水平井要用到哪些设备

1. 大斜度定向井，水平井为什么要使用倒装钻具

斜度大，有效重力就小，且摩阻大，也就意味着在钻头的有效钻压小。通过倒装，将钻铤或加重钻杆等重量大的钻具加在上部井斜小的井段（越靠近井口越好），这样在同样的钻具下，通过倒装可使井底可以获得更多更真实有效的钻压，满足钻进的需求，保证正常进尺。这种井要保证钻井液的润滑性。

2. 端氏多分支水平井工程技术

一、煤层气多分支水平井的井型和设计优化

（一）多分支水平井命名规则

井名分4种：工程井、生产井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般采用如下规则，井名由区块、工程井、翼数、生产井组成。如DS01-1V，DS表示“端氏”区块名称，以汉语拼音首个字母缩写；01表示第一个工程井，-1表示第一个翼，-1V表示该翼的生产井，-L1表示第一个分支水平井。

生产井用V表示，如DS01-1V。主水平井用M表示，如DS01-1-M。分支水平井用L表示，如DS01-1-Ln，n为分支数目（图6-1）。

图6-1 多分支水平井井名的命名规则

多分支水平井由工程井和生产井组成一翼，工程井包括直井段、造斜段和水平段，水平段包括主支和分支。生产井为直井，在煤层段造洞穴，并与水平段连通（图6-2）。

图6-2 单翼多分支水平井生产井和工程井组合图

为了提高井场利用效率，在一个井场可以设计一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井网络布满煤层的抽排面积。

（二）井型分类

示范工程共实施6口多分支水平井，对5种类型的井进行了试验。

1.按工程井和生产井组合分类

按工程井和生产井组合情况，分为工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（图6-3），后者如PHH-001、PHH-002（图6-4）。

图6-3 工程井和生产井分离的多分支水平井

图6-4 工程井和生产井合一的多分支水平

2.按主支数量分类

按主支数量，本次可以分为单主支多分支水平井和双主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（图6-5）。

3.按完井类型分类

按完井类型，本次进行末端对接试验，采用单支水平井，分工程井和生产井，因此称为末端对接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（图6-6）。

图6-5 单主支多分支水平井

图6-6 末端对接水平井

4.不同类型井优点

这些类型不同的多分支水平井，针对不同的地形、地质条件和煤层特征进行设计和部署，以最低的工程成本，获得最好的生产效益。

单翼双主支多分支水平井，如DS01-1井，优点在于施工方便，主井眼不易损坏，有利于井壁保持稳定，避免由于工程施工中频繁活动而导致井壁坍塌，堵塞井眼。同时有利于增加分支井数，增大排泄面积。

工程井和生产井合而为一，如PHH-001、PHH-002井，优点是节省工程量，降低成本，减少技术难度，不用进行两井连通的高难度高技术施工程序。缺点是井下泵无法下到近煤层的低位位置，距煤层距离一般还有20m左右，泵只能下到弯曲区段，因此，抽油机杆易被磨损。

单翼双主支多分支水平井和工程井、生产井合而为一的多分支水平井的设计，是一种创造性地设计，在本项目得到第一次应用和试验，是一次具有创造性的实践，具有非常重要的意义，推广价值巨大。

（三）井型设计和优化

水平井井型设计和优化对钻井的成功具有重要意义。DS01-1等利用landmark设计软件优化多分支水平井施工设计。PHH-002等井轨迹采用兰德马克的Compass钻井轨迹设计软件包完成，钻井轨迹采用双增剖面双控制点，第一剖面采用曲率半径较大，造斜率较低；第二剖面采用曲率半径较小，造斜率较高，既降低了施工难度，又保证了轨迹控制，确保了在15号煤层的顺利着陆。

1.井身结构

（1）工程井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三开：φ152.4mm钻头开钻，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，图6-7）。

表6-1 DS01-1井钻头程序

表6-2 DS01-1井钻头程序套管程序

图6-7 工程井井身结构示意图

（2）生产井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤层段下玻璃钢套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井钻头程序

表6-4 DS01-1V井钻头程序套管程序

2.钻具组合

钻具组合见表6-5。

表6-5 DS01-1井钻具组合表

3.钻井程序

钻井程序见图6-8。

图6-8 施工工艺流程图

4.钻井液性能

钻井液性能要求如表6-6。

表6-6 钻井液性能要求

5.多分支水平井工程技术参数

多分支水平井工程技术参数如表6-7。

二、钻井工艺技术

（一）工程井钻井工艺

在工程井钻井施工作业中分三开作业，作业流程和工艺详述如下：表层一开，下表层套管固井；直井和造斜段二开，造斜点定向钻进至煤层顶板着陆点，下套管固井；煤层水平段位三开，两井对接连通钻进，主井眼及分支井眼水平段钻进，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技术参数

续表

（二）生产井钻井工艺

（1）一开用311.1mm钻头钻入基岩层2～5m后，下入φ244.5mm的套管并固井，水泥浆返至地面。

（2）候凝16h后二开，用φ215.9mm的钻头钻至3号煤层底板下60m，循环干净后起钻，进行标准测井，准确确定煤层位置。

（3）测井后下入φ177.8mm的J55套管，煤层位置处带一根玻璃钢套管，然后用油井水泥固井，水泥返至3号煤层顶板200.00m以上，水泥浆密度1.85g/cm³。

（4）固井、候凝后，用φ152.4mm的钻头扫水泥塞，循环干净后起钻。

（5）根据煤层位置准确确定扫玻璃钢位置后，下钻扫玻璃钢套管，循环干净后起钻。

（6）准确确定煤层位置后，下入掏穴工具至掏穴位置顶部，对煤层中部5.0m段掏穴，造穴井径不小于500mm，循环干净后起钻。

（7）计算好填砂量，下钻向井内投砂至预定深度，准确探定砂面后起钻。

（8）将井场恢复至进场状态。

（三）大位移分支水平井钻井和悬空侧钻技术

1.大位移分支水平井钻井

斜深与垂深之比大于1.8的水平井称大位移水平井。其难度为钻进中摩阻大，滑动钻进加压困难。采用钻具倒装，多旋转少滑动，保证井眼平滑等措施减少摩阻。同时，随井深摩阻增大，需入减阻器（Agitator）帮助克服摩阻。

2.悬空侧钻技术

在煤层段侧钻，不可能像油气井填水泥候凝侧钻。侧钻时没有井壁支撑，增加了侧钻难度。采用选好侧钻点和控制钻时等措施来保证侧钻成功率。

根据实钻井眼轨迹数据及DS01-1-L1靶点地质调整结果，做DS01-1-L1剖面数据。

起钻至L1井的侧钻点位置，开始循环拉槽，定向、侧钻。根据主井眼滑动调整轨迹时工具的造斜率，确定侧钻分支时马达的弯角。

侧钻时稳定工具面后，采取连续滑动的方式，尽快侧钻出新井眼。钻进5m后逐渐加快机械钻速，侧钻结束后，进行LWD实时测井。

滑动侧钻及转盘稳斜钻进均在煤层中钻进，注意摩阻扭矩的变化。

钻完L1井后，循环20min。起钻至L2井的侧钻点位置。重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。

起钻至井口，关闸板防喷器，准备完井作业。

PHH-001井在后期施工中采用了两次侧钻进行两个分支井的施工。在侧钻时，主要做好了侧钻点、侧钻钻头、井下造斜工具、钻具组合、钻进方式的选择等工作，侧钻效率较高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）综合录井

1.地质录井

地质录井主要是岩屑录井和钻时录井，并取全、取准各项原始数据，以获取地质资料建立钻井地层柱状。岩屑、钻时录井：一开井段不做要求，进入基岩风化带超过20.00m，一开井深50.20m；二开、三开按设计要求进行录井工作。

（1）岩屑录井。岩屑录井是建立地层柱状的依据，也关系到钻井施工等相关作业。严格按照《地质录井作业规范》的要求，加强录井前的各项准备工作。捞取岩屑严格按照录井规范做到不漏包、不丢包；清洗岩屑根据不同岩性采用不同工具和方法，保证了岩屑的数量和质量。岩屑描述实行专人负责，同时参考钻时等有关资料，准确鉴定岩煤屑，为建立地层柱状提供可靠的基础资料。

（2）钻时录井。钻时数据是绘制钻时曲线的依据，而钻时曲线是岩煤屑鉴定描述、进行地质分层的重要辅助资料，本井严格按照设计要求，准确地获取了全井的钻时数据。一开不要求；二开后进行钻时录井每0.5m记录1点，为绘制钻时曲线、划分地层、水平井定向钻进提供准确数据。

2.气测录井

（1）气测录井仪简述。本井录井使用的气测录井仪是上海神开科技工程有限公司生产的SK-2Q02C快速色谱录井仪，主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备，它的核心部分为高灵敏快速色谱SK-3Q03氢焰色谱仪，SK-3Q03氢焰色谱仪是钻井勘探领域的浅层、薄层、地面导向的实时测量必备系统，是地面导向、薄层勘探、水平井勘探等钻井勘探获取钻井现场与科研第一手信息的重要仪器，一般的综合录井仪分析周期是2min，SK-3Q03氢焰色谱仪的分析周期是30s，使用它可发现0.5m以下的薄层煤层，是煤层气勘探开发的新一代综合录井仪。

（2）气测录井仪的使用。气测录井是根据钻井过程中钻遇煤气层，气体浸入泥浆钻井液中返出地面，经电动脱气器分离后进入色谱仪，从而分析出气体成分，是发现煤层气的重要手段，也关系到钻井施工等相关作业。本井严格按照《综合录井作业规范》的要求，加强录井前的各项安装准备工作。气测录井严格按照设计要求自二开至完钻进行全自动连续测量，每1m记录一点所测资料，全烃为连续记录曲线，做到不漏点、不漏测；对气测异常井段及时做出预报和初步解释，保障了水平井的顺利施工。

3.伽马录井

本井三开水平段钻进过程中，在MWD随钻测斜仪中增加伽马探管，利用自然伽马曲线在不同地层中的反映，特别是在煤层顶、底板为泥岩时，自然伽马曲线具有明显的幅值反映。能够分析判断钻头是否在煤层中，当钻头穿透煤层到达其顶底板时，能够及时调整MWD随钻测斜仪钻进参数，使钻头重新回到煤层中。利用伽马录井配合钻时、气测、岩屑录井，能够很好地分析解释钻头在煤层中水平钻进，起到地质导向的作用。

（五）测井

测井内容及要求如表6-8。

表6-8 煤层气多分支水平井测井内容及要求

三、定向和导向技术

（一）LWD随钻地质导向技术

“LWD”为随钻测井3个英文单词的简写。利用LWD导向，监测的主要参数是：地层自然伽马值和电阻率值，据此来判断钻头是在煤层中钻进，还是到了顶板或底板。地质师根据判断，要求定向井工程师随时调整井眼轨迹，最大限度保证在煤层中钻进（图6-9）。

