李紅偉， 張　斌

(中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

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織金區(qū)塊淺層煤層氣J形大位移水平井鉆井技術(shù)

李紅偉， 張斌

(中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

摘要：織金煤層氣區(qū)塊存在煤層鉆遇率低、儲層保護難度大、水平連通井鉆井成本高、經(jīng)濟收益低等問題，為此，在分析該區(qū)塊J形水平井工程技術(shù)難點的基礎(chǔ)上，從井眼軌道優(yōu)化設(shè)計、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計、井眼軌跡控制技術(shù)等方面進行了淺層煤層氣J形大位移水平井鉆井技術(shù)研究，并在織平1井進行了試驗?？椘?井順利完鉆，水平段長500.00 m，水平位移818.98 m，最大井斜角97.6°，鉆遇煤層293.00 m，煤層鉆遇率58.6%，遠高于水平連通井的煤層鉆遇率(43.6%)，且鉆井成本為U形水平連通井的58%。這表明，采用J形水平井鉆井技術(shù)可以解決織金煤層氣區(qū)塊存在的問題，可以在織金區(qū)塊推廣應用。

關(guān)鍵詞：煤層氣；大位移井；水平井；井身結(jié)構(gòu)；井眼軌跡；織金區(qū)塊；織平1井

織金煤層氣區(qū)塊煤層多而淺，煤層氣資源豐富，通過前期的勘探開發(fā)實踐，已經(jīng)基本形成了一套適合該區(qū)塊煤層氣勘探開發(fā)的工程技術(shù)，尤其是水平連通井技術(shù)已成為開發(fā)該區(qū)塊煤層氣的主要技術(shù)。但水平連通井技術(shù)相對復雜，需同時鉆一口直井和一口水平井連通，鉆完井成本相對較高[1-2]。J形水平井是在V形、U形和多分支等水平連通井基礎(chǔ)上衍生出的一種特殊井型，因為其井眼軌跡投影側(cè)視圖類似于平躺略上翹的英文字母“J”，所以命名為J形水平井。J形水平井與V形、U形和多分支等水平連通井的區(qū)別是在水平段低點(A靶點)下入射流泵排采，替代水平連通井中的排采直井。J形水平井與水平連通井相比，減少了一口排采直井和穿針對接、連通井特殊固井等復雜工藝，可大幅降低鉆完井成本。因此，中國石化進行了淺層煤層氣J形大位移水平井鉆井技術(shù)研究，并順利鉆成了J形大位移水平井——織平1井。

1地層巖性

織金區(qū)塊位于黔中隆起珠藏次向斜北西翼寬緩區(qū)，整體構(gòu)造穩(wěn)定，斷裂不發(fā)育，主要鉆遇第四系，下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組，二疊系上統(tǒng)長興組、龍?zhí)督M及峨眉山玄武巖組地層。龍?zhí)督M下段地層是主要含煤儲層，其中23號煤層變質(zhì)程度高，屬高階煤，厚度較大，分布穩(wěn)定，是該區(qū)塊煤層氣勘探主力目的煤層。該區(qū)塊地層巖性具有以下特點：

1) 第四系為表層土壤層，主要有坡積、殘積及崩塌堆積，地層松軟，易垮塌。

2) 下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組地層以灰色石灰?guī)r為主，夾薄層灰色泥灰?guī)r及泥質(zhì)灰?guī)r。該組地層出露于地表，受地表水影響，巖溶、溶蝕現(xiàn)象發(fā)育，易水侵、易漏失。

