/Ly=3的产能。
在前10年的开发时间内，Lx/Ly=4样式的单井产能大于Lx/Ly=2样式的产能，但是当开发时间超过10年后，其产能小于Lx/Ly=2样式的产能，并且产能仍存在下降趋单井累积产气量（106m 3）765432100730146021902920365043805110584065707300Lx/Ly=1∶1Lx/Ly=2∶1Lx/Ly=3∶1Lx/Ly=4∶1开发时间（年）单井累计产气量（106m 3）采出程度（%）矩形五点梅花形矩形五点梅花形4 1.74 1.59 1.5513.312.111.88 2.99 2.62 2.7122.820.020.712 4.09 3.57 3.7731.227.328.816 4.97 4.41 4.6337.933.735.420 5.66 5.11 5.3243.339.040.7第7期工作研究丁宏：沁南地区煤层气井网部署技术55－－●势。
这可能是由于井网中心的煤层气无法开采导致。
针对模拟结果，初步优选Lx/Ly=3作为最优井排距之比，这也符合煤储层非均质性较强的特性。
3.3井控面积３.3.1数值模拟研究如果井排距较小，井控面积就较小，这样在开发区块中就要布置很多的煤层气井，会加大开发成本。
且由于压力叠加快，仅前期产气速度快且量多，但很快产气量就会下降，稳产期也很短，所以井的开发寿命短，不利于经济效益的提高，不是合理的开发模式。
如果井排距较大即井控面积较大，这时，井网漏斗变化缓慢，压力叠加的时间很晚，井间干扰效果很差，不利于煤层气开发。
综合考虑国内外井网部署情况并结合研究区生产实际，设计了6种井排距方案，即：300×100、345×115、450×150、600×200、750×250、900×300。
为了便于研究分析，假设在一固定面积的区块上进行对比，结合实际，本研究取区块面积为9km 2。
模拟结果见图2和表2。
井数（口）图2矩形井网不同方案模拟结果表2矩形井网不同方案模拟结果从图2中可以看出，随着井数的增多，单井控制面积逐渐变小，井网密度变大，单井累计产气量出现先升高后一直降低的趋势，但区块累计产气量一直呈升高趋势。
从单井累计产气量变化曲线发现，钻井33口时的产气量值小于钻井48口时的产气量值，两者之间的单井累计产气量呈上升趋势。
出现这种情况的原因可能是因钻井33口时的单井控制面积很大，在排采过程中，压降速度较慢，而且由于井距较大，井与井之间的压力叠加时间较短且区域较小，压降漏斗变形不明显。
所以在第20年时仍有很多的煤层气资源量没有被开采上来，所以单井累计产气量较少。
但是如果此时煤储层压力临近枯竭压力，那么产能继续增加的可能性就很小了。
从表2中可以看出，钻井48口与钻井33口相比，区块累计产气量增加了约1.45亿m 3，而钻井数仅多了15口，钻井成本费用增加幅度较小。
所以钻井33口即井控面积为0.27km 2不甚合理；钻井300口与钻井227口相比，区块累计产气量仅增加了约0.92亿m 3，而钻井数则多了73口。
钻井成本费用将大幅度增加，因此钻井300口即井控面积为0.03km 2不甚合理。
3.3.2经济效益评价井控面积合不合理，不能以单井产能和区块产能为标准，因为不同的井控面积，区块内的井数不同，压裂费用及钻井费用等煤层气投资成本也相差很大。
而经济效益最大化是煤层气井网部署的主要依据，所以必须要结合经济效益来确定开发区块的井控面积和井排距。
煤层气项目投资主要包括前期勘探费、压裂费、维修费以及管理费等。
煤层气垂直压裂井主要投资成本见表3。
表3煤层气垂直压裂井主要投资成本根据不同的井控面积模拟出的区块产气量以及依据煤层气销售价格计算出区块范围内煤层气销售收入，再结合钻井成本，计算出最终经济效益见表4。
从表4可看出，当单井控制面积很大时，虽然煤层气井投资成本在减少，但是区块累计产气量减少所带来的经济效益损失幅度更大，所以整体经济收益在降低。
当单井控制面积很小时，由于井数很多，区块累计产气量增加所带来的经济效益不足以井距（m ）排距（m ）井控面积（km 2）9km 2内井数（口）单井累计产气量（104m 3）区块累计产气量（106m 3）3001000.03300323.03969.093451150.04227386.55876.864501500.07133448.28597.706002000.1275640.22480.177502500.1948680.15326.479003000.2733545.42181.81成本参数投资费用征地及收路费20钻井费50测井费5压裂费40排采设备安装费20建设、维修及管理费（万元/年）9其他费用20120010008006004002000单井累计产气量（104m 3）8007006005004003002001000区块累计产气量（106m 3）334875133227300单井累计产气量区块累计产气量万元第7期中国资源综合利用工作研究56●抵消煤层气井成本的投入，所以经济效益值逐渐降低。