DS01-1V井采取“转动+滑动”的复合钻进方式，以及LWD随钻实时测井，能有效地实现钻头在目标层中穿行，导向钻进不但要考虑煤层穿行率，同时还要考虑机械钻速。

二开造斜井段设计造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面设计为双增圆弧剖面，连续造斜钻进至3号煤层顶部，钻至煤顶后，循环起钻，调整马达弯角。下钻时准确确定马达弯角方向，并预留反扭角；钻完第一柱后每单根测斜，定向井勤预测轨迹；在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放一次，活动距离不得小于6m，接立柱或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，钻进过程中不得转动转盘，接立柱时不得用转盘卸扣。

图6-9 地质导向示意图

二开钻进采用小钻压吊打，每50m测斜一次，保证井斜控制在2°以内。第二趟钻增斜调整方位，采用Sperry-Sun MWD 测量方式，定向方式为高边方式；第四趟钻通井处理泥浆后下套管，起钻测ESS多点；造斜钻进时，地质工程师每2m捞砂一次，注意地层变化，造斜钻进至煤层顶板后，控制钻速，进入煤层斜深1m结束二开。固井设计时，因造斜率比较高，决定少下扶正器，具体为：入井第1根套管最下端加刚性扶正器1只，100～380m井段每3根加弹簧扶正器1个每5根套管灌浆一次。

三开钻进，试压后钻入新地层1m，处理泥浆后起钻，接入“LWD+Motor”钻具组合，按定向井的要求井口作业及测试；下钻到底后，循环一周后导向钻进；LWD实时检测轨迹，保持井眼在煤层的中上部运移，钻进过程中，解释工程师密切注意实时测井曲线，发现双Y曲线异常波动，及时与地质监督沟通，并结合返出岩屑，判断井眼轨迹趋势，及时采取措施，特别注意钻入底部的粉煤层；注意震动筛煤的返出量，若返出量减少，立管压力（LWD及录井检测）波动大，采取控制转速等措施，保持井眼清洁；加强录井、LWD监测，及时反馈，尽可能保持井眼在煤层中上部穿行；各分支井眼钻进，进行LWD实时测井。

（二）MWD+伽马探管+钻时、岩屑、气测录井组合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段钻进中，采用MWD无线随钻测斜仪进行定向钻进，配合钻时录井、岩屑录井、气测录井、伽马录井等方法进行地质导向。极大地降低成本，获得了十分有效的定向结果。

根据地层性质，钻进煤层时，钻时小、伽马值低、甲烷气测值高；钻入煤层顶板泥岩时，钻时较大、伽马值极高、甲烷气测值较低；钻遇石灰岩时，钻时大、伽马值较高、甲烷气测值低。

煤层中施工水平井时，煤层钻遇率是工程成功与否的关键。在施工中，施工方根据煤层钻进的特点，总结一套有效保证煤层钻遇率的方法。煤层钻进时，气测显示值远高于在顶底板的气测显示值，钻时则明显低于钻进顶底板的钻时；同时，将伽马探管接在离钻头较近的位置，根据15号煤层低伽马显示值的特性，进行地质导向，取得了很好的效果，PHH-002井煤层钻遇率高达80.7%。

（三）无线随钻测斜定向技术

PHH-001、PHH-002井采用国产无线随钻系统进行钻井轨迹控制。在实际施工中，采用不同造斜率的螺杆钻钻进，RST-48型无线随钻系统电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。

四、对接连通技术

与水平井对应直井所造的洞穴直径一般为0.5～0.6m，水平井要穿过该洞穴，仅靠常规的精度很高的定向井测量仪器，一般来说是不可能的。必须采用专用连通仪器，用定向井测量仪器和工具作为配合，根据获得的信号和指令，要求定向井工程师调整井眼轨迹，达到对接连通的目的（图6-10）。

DS01-1 井钻进参数：WOB 20～40kN；泵压8MPa。

（1）直井下入VECTOR仪器。

（2）水平井接收信号，判断与洞穴的相对位置。

（3）每3m测斜一次，根据定向井工程师的预测数据，连通工程师发出井斜、方位调整指令。

（4）定向井工程师依据指令，完成井斜和方位的调整。

（5）距洞穴3m，直井起出仪器。

（6）水平井旋转钻进连通，连通后钻进10m左右，起钻甩RMRS。

图6-10 DS01-1工程井与生产井连通示意图

五、排采技术

排采技术包括排采设备、排采制度和修井等方面的技术集成。

（一）排采设备

排采设备的选择主要取决于井深、井底压力、水的流速及气的流速等因素。本项目直井选择管式泵排采设备，工程井和生产井合一的水平井进行了专门的泵型试验。

井口装置包括：

（1）单井采气系统。主要包括油、套环空出口+套管压力表+支管线+火把。

（2）单井排液系统。主要包括油管出口+气、水分离器+水计量表+排水管线。

（3）自动数据采集和设备自动控制系统。主要包括探头、传输电缆。

CNG站的自动控制系统通过安装于井口的探头和传输电缆来采集各井的产水量和套管压力数据及控制抽油机和电机的运行。

（二）排采制度

排采工作制度根据产水量和降液速度进行调整。各井各不相同，同一口井在排采先后阶段需要适时调整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井采用1.5～1.8m冲程，1.5～6.0次/min冲次，保证每日3～5m³的降液速率，满足该井排液，保持液面平稳。

（三）压力煤粉控制和管理

3号煤煤质较硬，排采过程中，可以随井液进入泵筒的只有悬浮的微粒，略大的井下物都沉积在井筒中，所以该类井在排采过程中，特别是排采初期，应当定期进行检泵，清除井筒内沉积物，保证后期产气的稳定。

15号煤煤质较软，初期排采强度过大，降液速度过快，使井底流压突然变化，会造成井眼坍塌。所以该类井必须控制好降液速度，防止过快造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

（四）修井

排采期间由于产液含煤粉量大，井下有大量煤浆，运行时煤浆进入泵桶，部分随井液排出地面，另有部分留在井桶内，造成凡尔堵塞或柱塞卡死，或因电路故障停机造成卡泵，因此排采井要定期进行修井作业。

六、装备、工具

钻井设备的选择是钻井成功的关键，水平井施工要求钻机具备较大的提升能力和加压钻进能力。导向工具确保完成设计的井眼轨迹，提高煤层钻遇率。对接系统要求准确连通。

（一）钻机

1.ZJ30B钻机设备清单

ZJ30B钻机设备清单见表6-9。

2.T130XD顶驱车载钻机

PHH-001、PHH-002井钻井设备采用美国雪姆公司生产的T130XD顶驱车载钻机。该钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m³/min。井台可伸起2.41m，可以直接安装防喷器。

表6-9 ZJ30B钻机设备清单

续表

固控及防喷系统未列出。

该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机即可采用常规钻井方法施工，也可采用空气钻井工艺施工。特别是该钻机加尺时用时很短，一般不超过1min，有效地减少了钻井时因停泵造成的井下复杂，使用钻井设备见表6-10。

表6-10 钻井设备配备表

（二）81/2″井眼井下特殊设备

81/2″井眼井下特殊设备见表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊设备清单

（三）6″井眼井下特殊设备

6″井眼井下特殊设备见表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊设备列表

七、钻井液和储层保护技术

（一）钻井液性能要求

钻井液性能要求见表6-6。

（二）钻井液性能维护

（1）开钻前检查固控设备、配浆及循环系统是否符合要求，各开关闸门是否灵活。

（2）清泥浆罐，配浆。坂土浆需预水化24h以上。

（3）钻进时开除砂器。一开结束，充分循环洗井。起钻前适当提高泥浆黏切，确保表层套管顺利下入。

（4）二开用好各种固控设备，保证钻井液具有低的固相含量。

（5）造斜段确保井眼清洁；可以不定期使用稠泥浆段塞清洗井眼。

（6）造斜后应全面实施减阻防卡措施。

（7）通井钻具到底后，充分循环洗净，起钻前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡减阻液，确保套管顺利下入；下套管完循环洗井时适当降低泥浆黏切，以提高水泥浆顶替效率。

（9）水平段在煤层中钻进，以清水为介质，加强固控、除气。观察返出岩屑情况，可打入生物聚合物XC，提高井底的净化效果。

（10）钻进用好振动筛和除砂器，清除煤粉。

（11）为了确实保护好煤层，严格按照设计，采用清水钻进，用XC液体清洁井眼时高黏返出时放掉，泥浆罐内钻井液超过30s，放掉换清水。

本井在使用清水+生物聚合物钻煤层时可能存在风险，特制定两套预案，但未实施。

（三）煤层保护技术

煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻井液钻进，严格控制钻井液固相含量、密度，井内岩粉较多时，通过泵入高黏无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。

15号煤采用清水作为循环冲冼液钻进，为减少对储层污染，施工中严格控制清洗液的密度和固相含量，相对密度不超过1.03，由于煤层钻速很快，煤屑多，钻进一段时间需往井内泵入一定量的高黏无污染清洁液排出煤粉，保证井下既安全钻进又不污染煤层。完井起钻前采用清水清孔，替换孔内钻井液，保持孔内清洁干净，确保出气通道畅通。三开水平井钻井过程中，为避免和减少冲洗液中固相颗粒对煤层的污染，煤层水平井段使用吸水的钻进。但是由于清水的携带能力低，特别是水平井段不可避免地会造成煤屑、岩屑床，因此在钻进过程中，遇到井内复时，及时使用XC配制的清扫液进行清理，保持了井底干净，有效地避免了埋卡钻，确保了钻进安全，为本井的胜利完井打下了坚实的基础。

3. 水平井技术

水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，向大位移水平井、侧钻水平井、多分支水平井、羽状水平井、丛式水平井(PAD)、欠平衡水平井、连续油管钻井等技术方向发展，研制出技术含量更高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。重点是以下4个方面：

一是精细化管理。近年来，美国泥页岩气开发促进钻井发生了很大变化，即精细化管理、高效率、低成本。普遍采用丛式井组设计，表层采用小钻机批钻，通过提高钻机移运性、自动化程度，应用先进适用技术，钻井效率显著提高。美国Fayetteville页岩埋深1800～1900m，水平段长度由2007年的790m增加到2009年的1250m，钻井周期由18d降到11d，年钻井数由12口增加到34口。

二是旋转导向技术。为最大限度增加储层暴露面积，获得高质量的井眼，提高钻井有效进尺，国外研发出高造斜率旋转导向系统，造斜率可达15°/30m，可满足复杂井眼轨迹钻进，缩短钻井周期。长保径、高抗研磨性PDC钻头有利于保持井眼光滑，提高水平井眼钻井速度。水力振荡器利用水力产生轴向震动，以解决水平井眼摩阻过大及严重拖压问题，增加水平段的长度。

三是水平井地质导向技术。斯伦贝谢研发的PeriScope边界探测地质导向技术，可在360°方向、4.5m范围内进行电阻率扫描，探测钻头到地层或油水边界距离，及时控制井眼轨迹在储层中的位置，实现水平井眼精确导航。针对薄层、底水油气藏，它是精确控制水平井井眼轨迹的有效手段。哈里伯顿近期开发出的ADR方位深探测电阻率地质导向技术，探测深度达5.5m。