3) 23號煤層屬塊狀碎裂煤層，平均厚度2.3 m，頂板巖性為粉、細砂巖互層，底板巖性為深灰色粉砂巖，局部有砂質(zhì)泥巖。

4) 煤層裂縫較發(fā)育。

2技術(shù)難點

1) 二開完鉆封固點垂深難以確定。J形水平井技術(shù)套管設(shè)計封固至23號煤層頂(垂深)以上2 m處，但是待鉆煤層上翹、實際井眼軌跡下傾，兩者相向而行，且水平段延伸方向的煤層存在一定的視傾角，易變化，煤層頂界垂深預測有一定誤差，所以對二開完鉆封固點垂深精度要求高，稍有誤差，就會鉆穿目的煤層，導致固井水泥漿壓碎待鉆煤層，造成三開水平段鉆進煤層時出現(xiàn)井眼垮塌[3]。

2) 有效煤層薄、脆。龍?zhí)督M23號煤層薄，厚度由A靶點的1.75 m向B靶點逐步減少至0.80 m，平均厚度1.00 m，且存在一定的視傾角，精確控制井眼在厚1.00 m的煤層內(nèi)穿行，難度很大。煤層比較脆，且有互相垂直的天然裂縫，鉆進中極易發(fā)生井眼垮塌、卡鉆等井下故障，甚至導致井眼報廢[4]。

3) 預測井眼軌跡參數(shù)困難。由于EMWD測斜儀為非近鉆頭測量儀，測量到的井眼軌跡參數(shù)相對滯后，選擇滑動鉆進和復合鉆進的比例比較困難，EMWD測斜儀的測斜零長為11.65 m，假如在測斜盲段井斜角變化0.1°，垂深即波動0.02 m，在這種情況下，要在厚度1.00 m的煤層中鉆長500.00 m的水平段難度很大。

4) 水垂比大，鉆壓難以有效傳遞。織金區(qū)塊主力煤層埋藏比較淺(埋深360.00 m)，水平段長度超過500.00 m，水平位移達818.00 m，水垂比達2.24。水平段鉆進過程中鉆壓難以有效傳遞，同時鉆柱易發(fā)生疲勞破壞，導致出現(xiàn)井下故障。

5) 易形成巖屑床。巖屑上返過程中，由于水平段較長，巖屑在自重作用下下沉，很容易形成巖屑床，而且?guī)r屑在鉆進過程中被鉆頭反復切削后顆粒很細，很難從鉆井液中清除。

6) 套管難以下入。由于J形水平井水垂比大于2.00且垂深只有360.00 m，無法靠自重順利下入套管。

3關(guān)鍵技術(shù)

3.1井眼軌道優(yōu)化設(shè)計

由于煤層一般較淺，在進行煤層氣水平井井眼軌道設(shè)計時，需考慮以下因素：

1) 水平井眼入煤層的方位。根據(jù)三維地震剖面及鄰井產(chǎn)層的傾角方向，確定水平井井口與B靶點的方向與距離[5]。

2) 由于J形水平井水垂比達2.24，應盡可能選擇摩阻和扭矩小的井眼軌道。

3) 考慮到煤層井壁穩(wěn)定性差，水平井眼要處于煤層的相對穩(wěn)定部位，以利于安全鉆進。

4) 由于水平段上翹，生產(chǎn)套管下人時摩阻最大點在A靶點，因此斜井段、水平上翹段應設(shè)計得盡可能圓滑。

織金區(qū)塊J形水平井選用“直—增—水平上翹”三段式井眼軌道，造斜率選擇6°/30m，有利于解決因水垂比大而鉆壓難以傳遞的困難，并且將著陸點控制在水平段預計點前20 m，方便在儲層預測發(fā)生變化時及時調(diào)整井眼軌跡，確保按預定位置準確進入煤層。表1為織平1井井眼軌道設(shè)計結(jié)果。

3.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

煤層氣J形水平井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計與常規(guī)油氣井有所不同，需考慮J形水平井后期的排水采氣和煤層井壁的穩(wěn)定性、技術(shù)套管下入等因素：