四是精细控压钻井技术。该技术是国际上近年来发展十分迅速的一项技术，可有效降低钻井事故或复杂情况，哈里伯顿、威德福、斯伦贝谢都自主研发了精细控压钻井系统。精细控压钻井技术不仅在深海、含H₂S碳酸盐岩地层以及盐层钻进中得到了应用，在Haynesville页岩通过精细控压钻井克服了页岩异常高压、溢流和漏失等复杂问题，大大节约了钻井周期。

在非常规油气勘探开发中，水平井还将呈现多元发展趋势。在煤层气开发中多分支井井身结构设计优化、分支侧钻轨迹控制、煤层井壁稳定等技术研发已成为重要发展方向。在低孔、低渗泥页岩气开发中，水平井钻井倾向于采用欠平衡钻井和控压钻井技术来保护储层，新一代旋转导向系统、随钻测井系统、井底钻具组合，符合泥页岩气地质特征的优质钻井液体系，新型的泡沫水泥同井技术等形成了适用于泥页岩气的水平井钻井技术体系。

4. 水平钻井工艺技术在晋城煤层气中应用实践

张正修¹郭丙政²商敬秋¹孙建平²黄尊灵¹卢忠良¹钟明¹

（1.山东省煤田地质局第二勘探队 山东嘉祥 272400）

（2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

作者简介：张正修，1956年生，男，山东省嘉祥县人，工程师，山东省煤田地质局二队队长，从事钻探施工管理工作。

摘要 煤层气水平井是增加煤层气井产量及降低开采成本的有效途径。在中联煤层气有限责任公司山西晋城煤层气项目开发中，采用车载钻机，引用无线随钻（MWD）技术、综合地质录井方法成功实施了国内第一批15^＃煤层水平井。煤层气水平井技术主要包括轨迹设计与控制、目标煤层着陆、储层保护、完井技术等。

关键词 水平井 煤层气 轨迹控制 钻井液

Practice for Application of Horizontal Drilling Technique in Jinche ng CBM Field

Zhang Zhengxiu¹，Guo Bingzheng²，Shang Jingqiu¹，Sun JianPing²，Huang Zunling¹，Lu Zhongliang¹，Zhong Ming¹

（1.Team No.2，Shandong Bureau of Coal Geology，Jiaxiang 272400；2.China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）

Abstract：Horizontal drilling in coalbed methane field provides an effective technique to both increase gas proction rate for single well and decrease the cost of development.Using truck-mounted drilling rig，together with the advanced wireless Measure-While-Drilling（MWD）tools and comprehensive geological logging methods，CUCBMsuccessfully drilled several horizontal wells，which is the first group of wells drilled in China and they kept hole extending within coal 15＃.CBM Horizontal drilling technique mainly consists of well design，wellbore extending track inspection and control，landing in the goal coal seam，formation protection and completion method，etc.

Keywords：Horizontal drilling；CBM；extending track control；drilling fluid

1 概述

1.1 煤层气钻井的现状

据预测，我国煤层气的资源量居世界第三位，是煤层气资源大国。近两年，随着石油价格的上涨，油气及煤层气的开发利用显得越来越重要；同时，煤矿重大安全事故的接连发生使地面开采煤层气的呼声日益高涨。鉴于上述情况，国家政策对煤层气开采的支持力度明显增强，煤层气的勘探开发也因之得到了迅速发展。2002年前的10年时间内，全国共完成216口各类煤层气井，全部采用常规直井钻井技术。而2005年一年完成的工程量已超过了2002年前10年的总和，钻井类型也已向丛式井、造穴井及水平井、多分支水平井发展。

1.2 水平井是增加煤层气井产量的必然方向

在美国煤层气的开发中，水平井的施工及完井技术的成功使煤层气的产量大大提高，使美国的煤层气产业得到了空前发展。分析我国煤层气的具体赋存条件，我国煤层普遍存在低压、低渗和低饱和的特性，一般采用直井压裂技术，单井产量在1000～3500m³/d。利用直井开发煤层气，存在占地多、投资大、投资回收期长、经济效益低等缺点，严重制约了我国煤层气开发速度。近两年，我国的煤层气钻井领域采用石油部门的钻井设备及石油水平井的钻井技术，利用美国先进的仪器设备及人员服务，成功地施工了多分支水平井，取得了较好的效果。但由于工程造价较高，在我国快速推广有一定难度。

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煤的试验，以期掌握并拥有自主知识产权的煤层气水平井技术。因此，在中联煤层气有限责任公司和山东煤田地质局二队的共同努力下，由山东煤田地质局二队负责关键设备的配套并组织施工，在晋城潘河示范项目区内15^＃煤层中成功地实施了两口水平井（PHH-001，PHH-002），取得了一定的经验，达到了钻井设计目标。

2 设备选择

2.1 钻机选择

我国煤层气水平井主井眼井深一般在2000m以内。水平段一般不超过1500m。水平段超过1500m时，对设备要求高，施工难度加大，施工成本会大大增加。施工水平井，一般要选用顶驱能力在100t以上的钻机。国内目前施工水平井的顶驱钻机，最小能力250t，施工成本高。晋城地区煤层埋深较浅，3^＃煤层埋深一般在300～350m左右，15^＃煤层在400～450m范围内。根据我队现有设备的情况，选择了T130XD钻机。

T130XD顶驱车载钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m³/min。钻台可升起2.41m，因此能够直接安装防喷器。

该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机既可使用常规钻井液钻进，也可使用空气钻井。特别是该钻机接单根用时很短，一般不超过1分钟，有效地减少了接单根时因停泵造成的井下复杂的几率。

2.2 随钻仪器选择

在实际施工中，采用不同角度的弯接头或弯螺杆钻进，RST-48型无线随钻系统的电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。

2.3 专用钻具选择

根据设计要求，选择了两种规格的单弯马达4根、两种规格的无磁钻铤4根、稳定器2根、随钻震击器1件以及加重钻杆4根。

3 水平井工艺技术

3.1 水平井的井眼轨迹设计

根据国内外施工水平井的经验，设计的基本原则是：在充分了解地质资料的情况下，设计剖面应尽量避开可能的复杂地层，缩短增斜井段的水平位移，缩短增斜井段的长度，减少增斜及水平段扭矩的摩阻。为了确保在预计深度进入靶区，增加可调节的稳斜段。

3.1.1 增斜段设计

15号煤层薄，结构相对复杂，轨迹控制中调整频繁、难度大，设计中要求做到：

（1）详细了解地质构造、地层倾角、可钻性等情况，结合邻井地质、钻井、测井资料、卡准煤层位置、准确地设计靶区。

（2）设计造斜率应适当低于动力钻具结合的造斜能力，缩短动力钻具定向钻井井段，增长导向钻进井段，确保井眼的平滑、安全。

（3）优化剖面结构，最大限度减少摩阻和扭矩，为后期水平段施工提供安全基础。

3.1.2 水平段的设计

掌握煤层的厚度、倾角、走向及煤层顶底板的岩性和地层的构造情况，尽量减少调整段。

对水平井的长度的设计，从理论上讲，水平段的长度越长越好，水平段长度的增加受到工程技术及煤层地质条件、煤质等多因素的限制，一般根据预测的施工长度及施工中遇到的具体情况决定水平井的最佳长度。

3.2 钻具组合

（1）直井段：一般选用塔式钻具组合。

（2）造斜增斜段：采用了单弯螺杆造斜。

（3）水平段：优化钻具组合，使用短无磁钻铤及无磁扶正器，缩短随钻测量仪器与钻头的位置距离，尽量选择造斜能力强的钻具组合，以便及时调整钻井轨迹。

在施工中，为保证井壁圆滑规则，减少工程风险，尽量增大复合钻进的比例。

通过两口水平井的实践，钻头+导向马达+无磁钻铤+MWD短节+抗压缩钻杆+钻杆的钻具组合，应用效果较好。

3.3 动力钻具选择

为了适合软及中硬地层，选择了中转速中扭矩马达。

3.4 钻头的选择

二开造斜段选择HJ517L钻头，三开水平段选择PDC钻头。

3.5 钻井液的选择

煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻进，严格控制钻井液固相含量、比重，井内岩粉较多时，通过泵入高粘无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。

3.6 轨迹控制技术

水平井的井眼轨迹控制技术是水平钻井成套技术中的关键环节，总的要求是具有一定的控制精度，具有较强的应变能力，具有较高的预测准确度，达到较稳、较快的施工水平。

3.6.1 弯马达的选择

根据轨迹全角变化率选择相对应的弯马达，见下表：

单弯马达造斜率

单弯马达的造斜率与地质构造及现场施工参数有关，不同的地层和施工参数造斜率不同，在实际施工中，选择马达的造斜率应大于设计造斜率。

3.6.2 着陆轨道控制

（1）着陆点应在水平预计点前部小于20m。

（2）着陆前下入LWD，对钻进地层进行自然伽马跟踪，通过气测录井、钻时录井、地质录井，确保着陆准确，并在煤层中钻进。

4 工程成果

PHH-001水平井共完成主井眼一个、分支井眼2个，完成钻井总进尺1678m，其中6寸井眼进尺1056m，15^＃煤层段进尺1050m，现场评定煤层钻遇率93.1%。主井眼轨迹控制达到设计要求，分支井轨迹控制较差，但通过增加进尺，确保了该井控制面积。实际建井周期46.42d。

PHH-002水平井共完成主井眼一个、分支井眼5个，完成钻井总进尺2624m，其中6寸井眼进尺2047m，15^＃煤层段进尺2030m，现场评定煤层钻遇率80.7%。实际建井周期33.67d。

5 经验与建议

通过两口水平井的施工，取得了以下经验：

（1）及时测斜、准确计算、跟踪作图是保证井身轨迹的关键。使用MWD能准确掌握井身轨迹的变化情况，使轨迹得到有效控制。

（2）在钻井过程中，随时观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析、解决。

（3）根据马达的使用特性和钻井要求，确保马达的排量和使用要求。按照马达的水平推力和钻压平衡图，选择最优的钻压，确保马达在平衡状态下工作。

（4）使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤。

（5）正常钻进时，密切关注拉力变化，发现问题及时上提钻具或短起下。

（6）为保证在煤层中钻进，采用伽马值监测、气测录井、钻时及岩屑录井的综合分析手段，及时进行轨迹调整。

（7）15^＃煤平均厚度只有3m左右，遇到地层突变时很容易穿到顶底板，由于水平井施工的特殊性，钻井轨迹不能很快调整到煤层中，会导致煤层穿透率降低，影响产能。因此合理布置井位、优化主井眼及分支井眼方位是水平井成功的关键。

在完井技术方面应尽快推广筛管完井技术，以保证水平井的稳定产能。

5. 煤炭钻井机械设备有哪些、

看打井的用途，我了解的有

1、通风井。从地面往井底新鲜空气，起到稀释煤矿中瓦斯浓度和输送氧气的作用。

2、水井。抽采地下水，消除挖掘过程中，地下水给煤矿生产机人员的危害。

3、抽瓦斯井。分两种：在地面向煤层中打井（有直井、U型井、水平定向井）、在煤矿地下打水平井。

4、救援井。从地面向矿井中被困人员输送给养、解救被困人员。从地面打小井眼，用来输送给养和通讯设备，井直径一般只有8厘米左右。另外就是打大井，起落救生舱用、输送给养、救生设备。