表1　織平1井井眼軌道設(shè)計結(jié)果

1) 煤層承壓強度低，下入技術(shù)套管固井時要考慮防止將煤層壓裂。

2) 從排水采氣的角度考慮，必須對煤層上部出水量大的地層進行封堵。

3) 水平井段井徑需考慮井壁的穩(wěn)定性及工具儀器的配套性。

4) 設(shè)計采用三開井身結(jié)構(gòu)，技術(shù)套管下至23號煤層頂部，以防止裸眼段過長、摩阻系數(shù)較大，導致生產(chǎn)套管下入困難。

綜合考慮上述因素，J形水平井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計為：

一開采用φ444.5 mm鉆頭開孔，鉆過上部易漏失地層后，下入φ339.7 mm表層套管并固井，水泥漿返至地面；

二開采用φ311.1 mm鉆頭鉆進，鉆至距23號煤層頂2.00 m處完鉆，下入φ244.5 mm技術(shù)套管并固井，水泥返至地面；

三開φ215.9 mm鉆頭與LWD配合，增斜鉆至著陸點。著陸后根據(jù)LWD測井數(shù)據(jù)控制水平段井眼軌跡，確保水平井眼在目的煤層有效延伸。完鉆后下入φ139.7 mm套管并固井，水泥返至技術(shù)套管鞋以上200.00 m。圖1為J形水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖。

圖1　J形水平井井身結(jié)構(gòu)示意Fig.1　The casing program schematic of J-shaped horizontal well

3.3井眼軌跡控制技術(shù)

在分析織金區(qū)塊地質(zhì)特性、鉆井設(shè)計的基礎(chǔ)上，充分利用隨鉆測量、測井和錄井等資料實時識別巖性，并根據(jù)已鉆鄰井測井資料解釋結(jié)果找出目標煤層的地質(zhì)特征，作為比對參照建立地質(zhì)導向參數(shù)預測模型，提供可靠的巖性解釋依據(jù)。通過對比分析確定鉆進過程中鉆頭的鉆進方向及在目標層中的位置，實時調(diào)整井眼軌跡，使其盡可能在煤層物性較好的層位鉆進[6-7]。

3.3.1井眼軌跡控制方法

J形水平井鉆井過程中通常把煤層上下巖性較穩(wěn)定的泥巖、致密頂?shù)装遄鳛榕袛嚆@頭上、下傾的標志層，同時結(jié)合返出鉆屑、鉆時變化、綜合錄井等相關(guān)參數(shù)分析鉆頭是否在目標層中穿行。根據(jù)地質(zhì)參數(shù)(地層產(chǎn)狀、巖性、物性和流體性質(zhì))和一些必要的工程參數(shù)(地層壓力)，能夠?qū)崟r監(jiān)測和跟蹤地質(zhì)目標，并在三維地質(zhì)環(huán)境中調(diào)整或修正井眼軌跡，使鉆頭沿著煤層物性最佳的層位鉆進。

J形水平井井眼軌跡控制綜合分析流程如圖2所示。

3.3.2三維地質(zhì)導向技術(shù)

根據(jù)區(qū)域地震資料處理信息可初步了解地層產(chǎn)狀、煤層展布，并能獲得所鉆區(qū)塊煤層的連續(xù)性、地層傾角、傾向等地層參數(shù)。此外，還可把J形水平井的井眼軌跡投影到三維地震測線處理圖上，根據(jù)區(qū)域煤層等高線和鄰井測井解釋結(jié)果獲取待鉆煤層傾角，判斷井眼軌跡是否在目的煤層的最佳位置，從而進行井眼軌跡調(diào)整。

煤層氣J形水平井井眼軌跡控制方法和三維地質(zhì)導向技術(shù)可以解決二開完鉆封固點難以確定、水平段有效延伸的難題，同時可避免或減少鉆進過程中由于巖性解釋造成誤判，導致煤層井段反復造斜修正井眼軌跡引起的井下垮塌等復雜事故，進一步降低鉆進脆性煤層時的垮塌風險。

3.4井眼清潔技術(shù)