我对瓦斯抽采井有些了解。

1、在煤矿井底打瓦斯抽放井。

• 钻机、钻杆、钻头、泥浆泵或空压机等。如果需要测量井的倾斜度、方向，还需要专业的测量设备。

  目前了解的只有奥钻和西安煤科院有这方面测量仪器。

2、在地面向煤矿井底打井。

需要钻井架、泥浆泵、钻杆、钻头、钻铤（选择）、套管、泥浆（化学品）、专业测量仪器、储油罐、泥浆池、发电机、列车房等。根据钻井深度选择钻井架子或者车载井架。一般2000米的井架子就能满足煤矿钻井用。这种井需要使用测量设备测量。

希望能对你有帮助！

6. 水平连通井关键技术及在三交地区的应用

邓钧耀 鲜保安

( 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 100095)

摘 要: 我国大多数煤储层具有 “低孔”、“低渗”、“低压”的特性。这种 “三低”特性是导致我国的煤层气井 “低产”且 “不稳定”的主要因素之一。水平连通井能最大程度穿越煤层割理裂隙系统、沟通煤层裂隙通道以提高渗透率; 扩大煤层降压范围、降低煤层水排出时的摩阻、从而大幅度提高单井产量和采收率，以达到产能最大化的目的。文章从三交地区的地质情况出发，分析了洞穴完井的工艺条件及在该区块实施水平连通井的可行性; 阐述了施工水平连通井所采用的井身结构设计、造穴技术、水平连通等关键技术; 介绍了在该区实施水平连通井的具体情况以及实施过程中复杂情况的应对措施; 提出了一套钻井液优化设计与维护措施; 并对今后在该区实施水平连通井提出了建议。水平连通井技术的应用，不仅可以保护煤层原生结构及煤储层，而且能为之后的分级压裂作充分准备，具有重要的经济意义。

关键词: 煤层气 水平连通井 三交地区 造穴技术 井眼轨迹

作者简介: 邓钧耀，1984 年生，男，工程师，硕士研究生，2010 年毕业于西南石油大学石油工程专业，现在中联煤层气国家工程研究中心钻井完井所从事煤层气钻完井技术研究与管理工作。地址: 北京市海淀区环保科技示范园地锦路 7 号院 1 号楼，邮编: 100095。电话: 18791328408，电子邮箱: dengjy@ nccbm. com. cn

The key Technology of Horizontal Connected Wells and Application in the Sanjian Area

DENG Yunyao XIAN Baoan

( China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co. ，Ltd， Beijing 100095，China)

Abstract: Most coal reservoirs in China have“low porosity”、“low permeability”and “low pressure”fea- tures. This“three lows”features are one of the main factors of“low yield” and“unstable “ in the China's coal- bed methane wells. Horizontal Connected wells can communicate seam fracture in order to enhance permeability; Enlarging the range of pressure dropping of coal reservoir. Recing the friction when water discharge out of the coal reservoir in order that improving the yield of per well and recovery ratio，achieving the purpose of maximizing proctivity finally. This thesis start with the geological situation in sanjiao area，analysising the technology condi- tions of the well caving completion and implementing horizontal connected drilling's feasibility; Describing casing program design、well caving completion technology and horizontal connection technology; Introcing concrete circumstances in Sanjiao area and complex situation's measures. Proposing a set of optimal design and maintenance measures of drilling fluid. Giving recommendations in the area implementing horizontal connected wells. The appli- cation of horizontal connected technology not only can protect the primary structure and coal seam reservoir but also be ready for the preparing of classification in the future. Those has important economic significance.

Keywords: CBM; horizontal connected well; Sanjiao area; caving technology; well trajectory

引言

煤层气水平井与常规油气水平井最大不同之处在于一般不单独施工水平井，而是与预先钻好的直井相连通。水平井产气，直井排采。采用水平井开采煤层气可有效增加供给范围，增大导流能力，从而提高单井产量。连通水平井技术最早用于救援井施工，当一口井发生井喷或失火时，在距该井一定距离处，钻一口井与其连通，通过注入高密度钻井液压井或采取其他措施来处理井下事故。但其特殊工艺也给施工水平井增加了技术难度。目前国外在煤层中钻水平连通井的技术已日臻完善，但国内相关工作起步较晚，许多理论与关键技术仍有待进一步提高。

1 概述

三交地区地处鄂尔多斯盆地东部边缘。该地区从构造上讲呈南北条带状展布，属于吕梁山复背斜西翼的一部分;总体构造形态表现为西倾的单斜构造，构造较为简单。总体而言，构造特点对煤层气的生成和赋存条件是有利的。

三交地区各类岩层均有局部出露，第四系广泛遍布于山梁和沟谷中。据钻探揭露地层由老至新依次为:奥陶系中统马家沟组、峰峰组;石炭系上统本溪组;二叠系下统太原组、山西组、下石盒子组，上石盒子组、石千峰组;三叠系下统刘家沟组、和尚沟组、中统二马营组;以及新生界第三系上新统保德组、第四系中更新统离石组、上更新统马兰组和全新统。

从分布于全区的煤层气及煤炭钻井资料来看，主力煤层广泛发育且分布稳定。根据区内煤炭钻孔及煤层气钻孔资料统计数据:主要目的煤层为4+5号、8+9号煤层。从平面分布上看，4/5号煤整体西厚东薄，厚度2.5～10.1m;埋深在300～550m。8/9号煤层分布稳定、厚度较大，埋深一般在300～850m。据取自区内多口探井中的两百余个样品测试表明:4/5号煤层吨煤含气量一般为6～12m³，最大达18m³，平均为8.48m³;8/9号煤层吨煤含气量一般为10～16m³，最大达23m³。

2 实施“U”型水平连通井的优点与难点

与直井相比，“U”型水平连通井能扩大煤层气供给范围，提高导流能力，增大解吸波及面积，因而可大幅提高单井产量。对两连通井眼循环洗井，可有效解除井眼可能发生的堵塞;同时水平段沿储层下倾方向钻进利于控制井眼轨迹^［1］。

但该区块部分井所钻遇的第四系地层为流砂层;太原组易水侵、易漏失;局部煤层为块状碎裂煤、裂缝较发育、且含有1～2层较薄碳质泥岩夹矸。上述特点导致在该区块施工连通水平井存在如下难题:

(1)井眼轨迹控制方面。水平连通井井浅、造斜率高、造斜井段轨迹控制精度要求高。这对造斜及两井水平连通的工具和仪器精度将提出更高要求。

(2)井眼稳定方面。由于煤层本身胶结疏松、质脆，存在着互相垂直的天然裂缝;加之进入煤层段钻进时采用清水或低固相钻井液对煤层抑制能力差，因此常会引起煤层坍塌、卡钻甚至井眼报废等复杂情况的发生。

(3)储层保护方面。一方面由于煤储层自身的特性(如吸附能力、应力敏感性、速敏性、水敏性等)决定了煤层易受损害。二是由于煤储层的压力低，钻井液中的固相颗粒在液柱压差作用下易于进入煤层孔隙和裂缝，造成煤层损害。

3 关键技术研究

3.1 井身结构设计技术

三交地区的直井采用常规井身结构。但与常规油气井井身结构设计所不同的是“U”型水平连通井需考虑直井与水平井的连通、后期的排水采气、煤层段井壁稳定及水平井煤层井段下套管固井等因素:

(1)在连通井井段造洞穴，须在井底留足口袋。以不揭开下部含水层的原则下应考虑增大口袋留深。

(2)着眼于排采考虑，煤层上部出水量大的层位必须用套管封堵。

(3)需将井壁稳定性及仪器设备的配套性纳入水平井段井眼大小的考虑范围中，通常优先考虑小尺寸井眼。

结合上述因素，研究确定三交区块水平连通井的井身采用三级结构:水平段采用φ120.65mm井眼。具体结构为:φ311.1mm井眼×φ244.5mm表层套管+φ215.9mm井眼×φ139.7mm技术套管+φ120.65mm水平井眼。

3.2 井眼轨迹设计与控制技术

1.井眼轨迹设计

根据煤层气水平井的特点，井眼轨迹设计要着重考虑以下两方面因素^［2］:

(1)井眼轨迹控制。由于煤层气井埋藏较浅，两井连通前可供控制的井段较短，因此，设计的井眼轨迹应有利于控制，保证两井准确连通。

(2)水平井段加压。煤层气水平段钻柱提供的钻压有限，特别是在水平井段滑动钻进时加压更加困难。所设计的水平井井眼轨道应采用“直—增—稳—增—水平”五段制轨道。尽可能保证设计出的井眼轨迹光滑，最大限度减少摩阻。

2.井眼轨迹控制

(1)直井段。控制井斜，为下部井段施工创造条件。可选塔式钻具组合。

(2)造斜段。确保工具的造斜率达到设计要求，保证井眼轨迹在煤层中准确着陆。采用“导向马达+MWD”的常用定向钻具组合。

(3)水平段。重点确保井眼轨迹在目的层的穿透率。可采用“单弯螺杆钻具+LWD”的地质导向钻具组合。

(4)连通段。一是保证在连通仪器探测距离范围之外的井段方位偏差不大;二是要准确判断距直井20m以内的井底方位。

3.3 钻井液体系设计

针对三交地区地层的特点，优选出相适应的钻井液体系方案如下:

(1)一开设计为低固相坂土钻井液。性能以防垮、防漏为主。

(2)二开直井段钻进:根据钻井设计预测的井下地层复杂情况，采用聚合物钻井液。视井下情况，加入一定量的膨润土控制滤失，用CMC辅助增粘、降失水，用腐殖酸钾防止泥岩因水化膨胀而产生坍塌和掉块。

(3)二开定向段钻进:采用低固相聚合物钻井液，钻井液的附加系数0.05～0.10g/cm³，尽可能取小值，钻井液密度控制在1.10g/cm³左右，以保护目的煤层。

(4)三开前配钻井液体系:清水+生物聚合物钻井液。在水平井段用清水钻进中岩屑若不能完全有效清除，会在井筒内形成岩屑床而造成泵压升高、摩阻增大，严重影响井下安全和施工进度。钻进中不定时泵入高粘XG(生物聚合物)溶液，提高钻井液悬浮携砂能力以解决岩屑堆积形成的岩屑床问题^［3］。

4 煤层造穴及两井连通工艺技术

4.1 造穴工艺应具备的条件

(1)较好的储层条件。要求含气量最好大于10m³/t，渗透率相对较高。

(2)较好的围岩特征。煤层顶、底板封闭性好、机械强度高、不能有断层或漏失层段。

(3)煤层厚度较大，主要为块煤，无夹矸。

(4)井壁稳定，区域地层相对稳定。

4.2 造穴工艺技术原理

在实际应用中煤层造穴工艺主要具有如下特征^［4］:

(1)实际洞穴有效直径。实际洞穴的有效直径工程上通过返出的煤、岩屑的体积计算得出。实际上有效井径形状不规则、表面参差不齐的特点也增大了煤层的裸露面积。

(2)在井筒周围形成一定范围的破碎带。使洞穴以外的煤层在造穴后发生张性和剪切破裂，形成更大范围的破碎带。它们能沟通处于煤层内封闭或半封闭状态下的原始微裂缝，提高煤层渗透率。

(3)保护煤层原生结构。采用空气加清水通过瞬间释放压力的方法造穴，可有效保护煤层原生结构，避免常规泥浆钻井、固井、压裂等对煤层的破坏。

将图1所示的切削玻璃钢套管用的割刀装在图2造穴钻头的孔内，安装好后进行调试。调试完成后下入钻头到玻璃钢套管顶端，下入钻头的整个过程中刮刀始终处于造穴钻头孔内;在钻井液冲击下刮刀自动张开，在方钻杆的带动下，钻头在玻璃钢套管内作圆周运动，完成对玻璃钢套管的切削。完成对玻璃钢套管切削后就可以对裸露的煤层进行扩孔，该过程与上述对玻璃钢套管的切削过程大致相同。将图3所示的扩孔刮刀置于图4所示的扩孔钻头内，在钻杆的带动下即可对煤层扩孔。扩孔刮刀长度一般约为25～30cm，因而用它所完成的煤层洞穴直径一般在50～60cm左右。

4.3 两井连通技术

两井连通采用近钻头电磁测距法(RMRS技术)。钻具组合为:钻头+永磁短节+马达+无磁钻铤+随钻测斜仪+钻杆^［5］。采气的直井先于水平井施工，并在煤层段造穴，以便水平井眼顺利穿过。但由于直井轨迹的漂移、裸眼洞穴直径的限制及受造斜段随钻监测精度的影响，两井连通是一个较大的难题。因此，在两井连通前必须做到以下两点:①对直井进行多点测量或陀螺测量，确切搞清裸眼洞穴点的坐标和井深位置;②在裸眼洞穴以下井段打水泥塞，将裸眼洞穴下部井眼封住，再进行连通工作。这样钻头通过裸眼洞穴时就不会因重力而进入下部井眼，可以避免发生复杂情况^［6］。

图1 切削玻璃钢套管用的割刀

图2 造穴钻头

图3 用于扩孔的刀片

图4 扩孔用的钻头

图5 两井连通示意图

连通过程中，在直井中下入探管，钻头处连接一个永磁短节。根据采集的测点数据判断出当前的井眼位置，预测钻头处方位的变化;通过调整工具面，及时纠正井眼方向至洞穴中心位置^［7］。接近洞穴时，运用专用轨迹计算软件准确判断水平井与洞穴中心的距离，实时、连续监测钻头位置，确保连通的成功率，如图5所示。

5 井壁稳定控制技术

井壁稳定技术是煤层气井钻水平井段急需解决的关键问题之一，它是两井能否实现顺利连通的前提^［8］。它包括:

(1)尽量采用结构简单的钻具组合以减小煤层井壁碰撞和起下钻时挂拉;

(2)造斜点以下地层和煤层段全部采用井下动力钻具。钻柱不旋转，相对而言工作较平稳，有利于保持煤层井壁稳定;

(3)尽量缩短煤层水平段钻井时间，减少钻井液对煤层的浸泡时间;

(4)尽可能使井眼轨迹位于相对稳定的块状煤体中。

实际工作中主要从优化井身结构设计、合理控制钻井液密度和稳定井眼的工程技术措施来实现^［9］。

(1)优化井身结构设计。重点考虑井下安全，兼顾避免对煤储层造成伤害。

(2)合理控制钻井液体系。钻井液密度过低，会引起煤岩构造应力释放，使煤层沿节理或裂缝断裂、坍塌。钻井液密度过高，在压差作用下钻井液进入煤层会撑开煤层裂隙结构，使煤层中侵入固相颗粒^［10］。根据三交地区煤层气钻井实践，以清水为介质配合欠平衡技术钻进水平段煤层。为提高井底的净化效果、增强携岩性和防塌性能，可根据返屑情况加入羧甲基纤维素CMC。

6 现场应用

2009年中石油在三交地区施工了一口水平连通井。该井于2009年7月11日开钻，10月7日完钻，历时89天。采用了煤层造洞穴、注气欠平衡钻井、两井连通、随钻地质导向等先进技术。

6.1 井身结构

如图6所示。

6.2 钻具组合

1.一开钻进

φ311.1mm3A钻头*0.30m+630×4A10接头*0.46m+φ159mmDC*46.92m+4A11×410接头*0.43m+方钻杆。

2.二开直井钻进

φ215.9mm3A钻头*0.25m+430×4A10×*0.30m+φ159mmDC*81.68m+4A11×410*0.38m+φ127mmDP*213.86m+方钻杆。

3.二开定向钻进

215.9mm3A钻头*0.25m+φ172mm螺杆*7.60m+φ165mm短无磁*1.60m+φ165mm定向接头*1.43m+φ159mm无磁钻铤*9.11m+φ127mm无磁承压*9.05m+φ127mmDP*482.49m+方钻杆。

4.连通

φ120.65PDC*0.18m+φ95mmRMRS*0.41m+φ95mmMotor*3.78+φ95mmF/V*0.53m+φ95mmMWD+φ95mmNMDC+φ73mmDP。

图6 井身结构示意图

6.3 钻井液体系及维护

根据该井钻井设计的井身结构、施工进度安排，结合钻井的目的，一开、二开钻进中着力对钻井液做好以下几方面的准备及维护(如表1)^［11］:

表1 三交地区某井一、二开钻井液性能表

(1)一开用坂土浆钻井液施工，CMC增粘、降失水。粘度30～37MPa·s。

(2)二开钻完水泥塞后，置换被污染的钻井液，用水基膨润土钻井液开钻施工，钻井液用CMC辅助提粘、降失水，用NPAN降粘控制流变性。

(3)正常钻进，可视井下情况，加入一定量的膨润土形成致密滤饼控制失水;在定向段钻进时，用高密度低固相钻井液，尽可能实现近平衡钻井;控制钻井液上返流速;用CMC维持粘度，NaOH控制滤失、调整流变性，防止泥岩地层水化分散而造成钻井井壁坍塌、缩径。

(4)为尽可能减小对煤层的损害，要严格控制钻井液密度、滤失量，少加高分子处理剂。

6.4 应用效果

该井一开钻至49.83m，下入Φ244.5m表层套管。二开钻至518m完钻。煤层段为448.38～453.73m，于井段445.87～454.10m下入8.23m长的玻璃钢套管，于449～453m使用直径为600mm的割刀对煤层段造穴4.00m。该井的水平井一开井深58.38m，二开钻至521m，技术套管下深519.47m。水平井距直井洞穴水平位移198.33m。两井连通垂深451.14m。全井施工顺利，井下安全无事故，为后期排采提供了良好的井眼。

根据该井直井排采数据显示:该井自2010年2月9日至2010年4月20日连续69天稳产在1万方以上，最高日产气量超过1.5万方，排采效果良好。

7 结论与建议

(1)随着能源需求的日益增长和煤层气工业的发展，水平连通井将成为煤层气开采的重要手段之一。但针对不同地区不同储层的适应性问题尚需进一步论证。

(2)优化井身剖面可以降低井眼轨迹控制的难度;着陆控制和水平控制是水平井井眼轨迹控制的关键技术;而工具造斜率的确定、闭合方位控制、矢量进靶、动态监控等则是水平井井眼轨迹控制的重要手段。

(3)轨迹控制和优化钻井液体系是成功实施水平连通井的关键。随钻地质导向、两井连通技术及针对钻遇地层和相应井段特点优选出的钻井液体系为三交地区“U”型水平连通井的实施奠定了基础。而电磁波无线随钻测量系统、低转速高扭矩马达、强磁导向系统等先进工具仪器则为三交地区“U”型水平连通井的实施提供了保障。

(4)水平段采用清水或低固相钻井液钻进能起到良好的储层保护效果，但不利于井眼稳定。建议今后在该区块尝试采用空气、泡沫等进行欠平衡钻井，在提高钻井速度的同时达到储层保护的目的。

(5)三交地区的“U”型水平连通井普遍采用裸眼完井，后期排采表明部分井眼存在堵塞现象。建议今后在该区块实施水平连通井时下入PVC连续筛管完井。

参考文献

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7. 开采石油和天然气时如何在地下深处打水平井

小油瓶先用张图展现一下打水平井的意义所在

正是凭借钻杆的弯曲度，钻井液的润滑，螺杆的造斜，我们才可以将一个垂直的井眼变成一个水平的井眼，这就是在地下深层打水平井的大概原理！

8. 钻井费用与钻井设备是什么

勘探钻井是所有勘探过程中投资最高的阶段，其费用是地质和地球物理勘探的数倍之多。钻井的结果将直接反映地球科学家们的研究工作是否“命中”靶区。勘探钻井费用的变化幅度很大，它取决于地理条件（陆地或海洋，接近的难易程度或极端环境的地域等），同时也取决于钻井的深度。一些裸眼钻井仅仅向地下钻进几百米，几天就可完成，其费用不足100万美元。然而，一些井则需要向下钻进5000米到6000米甚至7000米，整个钻进过程需要1年左右才能完成，所需费用就会约达1亿美元。下图为钻井设备示意图。

钻井设备原理示意图

什么是钻机？

钻机由钻孔的钻头和地面设备组成。钻机可以是能用于钻水井、油井和天然气井的大型机械设备，也可以是由一个人就可移动的小型设备。它们可以采集地下矿物样品，检测岩石、土壤和地下水的物理性质，还可以安装一些地下装置，如地下水设备、仪器、管子或井等。

（1）陆地过渡带（坐底式钻井装置）、浅水区（自升式钻井平台）。钻井装置包括了钻井所需的所有设备。钻井过程中，有一些辅助设备（如钻头、套管）和产物（如钻井液），这些都是在钻进过程中所使用的。在钻进过程中，还需要大量的服务工作，比如与储层相关的知识以及完井的工艺与技术。

（2）钻井的形式多样化，它们不再仅仅是垂直状的。人们用水平井和定向钻井来提高油气藏的开发速度及多套含油气层的开采。高水平的钻井是复杂而智慧的技术。在这类钻井的完井作业中，将一些仪器安置在井孔的不同深度处，可以测量那里的液体和气体含量，并且可以遥控终止井孔内某一特定井段的生产（当某一井段的产水量过多时采用此方法处理）。

9. 经济和社会效益评价

多分支水平井钻井完井技术自从应用到煤层气开发以来，就以其高产气量、高采收率、短生产周期的优势获得广泛认同，迅速推广和应用，不仅产生显著的经济效益，更由于其在煤矿区煤层气抽采方面极高的效率，得到管理部门和企业的高度重视。

一、多分支水平井的技术优势

（一）欠平衡钻井极大地保护了储层

在多分支水平井钻井完井技术中，既要保护储层免受伤害，又要严格控制井眼轨迹，防止井壁坍塌，因此钻井液体系的配置和使用十分关键。本次利用清水、清水注气等技术方法，保证了欠平衡钻井技术的有效实施。