1) 選擇合適的鉆井液排量。鉆進易坍塌地層時，在滿足攜巖的前提下，應盡可能降低排量，以利于保持井壁穩(wěn)定；鉆井液攜巖效果較差時，應盡可能提高排量，以有利于井眼凈化，解決起下鉆阻卡和沉砂問題；在兼顧攜巖和井壁穩(wěn)定的同時，應確保井底壓力小于地層破裂壓力，以防壓漏煤層。

圖2　煤層氣J形水平井井眼軌跡控制綜合分析流程Fig.2　The comprehensive analysis flow chart of the trajectory control of CBM J-shaped horizontal well

2) 建立完善的地面固相控制系統(tǒng)。鉆井液循環(huán)出井口后使用振動篩、除砂器、除泥器、清潔器和離心機等機械設(shè)備，利用篩分和強制沉陷原理，將鉆井液中的固相按密度和顆粒大小分離，達到控制固相的目的。建立鉆井液沉降池，利用重力沉降進一步清除有害固相。

3) 起鉆前進行充分循環(huán)，適當進行“短起下鉆”。根據(jù)水平段鉆進長度和振動篩上返巖屑情況，制定合理的短程起下鉆措施，每次長提前先進行短程起下鉆。短程起下鉆之前合理提高鉆井液排量和鉆柱轉(zhuǎn)速，緩慢上提下放鉆柱，并充分循環(huán)鉆井液，以達到破環(huán)巖屑床并將巖屑攜帶出井眼的目的[8]。

4) 利用EMWD監(jiān)測環(huán)空壓力。利用EMWD隨鉆測量儀監(jiān)測井底壓力，根據(jù)實鉆時的環(huán)空井底壓力變化特征判斷井眼是否清潔，從而實現(xiàn)對井眼清潔情況的實時監(jiān)控。

3.5生產(chǎn)套管下入技術(shù)措施

由于J形水平井水垂比大，套管靠自重無法順利下入，因此下入生產(chǎn)套管時需要采取以下技術(shù)措施：1)采用漂浮接箍；2)水平段采用滾輪套管扶正器，用滾動摩擦代替滑動摩擦，減小水平段下入摩擦阻力，每10根左右套管安放一只滾輪扶正器；3)采用井口加壓裝置。

4現(xiàn)場試驗

淺層煤層氣J形大位移水平井鉆井技術(shù)在織平1井進行現(xiàn)場試驗，并取得成功。

4.1織平1井概況

織平1井一開鉆深63.36 m，表層套管下深62.00 m；二開鉆至井深120.74 m后開始定向鉆進，技術(shù)套管下深555.79 m；三開鉆至井深1 105.00 m完鉆，水平段長500.00 m，水平位移818.98 m，最大井斜角97.6°，鉆遇煤層293.00 m，有效煤層鉆遇率達58.6%，全井施工順利，井下安全無事故，為后期排水采氣提供了良好的井眼條件。

4.2煤層實時判別

伽馬值是判斷地層巖性的參數(shù)，通常不同地區(qū)煤層和圍巖的伽馬值不同[9-10]。通過已鉆鄰井織試2井得到頂板泥巖伽馬值小于126 API(個別點超過138 API)，底板灰質(zhì)砂質(zhì)泥巖伽馬值小于110 API，煤層伽馬值最高可達56 API，在橫向上變化不明顯。該井鉆井過程中，根據(jù)EMWD隨鉆測斜儀測得的高低邊伽馬值判斷鉆頭位置：煤層伽馬值為40 API，當高邊伽馬值降低速率遠大于底邊伽馬值降低速率，說明鉆頭快鉆遇上頂板，反之則快鉆遇下底板；鉆進水平段時，低邊伽馬值降低速率高于高邊伽馬值降低速率。當鉆時明顯降低、全烴明顯上升時，確認鉆至煤層，即按照地質(zhì)要求適當增斜，保證鉆頭一直在煤層中穿行。