在工程井，一开采用坂土浆钻井液体系。二开采用低密度聚合物钻井液体系。三开采用清水＋生物聚合物。三开为防止泥浆对煤层的污染，采用清水钻进。由于该井为水平分支井，单一地用清水钻进，不易清除水平井所造成的岩屑床的问题。因此在钻进过程中采用不定时地用高黏生物聚合物（XC生物聚合物）泥浆清洗井眼的方法，较好地解决了该井的携带岩屑清洗井眼、有效解决岩屑床的技术难题，保证了该井三开施工的顺利进行。这种XC生物聚合物具有较强的携带岩屑、清除水平井岩屑床的功能，降解快，不对煤层造成污染等特点。

（二）有效地增大流体导流能力和抽排面积

多分支水平井在井眼轨迹和长度、分支长度、分支间距等设计中，充分考虑有效的抽排面积，增大流体导流能力。

1.高技术集成彰显高科技水平

煤层气多分支水平井钻井完井技术是现代石油天然气钻井完井的尖端技术的集成和优化。它包括中等深度的顶驱钻机、欠平衡钻井空压机和增压系统、地质导向系统、磁定位和穿针技术，以及一整套高端精密仪器和大型装备。一部分工具和装备均是进口的，如顶驱钻机、大排量空压机、LWD和EMWD地质导向系统等。通过不同装备和工具的组合集成，煤层与常规储层不同，煤层具有松软、易坍塌、厚度薄、深度浅等特点，因此煤层气水平井存在井眼稳定性差、井眼坍塌造成埋钻等工程事故，井轨迹延伸不长，易受泥浆污染，水平钻井位移大等问题。通过试验和研究，目前在沁水盆地南部利用多分支水平井钻井完井技术获得了初步成功。

2.技术进步提高煤层气开发效率

煤层气多分支水平井技术最直接的优点表现在：单井产气量高、采收率高、生产周期短、井场占地面积少。

（1）单井产气量高。初步试验和排采表明，本项目3号煤层日产气量可以达到1×10⁴m³以上，潘庄井组平均日产量达到5×10⁴m³，最高日产量为10×10⁴m³。樊庄区内2007年以来新完钻的多分支水平井，部分井还处在排水降压期，部分井已开始产气，多数产气井还处在产气提升期，单井日产气量在1×10⁴m³以下，单井最高日产气量已突破4×10⁴m³/d。

（2）采收率高。据已实施多分支水平井的煤矿的资料，多分支水平井前3年生产数据，按照100m分支间距布置多分支水平井，2～3年内煤层气采收率达到约40%～50%，而达到此采收率的话，直井需要开采15～20年。同时根据数值模拟预测，多分支水平井组排采3年时就可达到井间干扰作用，煤层气采收率达到40%以上，排采5年煤层气采收率达到55%以上，排采10年煤层气采收率达到75%。

（3）生产周期短。上述可见，当煤层气采收率达到40%～50%时，只需3年左右，相比较而言，直井需要开采15～20年。

（4）井场占地面积少，抽排面积大。多分支水平井井场占地少，初步估计，与相同抽排面积的直井相比，多分支水平井将少2/3。一个多分支水平井场占地面积约2400m²，对应抽排面积内布6口直井，6口直井井场占地面积共需7200m²。一个单翼多分支水平井控制的抽排面积在0.5～0.6km²，如果一个井场设计3～4翼多分支水平井，将控制2～3km²的抽排面积，相当于20～30口300m×300m井距部署的直井抽排面积。

二、工程投资成本测算

（一）多分支水平井和直井工程投资对比

1.水平井钻井成本结构

以在沁南地区已成功实施的多分支水平井的投资额为基准，同时假设可以在当前的行业支持条件下批量作业。假定在沁水南部地区作业，煤层埋深300～500m，若煤层段内水平进尺数为4000m时，水平井投资1500万元人民币左右。以上述假定为前提，针对目前水平井钻井成本结构的具体分析如下：

（1）征地费。水平井钻井临时占地约10亩，临时道路占地5亩。排采直井临时占地1.5亩，永久占地1.5亩（20年）。按征地实际发生费用计算，现阶段实施1口多分支水平井临时占地及永久征地费用35万元。

（2）钻前工程费。包括井位测量、井场平整及道路修建等，因井场所处位置不同，道路与井场修建所涉及的挖方、填方等工程量差别很大。据其平均成本估算，单井水平井钻前工程费平均达25万元。

（3）排采直井钻井工程费。包括钻井、测井、套管完井及造穴等，直井钻井工程费平均约65万元。

（4）水平井钻井工程。包括水平井钻井、定向工程、陀螺测量、水平井工具与地质导向、两井连通等工序，目前工程投资为1280万元。

（5）保险及税金。单井保险费预计为40万元，现阶段钻井工程主要采取总包模式，营业税金以单井钻井综合成本的4.30%计。

根据上述计价标准，现阶段1口多分支水平井投资约为1500万元。表6-19为现阶段典型多分支水平井成本结构明细。

表6-19 现阶段典型水平井成本结构表

2.水平井成本预测

当前水平井成本较高是缘于多方面因素的，其中原因之一是目前国内没有煤层气水平井的专用设备，主要设备都是从石油天然气行业借用和移植过来的，直接拉升了服务价格。

随着煤层气产业的发展和市场规模的不断扩大，煤层气多分支水平井技术也日益成熟并趋于完善，其专用设备、工具及专门的工程服务队伍也会在近期不断得到优化并稳定发展壮大，水平井工程相应成本将随之逐渐降低。

如果以上分析成立，且不考虑物价波动因素，3～5年后煤层中水平进尺为4000m时，包括采气直井在内，水平井投资有可能降至800万～1000万元人民币左右。当水平井钻井成本降到800万～1000万元左右时，预计该成本在相当一段时间内不会发生较大的波动。

（二）水平井与直井综合采气成本对比

综合采气成本主要包括钻井成本和地面建设成本，该成本受产能规划等因素影响较大。潘庄已实施的6口多分支水平井目前产能已达到30×10⁴m³/d。以水平井与垂直井均达到30×10⁴m³/d产能，并配有相应规模的集输、集气设施为对比基础，分析其综合采气成本。

1.水平井综合采气成本

（1）钻井投资。表6-20为6口多分支水平井的钻井投资明细表，达到30×10⁴m³/d产能，水平井钻井投资额9032.49万元人民币。

表6-20 水平井钻井投资预测表

（2）地面集输工程。6口水平井的集输站（1号集输站），其管线用地及站场用地按临时征地处理，施工共需临时占地100亩，占地费用约45.0万元。按照目前6口水平井集输工程设计，6口井的所有气量将汇集到1号集输站，由0.1～0.2MPa增压到0.7MPa，然后集中外输到脱水增压站和附近的LNG/CNG站。根据设备订购和工程总包合同，地面集输工程投资约1507.50万元（表6-21）。

综上所述：6口水平井日产达到30×10⁴m³/d，并具备外输能力共需投资人民币1.05亿元，每立方气综合采气成本约为1.06元。

表6-21 6口水平井地面集输建设投资预测表

2.垂直井综合采气成本

垂直井平均日产以3500m³计算，要达到日产30×10⁴m³的规模，需实施垂直井约86口。据中联端郑项目地面工程设计，每10口井设一座集气站，平均6个集气站设一座增压气站。鉴于30×10⁴m³/d的生产规模较小，暂不考虑建设末站。其余辅助设施，如配电设备、自控设施等均按30×10⁴m³/d相应规模建设。

（1）钻井投资。根据垂直井建成日产30×10⁴m³产能规模，其钻井投资额约为9391.20万元（表6-22）。

表6-22 垂直井钻井投资预测表

（2）地面配套设施建设投资。因垂直井数较多，配套的站场相对较多，占地费用较高。一个集气站需占地5亩，一个增压气站需占地10亩。管线临时占地按1m宽作业带计算。永久征地费以每亩10万元计，临时占地费以每亩4500元计。垂直井集输管网分两种：第一种为集气管网，即压气站之间和压气站至末站之间管网。按设计，86口垂直井需建1.5个压气站，建设时考虑合并为一座压气站集中处理。第二种为集输管网，即各井至集气站和集气站至压气站管线。若每口井至集气站平均管线距离以700m计，86口井共需建设集输管线约60km。按平均10口垂直井一个集气站设计，共需集气站9座。其他配套设施主要包括：输配电网：平均1口井电网建设约1.3万元人民币。电力增容：平均1个站增容投资17.9万元人民币。自控系统：只在压气站建设，平均投资37.2万元人民币。目前暂不考虑建设。表6-22为与86口垂直井配套的地面建设工程投资明细，合计3173.48万元（表6-23）。

综上所述，垂直井达到日产30×10⁴m³生产规模，钻井及其配套地面设施建设共需投资人民币约1.26亿元，每立方米煤层气综合采气成本约为1.27元。按建成日产气30×10⁴m³，年产能达1×10⁸m³规模计算，垂直井钻井方案要比水平井钻井方案预计多投资约0.20亿元，其综合采气成本相对高出约0.21元/m³。

表6-23 垂直井地面集输建设投资预测表

三、不同井型的成本核算和经济性分析

本次示范工程进行了不同井型多分支水平井的试验，包括工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井、末端对接水平井，这三种井型的多分支水平井工程成本存在差异，同时产量也有所差别。其应用的对象或者说针对不同的地质条件和煤层特征有所不同。

工程井和生产井分离的多分支水平井，关键技术采用国外设备和工具，如DS01和DS02井，工程成本在1606万～1866万元；工程井和生产井合一的多分支水平井，主要采用国产设备和国内队伍，钻井规模相对较小，如PHH-001、PHH-002井，工程成本在528万～612万元。末端对接水平井，主要采用国产设备和国内队伍，单支水平井，如DS20-1井，工程成本在528万～612万元。

从产气效果分析，到目前为止，地下煤层段分支多、水平分支井长度大，达到较大抽排面积的多分支水平井，产气量较高，如果通过井组排采，达到区域整体压降，实现压力干扰，将会提高煤层气单井产量，提高煤层气采收率。DS01-1V单井达到1×10⁴m³以上，潘庄PZP井组单井平均达到5×10⁴m³。工程井和生产井合一的多分支水平井产气效果与工程井和生产井分离的多分支水平井基本类似，差别在于节省了穿针、钻生产井等分项工程及其工程费用，但排采过程中修井次数增多，生产维护成本要增加。本次旨在试验15号煤层产气潜力，因此产量相对于3号煤层偏低。末端对接水平井从单井规模而言单井产量相对较低，但形成井组后，产量仍然较好。保德项目由4口末端对接水平井组成开发井组，单井产量超过6000m³，显示了这种完井方式同样具有良好的生产潜力。

总体而言，井型是根据钻井的地形、地质和储层条件进行设计，如何使井型和地形、地质和储层条件实现优化配置，将是达到工程经济合理的关键。同时，通过设备和工具的国产化，技术队伍的本土化，将是降低工程成本造价、实现良好经济效益的必由之路。

四、多分支水平井开发项目经济效益分析

现以潘庄区块为例评价水平井开发的投资效益。

（一）潘庄区块产能规划及地面建设

1.水平井部署及产能规模

潘庄区块面积为150.77km²，是目前国内煤层气勘探开发最活跃的区域，除矿井采煤区、煤层气开发试验区、自然保护区、资源与地表条件不适区，选择有利区域进行开发井部署。3号煤层可布置62口直井与98口多分支水平井，15号煤层可布置91口多分支水平井，产能规划为5×10⁸m³/a（表6-24）。

表6-24 区块钻井计划表

2.地面设施建设

根据产能规划及布井安排，建设相配套的地面集输设施。水平井地面设施包括排采设备、集输管网（集气管线、集气支线和集气干线）、集气站、脱水增压站、指挥中心及通讯、配电、道路等设施。地面建设预算详见表6-25。

表6-25 地面建设预算价格表

（二）水平井开发总体投资分析

按照上述的产能与地面设施建设规划，在潘庄区块内以水平井技术开发建设5×10⁸m³/a产能，包括钻井工程、地面设施建设及不可预见费，总体投资预测约16.68亿元人民币（表6-26）。

表6-26 水平井技术开发方案建成年产能5×10⁸m³的投资预测总表

备注：多分支水平井单井投资第一年按1500万元/井、第二、三年按1200万元/井、第四年及以后按800万元/井进行测算。

（三）水平井运营成本分析

（1）人员费用。包括集气站、脱水增压站排采人员以及管理人员费用。集气站平均每站按8人定员，脱水增压站按12人定员，排采人员按每人负责3口排采井，并按3班编制测算，管理人员则按17人编制。工人工资加福利平均以每月3000元计，管理人员工资加福利平均每月8000元。

（2）修井费用。平均1口井1年修井1.5次，每次修井费用2万元。

（3）电费。用电负荷为单井负荷10kW；集气站按平均运行3台压缩机设计，每台功率280kW；脱水增压站包括大型压缩机，负荷按5000kW计算；指挥中心负荷按680kW计算。

（4）水费。以3万元/a估算。

（5）维修费用。在设备全部投入运营后，以30万元/月估算。

（6）环保费用。水平井单井环保投资平均1万元/月。

综上所述，项目运行20年，年平均作业费约为6456万元人民币（表6-27）。

表6-27 项目年平均作业费用预算表

（四）项目运行20年后续投资及投资回报分析

1.后续投资情况分析

如按3年达产，项目运行20年计算，从第四年开始，共需补打水平井108口，以维持5×10⁸m³产能至第十年。同时需同步建设相应的地面配套集输设施，预计项目后续投资约为18.77亿元人民币，项目总体投资为35.45亿元人民币。

2.投资回报分析

通过分析，水平井技术开发煤层气，其财务内部收益率达到29.86%（表6-28），投资回收期5.50年，两项评价指标优越性明显。

表6-28 水平井技术开发投资分析表

五、社会效益

多分支水平井钻井完井技术除了显著的经济效益之外，社会效益也十分明显。表现在节省井场用地和减少征地，同时实现环境保护；煤矿区煤层气快速抽采，实现煤矿安全生产目标。

与相同抽排面积的直井相比，多分支水平井将少2/3井场占地。一个多分支水平井井场占地面积约2400m²；对应抽排面积内布6口直井，6口直井井场占地面积共需7200m²。

多分支水平井由于井场占地少，特别适合高差大、地形复杂的山地，适合森林保护区等林区。一方面在复杂的山区，减少道路、井场等征地面积，另一方面积极保护了林区森林植被的砍伐，保护山体、土壤的剥离，使得植被、山体、土壤等环境得到最大的保护。

煤矿生产安全是目前企业和国家的头等大事。利用多分支水平井技术使煤矿井下煤层气实现快速抽采，经过4～5年的抽采，煤层气采收率可以达到60%～70%左右，在采煤前降低煤层含气量，节省煤矿建设和煤炭生产过程中通风系统和抽放系统投资，减少煤矿瓦斯灾害，保障煤矿安全生产，其社会效益不可估量。

10. 水平连通井关键技术及在三交地区的应用

邓钧耀 鲜保安

作者简介:邓钧耀,1984年生,男,工程师,硕士研究生,2010年毕业于西南石油大学石油工程专业,现在中联煤层气国家工程研究中心钻井完井所从事煤层气钻完井技术研究与管理工作。地址:北京市海淀区环保科技示范园地锦路7号院1号楼,邮编:100095。电话:18791328408,电子邮箱:[email protected]

(中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 100095)

摘要:我国大多数煤储层具有“低孔”、“低渗”、“低压”的特性。这种“三低”特性是导致我国的煤层气井“低产”且“不稳定”的主要因素之一。水平连通井能最大程度穿越煤层割理裂隙系统、沟通煤层裂隙通道以提高渗透率;扩大煤层降压范围、降低煤层水排出时的摩阻、从而大幅度提高单井产量和采收率,以达到产能最大化的目的。文章从三交地区的地质情况出发,分析了洞穴完井的工艺条件及在该区块实施水平连通井的可行性;阐述了施工水平连通井所采用的井身结构设计、造穴技术、水平连通等关键技术;介绍了在该区实施水平连通井的具体情况以及实施过程中复杂情况的应对措施;提出了一套钻井液优化设计与维护措施;并对今后在该区实施水平连通井提出了建议。水平连通井技术的应用,不仅可以保护煤层原生结构及煤储层,而且能为之后的分级压裂作充分准备,具有重要的经济意义。

关键词:煤层气 水平连通井 三交地区 造穴技术 井眼轨迹

The key Technology of Horizontal Connected Wells and Application in the Sanjian Area

DENG Yunyao XIAN Baoan

(China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co., Ltd, Beijing 100095, China)

Abstract: Most coal reservoirs in China have “low porosity”、 “low permeability” and “low pressure” fea- tures.This “three lows” features are one of the main factor s of “low yield” and “unstable “ in the China's coal- bed methane wells.Horizontal Connected wells can communicate seam fracture in order to enhance permeability; Enlarging the range of pressure dropping of coal reservoir.Recing the friction when water discharge out of the coal reservoir in order that improving the yield of per well and recovery ratio, achieving the purpose of maximizing proctivity finally.This thesis start with the geological situation in sanjiao area, analysising the technology condi- tions of the well caving completion and implementing horizontal connected drilling's feasibility; Describing casing program design、 well caving completion technology and horizontal connection technology; Introcing concrete circumstances in Sanjiao area and complex situation's measures.Proposing a set of optimal design and maintenance measures of drilling fluid.Giving recommendations in the area implementing horizontal connected wells.The appli- cation of horizontal connected technology not only can protect the primary structure and coal seam reservoir but also be ready for the preparing of classification in the future.Those has important economic significance.

Keywords: CBM; horizontal connected well; Sanjiao area; caving technology; well trajectory

引言

煤层气水平井与常规油气水平井最大不同之处在于一般不单独施工水平井,而是与预先钻好的直井相连通。水平井产气,直井排采。采用水平井开采煤层气可有效增加供给范围,增大导流能力,从而提高单井产量。连通水平井技术最早用于救援井施工,当一口井发生井喷或失火时,在距该井一定距离处,钻一口井与其连通,通过注入高密度钻井液压井或采取其他措施来处理井下事故。但其特殊工艺也给施工水平井增加了技术难度。目前国外在煤层中钻水平连通井的技术已日臻完善,但国内相关工作起步较晚,许多理论与关键技术仍有待进一步提高。

1 概述

三交地区地处鄂尔多斯盆地东部边缘。该地区从构造上讲呈南北条带状展布,属于吕梁山复背斜西翼的一部分;总体构造形态表现为西倾的单斜构造,构造较为简单。总体而言,构造特点对煤层气的生成和赋存条件是有利的。

三交地区各类岩层均有局部出露,第四系广泛遍布于山梁和沟谷中。据钻探揭露地层由老至新依次为:奥陶系中统马家沟组、峰峰组;石炭系上统本溪组;二叠系下统太原组、山西组、下石盒子组,上石盒子组、石千峰组;三叠系下统刘家沟组、和尚沟组、中统二马营组;以及新生界第三系上新统保德组、第四系中更新统离石组、上更新统马兰组和全新统。

从分布于全区的煤层气及煤炭钻井资料来看,主力煤层广泛发育且分布稳定。根据区内煤炭钻孔及煤层气钻孔资料统计数据:主要目的煤层为4+5号、8+9号煤层。从平面分布上看,4/5号煤整体西厚东薄,厚度2.5~10.1m;埋深在300~550m。8/9号煤层分布稳定、厚度较大,埋深一般在300~850m。据取自区内多口探井中的两百余个样品测试表明:4/5号煤层吨煤含气量一般为6~12m³,最大达18m³,平均为8.48m³;8/9号煤层吨煤含气量一般为10~16m³,最大达23m³。

2 实施“U”型水平连通井的优点与难点

与直井相比,“U”型水平连通井能扩大煤层气供给范围,提高导流能力,增大解吸波及面积,因而可大幅提高单井产量。对两连通井眼循环洗井,可有效解除井眼可能发生的堵塞;同时水平段沿储层下倾方向钻进利于控制井眼轨迹^[1]。

但该区块部分井所钻遇的第四系地层为流砂层;太原组易水侵、易漏失;局部煤层为块状碎裂煤、裂缝较发育、且含有1~2层较薄碳质泥岩夹矸。上述特点导致在该区块施工连通水平井存在如下难题:

(1)井眼轨迹控制方面。水平连通井井浅、造斜率高、造斜井段轨迹控制精度要求高。这对造斜及两井水平连通的工具和仪器精度将提出更高要求。

(2)井眼稳定方面。由于煤层本身胶结疏松、质脆,存在着互相垂直的天然裂缝;加之进入煤层段钻进时采用清水或低固相钻井液对煤层抑制能力差,因此常会引起煤层坍塌、卡钻甚至井眼报废等复杂情况的发生。

(3)储层保护方面。一方面由于煤储层自身的特性(如吸附能力、应力敏感性、速敏性、水敏性等)决定了煤层易受损害。二是由于煤储层的压力低,钻井液中的固相颗粒在液柱压差作用下易于进入煤层孔隙和裂缝,造成煤层损害。

3 关键技术研究

3.1 井身结构设计技术

三交地区的直井采用常规井身结构。但与常规油气井井身结构设计所不同的是“U”型水平连通井需考虑直井与水平井的连通、后期的排水采气、煤层段井壁稳定及水平井煤层井段下套管固井等因素:

(1)在连通井井段造洞穴,须在井底留足口袋。以不揭开下部含水层的原则下应考虑增大口袋留深。

(2)着眼于排采考虑,煤层上部出水量大的层位必须用套管封堵。

(3)需将井壁稳定性及仪器设备的配套性纳入水平井段井眼大小的考虑范围中,通常优先考虑小尺寸井眼。

结合上述因素,研究确定三交区块水平连通井的井身采用三级结构:水平段采用φ120.65mm井眼。具体结构为:φ311.1mm井眼×φ244.5mm表层套管+φ215.9mm井眼×φ139.7mm技术套管+φ120.65mm水平井眼。