4.3生產(chǎn)套管的下入

為保證套管安全順利下入，首先根據(jù)織平1井的井眼軌道設(shè)計計算了大鉤載荷和摩阻，結(jié)果表明，生產(chǎn)套管下入過程中需要井口加壓20～30 kN。該井下套管過程中方鉆桿通過接頭與套管相接，同時通過循環(huán)鉆井液降低摩阻，最終該井生產(chǎn)套管順利下入。

4.4經(jīng)濟效益分析

根據(jù)織金區(qū)塊的實際試采情況，測算織金區(qū)塊普通定向井的平均產(chǎn)能為1 000 m3/d。以織金區(qū)塊23號煤層為目標層，數(shù)值模擬得到織金區(qū)塊水平井長度與產(chǎn)量的關(guān)系，假設(shè)水平段長500.00～800.00 m，推算出織平1井的產(chǎn)能為5 000 m3/d，是普通定向井的5倍。當前，織金區(qū)塊J形水平井的鉆井成本分別為普通定向井的3.715倍、U形水平連通井的0.58倍。可見，采用J形水平井開發(fā)織金區(qū)塊煤層氣具有較大優(yōu)勢，并且隨著該技術(shù)的逐步提高和完善，J形水平井鉆井成本還會進一步降低，采用J形水平井規(guī)模開發(fā)煤層氣的優(yōu)勢會更明顯。

5結(jié)論與建議

1) 利用J形水平井鉆井技術(shù)開發(fā)織金區(qū)塊薄煤層，有明顯的經(jīng)濟效益，值得進一步推廣。

2) 煤層氣J形水平井有其自身的一套工藝技術(shù)，在井眼軌道設(shè)計、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、鉆完井工藝等技術(shù)上與U形、V形及分支水平井設(shè)計與施工有所不同，要區(qū)別對待。

3) 對于薄煤層，井眼軌跡控制尤為重要，應引進近鉆頭地質(zhì)導向隨鉆測量儀器，以提高井眼軌跡的控制精度。

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[編輯劉文臣]

Drilling Techniques in J-Shaped Extended Reach Horizontal Wells in Shallow Coal Bed Methane Reservoirs in the Zhijin Block

LI Hongwei1, ZHANG Bin2

(PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute,SinopecEastChinaCompany,Nanjing，Jiangsu, 210031，China)

Abstract:The drilling phase for in the Zhijin coalbed methane (CBM) block is characterized by a low drilling rate for the coal seam, a difficult-to-protect reservoir, high cost of drilling horizontal connected wells, and a low economic benefit. In order to solve these problems, the technical difficulties of J-shaped horizontal drilling were applied to this block and analyzed. Then, drilling techniques in such wells drilling in shallow CMB reservoirs were studied from well track optimization, casing program optimization and borehole trajectory control. Finally, the process underwent a practical test in the Zhiping 1 Well. This well was drilled smoothly with horizontal lateral of 500.00 m, horizontal displacement 818.98 m, maximum deviation angle 97.6°, drilled coal seams 293.00 m and coal seam drilling rate 58.6%, which is much higher than that of horizontal connected wells (43.6%). In addition, the cost to drill the well was only 58% of that of U-shaped horizontal connected wells. The positive results indicated that these drilling techniques in J-shaped horizontal well could be successfully implemented in drilling wells in the Zhijin Block.

Key words:coalbed methane；extended reach well；horizontal well；casing program；borehole trajectory；Zhijin Block；Well Zhiping 1

中圖分類號：TE243+.1

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0046-05

doi:10.11911/syztjs.201602008

作者簡介：李紅偉(1977—)，男，江蘇南京人，2008年畢業(yè)于石油大學(華東)石油工程專業(yè)，助理研究員，主要從事非常規(guī)油氣鉆完井技術(shù)研究。E-mail：sinopcelihw@163.com。

收稿日期：2015-12-08；改回日期：2016-01-14。