3.2 井眼轨迹设计与控制技术

1.井眼轨迹设计

根据煤层气水平井的特点,井眼轨迹设计要着重考虑以下两方面因素^[2]:

(1)井眼轨迹控制。由于煤层气井埋藏较浅,两井连通前可供控制的井段较短,因此,设计的井眼轨迹应有利于控制,保证两井准确连通。

(2)水平井段加压。煤层气水平段钻柱提供的钻压有限,特别是在水平井段滑动钻进时加压更加困难。所设计的水平井井眼轨道应采用“直—增—稳—增—水平”五段制轨道。尽可能保证设计出的井眼轨迹光滑,最大限度减少摩阻。

2.井眼轨迹控制

(1)直井段。控制井斜,为下部井段施工创造条件。可选塔式钻具组合。

(2)造斜段。确保工具的造斜率达到设计要求,保证井眼轨迹在煤层中准确着陆。采用“导向马达+MWD”的常用定向钻具组合。

(3)水平段。重点确保井眼轨迹在目的层的穿透率。可采用“单弯螺杆钻具+LWD”的地质导向钻具组合。

(4)连通段。一是保证在连通仪器探测距离范围之外的井段方位偏差不大;二是要准确判断距直井20m以内的井底方位。

3.3 钻井液体系设计

针对三交地区地层的特点,优选出相适应的钻井液体系方案如下:

(1)一开设计为低固相坂土钻井液。性能以防垮、防漏为主。

(2)二开直井段钻进:根据钻井设计预测的井下地层复杂情况,采用聚合物钻井液。视井下情况,加入一定量的膨润土控制滤失,用CMC辅助增粘、降失水,用腐殖酸钾防止泥岩因水化膨胀而产生坍塌和掉块。

(3)二开定向段钻进:采用低固相聚合物钻井液,钻井液的附加系数0.05~0.10g/cm³,尽可能取小值,钻井液密度控制在1.10g/cm³左右,以保护目的煤层。

(4)三开前配钻井液体系:清水+生物聚合物钻井液。在水平井段用清水钻进中岩屑若不能完全有效清除,会在井筒内形成岩屑床而造成泵压升高、摩阻增大,严重影响井下安全和施工进度。钻进中不定时泵入高粘XG(生物聚合物)溶液,提高钻井液悬浮携砂能力以解决岩屑堆积形成的岩屑床问题^[3]。

4 煤层造穴及两井连通工艺技术

4.1 造穴工艺应具备的条件

(1)较好的储层条件。要求含气量最好大于10m³/t,渗透率相对较高。

(2)较好的围岩特征。煤层顶、底板封闭性好、机械强度高、不能有断层或漏失层段。

(3)煤层厚度较大,主要为块煤,无夹矸。

(4)井壁稳定,区域地层相对稳定。

4.2 造穴工艺技术原理

在实际应用中煤层造穴工艺主要具有如下特征^[4]:

(1)实际洞穴有效直径。实际洞穴的有效直径工程上通过返出的煤、岩屑的体积计算得出。实际上有效井径形状不规则、表面参差不齐的特点也增大了煤层的裸露面积。

(2)在井筒周围形成一定范围的破碎带。使洞穴以外的煤层在造穴后发生张性和剪切破裂,形成更大范围的破碎带。它们能沟通处于煤层内封闭或半封闭状态下的原始微裂缝,提高煤层渗透率。

(3)保护煤层原生结构。采用空气加清水通过瞬间释放压力的方法造穴,可有效保护煤层原生结构,避免常规泥浆钻井、固井、压裂等对煤层的破坏。

将图1所示的切削玻璃钢套管用的割刀装在图2造穴钻头的孔内,安装好后进行调试。调试完成后下入钻头到玻璃钢套管顶端,下入钻头的整个过程中刮刀始终处于造穴钻头孔内;在钻井液冲击下刮刀自动张开,在方钻杆的带动下,钻头在玻璃钢套管内作圆周运动,完成对玻璃钢套管的切削。完成对玻璃钢套管切削后就可以对裸露的煤层进行扩孔,该过程与上述对玻璃钢套管的切削过程大致相同。将图3所示的扩孔刮刀置于图4所示的扩孔钻头内,在钻杆的带动下即可对煤层扩孔。扩孔刮刀长度一般约为25~30cm,因而用它所完成的煤层洞穴直径一般在50~60cm左右。

4.3 两井连通技术

两井连通采用近钻头电磁测距法(RMRS技术)。钻具组合为:钻头+永磁短节+马达+无磁钻铤+随钻测斜仪+钻杆^[5]。采气的直井先于水平井施工,并在煤层段造穴,以便水平井眼顺利穿过。但由于直井轨迹的漂移、裸眼洞穴直径的限制及受造斜段随钻监测精度的影响,两井连通是一个较大的难题。因此,在两井连通前必须做到以下两点:(1)对直井进行多点测量或陀螺测量,确切搞清裸眼洞穴点的坐标和井深位置;(2)在裸眼洞穴以下井段打水泥塞,将裸眼洞穴下部井眼封住,再进行连通工作。这样钻头通过裸眼洞穴时就不会因重力而进入下部井眼,可以避免发生复杂情况^[6]。

图1 切削玻璃钢套管用的割刀

图2 造穴钻头

图3 用于扩孔的刀片

图4 扩孔用的钻头

图5 两井连通示意图

连通过程中,在直井中下入探管,钻头处连接一个永磁短节。根据采集的测点数据判断出当前的井眼位置,预测钻头处方位的变化;通过调整工具面,及时纠正井眼方向至洞穴中心位置^[7]。接近洞穴时,运用专用轨迹计算软件准确判断水平井与洞穴中心的距离,实时、连续监测钻头位置,确保连通的成功率,如图5所示。

5 井壁稳定控制技术

井壁稳定技术是煤层气井钻水平井段急需解决的关键问题之一,它是两井能否实现顺利连通的前提^[8]。它包括:

(1)尽量采用结构简单的钻具组合以减小煤层井壁碰撞和起下钻时挂拉;

(2)造斜点以下地层和煤层段全部采用井下动力钻具。钻柱不旋转,相对而言工作较平稳,有利于保持煤层井壁稳定;

(3)尽量缩短煤层水平段钻井时间,减少钻井液对煤层的浸泡时间;

(4)尽可能使井眼轨迹位于相对稳定的块状煤体中。

实际工作中主要从优化井身结构设计、合理控制钻井液密度和稳定井眼的工程技术措施来实现^[9]。

(1)优化井身结构设计。重点考虑井下安全,兼顾避免对煤储层造成伤害。

(2)合理控制钻井液体系。钻井液密度过低,会引起煤岩构造应力释放,使煤层沿节理或裂缝断裂、坍塌。钻井液密度过高,在压差作用下钻井液进入煤层会撑开煤层裂隙结构,使煤层中侵入固相颗粒^[10]。根据三交地区煤层气钻井实践,以清水为介质配合欠平衡技术钻进水平段煤层。为提高井底的净化效果、增强携岩性和防塌性能,可根据返屑情况加入羧甲基纤维素CMC。

6 现场应用

2009年中石油在三交地区施工了一口水平连通井。该井于2009年7月11日开钻,10月7日完钻,历时89天。采用了煤层造洞穴、注气欠平衡钻井、两井连通、随钻地质导向等先进技术。

6.1 井身结构

如图6所示。

6.2 钻具组合

1.一开钻进

φ311.1mm³A钻头*0.30m+630×4A10接头*0.46m+φ159mmDC*46.92m+4A11×410接头*0.43m+方钻杆。

2.二开直井钻进

φ215.9mm³A钻头*0.25m+430×4A10×*0.30m+φ159mmDC*81.68m+4A11×410*0.38m+φ127mmDP*213.86m+方钻杆。

3.二开定向钻进

215.9mm³A钻头*0.25m+φ172mm螺杆*7.60m+φ165mm短无磁*1.60m+φ165mm定向接头*1.43m+φ159mm无磁钻铤*9.11m+φ127mm无磁承压*9.05m+φ127mmDP*482.49m+方钻杆。

4.连通

φ120.65PDC*0.18m+φ95mmRMRS*0.41m+φ95mmMotor*3.78+φ95mmF/V*

6.3 钻井液体系及维护

根据该井钻井设计的井身结构、施工进度安排,结合钻井的目的,一开、二开钻进中着力对钻井液做好以下几方面的准备及维护(如表1)^[11]:

图6 井身结构示意图

表1 三交地区某井一、二开钻井液性能表

(1)一开用坂土浆钻井液施工,CMC增粘、降失水。粘度30~37MPa·s。

(2)二开钻完水泥塞后,置换被污染的钻井液,用水基膨润土钻井液开钻施工,钻井液用CMC辅助提粘、降失水,用NPAN降粘控制流变性。

(3)正常钻进,可视井下情况,加入一定量的膨润土形成致密滤饼控制失水;在定向段钻进时,用高密度低固相钻井液,尽可能实现近平衡钻井;控制钻井液上返流速;用CMC维持粘度,NaOH控制滤失、调整流变性,防止泥岩地层水化分散而造成钻井井壁坍塌、缩径。

(4)为尽可能减小对煤层的损害,要严格控制钻井液密度、滤失量,少加高分子处理剂。

6.4 应用效果

该井一开钻至49.83m,下入Φ244.5m表层套管。二开钻至518m完钻。煤层段为448.38~453.73m,于井段445.87~454.10m下入8.23m长的玻璃钢套管,于449~453m使用直径为600mm的割刀对煤层段造穴4.00m。该井的水平井一开井深58.38m,二开钻至521m,技术套管下深519.47m。水平井距直井洞穴水平位移198.33m。两井连通垂深451.14m。全井施工顺利,井下安全无事故,为后期排采提供了良好的井眼。

根据该井直井排采数据显示:该井自2010年2月9日至2010年4月20日连续69天稳产在1万方以上,最高日产气量超过1.5万方,排采效果良好。

7 结论与建议

(1)随着能源需求的日益增长和煤层气工业的发展,水平连通井将成为煤层气开采的重要手段之一。但针对不同地区不同储层的适应性问题尚需进一步论证。

(2)优化井身剖面可以降低井眼轨迹控制的难度;着陆控制和水平控制是水平井井眼轨迹控制的关键技术;而工具造斜率的确定、闭合方位控制、矢量进靶、动态监控等则是水平井井眼轨迹控制的重要手段。

(3)轨迹控制和优化钻井液体系是成功实施水平连通井的关键。随钻地质导向、两井连通技术及针对钻遇地层和相应井段特点优选出的钻井液体系为三交地区“U”型水平连通井的实施奠定了基础。而电磁波无线随钻测量系统、低转速高扭矩马达、强磁导向系统等先进工具仪器则为三交地区“U”型水平连通井的实施提供了保障。

(4)水平段采用清水或低固相钻井液钻进能起到良好的储层保护效果,但不利于井眼稳定。建议今后在该区块尝试采用空气、泡沫等进行欠平衡钻井,在提高钻井速度的同时达到储层保护的目的。

(5)三交地区的“U”型水平连通井普遍采用裸眼完井,后期排采表明部分井眼存在堵塞现象。建议今后在该区块实施水平连通井时下入PVC连续筛管完井。

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