李貴山 ，于振鋒 ，楊晉東 ，宋新亞 ，郭 琛

（山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司, 山西 晉城 048000）

0 引 言

鄭莊區(qū)塊位于沁水盆地西南部，主產(chǎn)氣層位為山西組3 號煤和太原組15 號煤，屬于無煙煤[1]。區(qū)塊內(nèi)多數(shù)井產(chǎn)氣量較低，即使低產(chǎn)井采取了二次壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)，效果仍然不明顯[2]。究其緣由，主要是區(qū)內(nèi)煤層賦存特征以及含氣性無論從垂向上還是橫向上均差異較大，煤層氣井成井情況與地質(zhì)條件不匹配。具體表現(xiàn)為：①3 號煤和15 號煤橫向厚度變化較大，尤其是15 號煤最薄處不足1 m，最厚處超過10 m；②煤層含氣量差異較大，3 號煤層含氣量一般為14～22 m3/t，15 號煤層含氣量一般為8～25 m3/t。但總體上區(qū)塊煤儲層具有好的可改造性[3]，也具有很大的潛力[4]。水平井是現(xiàn)階段煤層氣開發(fā)的重要井型，具有單井儲層產(chǎn)氣面積大的特點，大幅度提高收入產(chǎn)出比。較之于美國、澳大利亞、加拿大等國家，我國的煤層氣儲層具有低地層壓力、低滲透率、低含氣飽和度及強非均質(zhì)性等基本特征，針對我國煤層地質(zhì)條件與地表環(huán)境，需要進一步精細化高煤階水平井鉆井與完井技術(shù)[5]。構(gòu)造是區(qū)塊煤層氣富集的主要控制因素[6]。因此，再加上構(gòu)造和地應(yīng)力的附加作用，使得研究區(qū)煤層氣水平井單井產(chǎn)氣量相差較大，低產(chǎn)井僅為200 m3/d，高產(chǎn)井可以達到40 000 m3/d。對區(qū)塊內(nèi)水平井進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，以5 000 m3/d 為界限，東西向及北東向占比較高，產(chǎn)氣量較好。南北向及北西向占比較低，產(chǎn)氣量稍差?？梢姡骄姆轿粚饩a(chǎn)氣量影響較大。另外，區(qū)塊內(nèi)斷層及陷落柱等構(gòu)造主要依據(jù)地質(zhì)填圖及二維地震資料?，F(xiàn)發(fā)現(xiàn)區(qū)塊內(nèi)斷層30 條，陷落柱50 個，且實際鉆井資料顯示部分構(gòu)造位置存在偏差，地層在局部范圍內(nèi)也有明顯偏差。因此，如何在構(gòu)造差異性較大的地質(zhì)條件下提高鉆遇率和縮短水平段施工周期是一項具有挑戰(zhàn)但又很有必要性的研究。

因此，為提高單井產(chǎn)氣量，增加高產(chǎn)井所占比例，本研究從煤層賦存特征、含氣量、地應(yīng)力以及構(gòu)造條件等分析入手，研究煤層氣水平井鉆井體系的關(guān)鍵影響因素，優(yōu)化適合于研究區(qū)的煤層氣水平井鉆井體系，以期提高鉆遇率和縮短水平段施工周期，從而大幅度提高區(qū)塊的單井和總產(chǎn)氣量，推動煤層氣水平井在構(gòu)造發(fā)育區(qū)應(yīng)用的理論水平和實踐能力。目前，該鉆井體系在鄭莊區(qū)塊應(yīng)用效果良好，鄭莊區(qū)塊日產(chǎn)氣量由不足20 萬m3增長至目前75 萬m3，2023 年有望突破80 萬m3。隨著技術(shù)體系的應(yīng)用和井數(shù)量的增大，鄭莊區(qū)塊有望未來五年實現(xiàn)產(chǎn)氣量大爆發(fā)。

1 構(gòu)造特征與地應(yīng)力

1.1 構(gòu)造特征

區(qū)塊位于沁水復式向斜的軸部南端，晉～獲褶斷帶西部，沁水盆地南緣東西～北東向斷裂帶的北部[2,6]。區(qū)塊構(gòu)造以次級褶皺發(fā)育為特點，區(qū)塊內(nèi)斷層不發(fā)育，以落差較小的煤層段斷層為主，但是在研究區(qū)東部發(fā)育一系列小規(guī)模的陷落柱，陷落深度不超過10 m。

1.2 地應(yīng)力條件

研究區(qū)缺少水平主應(yīng)力方向的直接測試，但可以借助大量的水力壓裂資料來間接判斷。前人研究表明：水力壓裂的裂縫延伸總是沿著水平最大主應(yīng)力方向[7-9]。本次研究收集了研究區(qū)內(nèi)36 口井的水力壓裂資料和相對應(yīng)的裂縫監(jiān)測資料，并分別對3號煤和15 號煤的主裂縫延伸方向進行統(tǒng)計，繪制了玫瑰花圖（圖1）。

從圖1 中可以看出，3 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東45°～60°，南西225°～240°；15 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東60°～75°，南西240°～255°。15 號煤水平最大主應(yīng)力方向與3 號煤的相差15°左右，這種差別可能有2 個主要因素：①水力壓裂裂縫延伸可能與最大主應(yīng)力方向不完全一致，只是近似一致；②地層中水平最大主應(yīng)力方向可能隨地下構(gòu)造的深度及位置的變化而發(fā)生很大變化。但可以得出結(jié)論，3 號煤和15 號煤水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)該為北東45°～70°，南西225°～255°。

2 煤層賦存特征與含氣性

2.1 煤層厚度分布

3 號煤層屬特低硫～低硫無煙煤，煤層厚度橫向變化不大。僅在區(qū)塊南部ZH-020、H-023、ZH-024煤層氣井及其附近見煤厚小于4 m 的較小塊段，且在ZH-020 見煤厚3.43 m 的極小值；在區(qū)塊的中西部ZH-098 和中東部ZH-205 附近煤厚分別出現(xiàn)了6.78、6.87 m 的極值；其他塊段煤厚基本在5～6 m。

15 號煤層屬中高硫～高硫無煙煤，煤層厚度在橫向上總體較穩(wěn)定，一般為4～5 m，僅局部塊段變化較大，煤層結(jié)構(gòu)較為復雜（特別是區(qū)塊西北部）。在ZH-80、ZH-86、ZH-228、ZH-230、ZH-238、ZH-407、ZH-423 氣井處分別出現(xiàn)了煤厚極大值，煤厚均在7 m以上，在ZH-423 氣井處煤厚達13.75 m。

2.2 含氣性特征

3 號和15 號煤層的煤層氣含量均較大，且8 m3/t 以上的區(qū)域占絕對優(yōu)勢，但兩極值差異明顯，說明兩煤層煤層氣含量的橫向變化均較大。煤層氣成分以甲烷為主，重氫微量。區(qū)塊大面積處于甲烷帶，僅區(qū)塊南部見小范圍的氮氣～甲烷帶。

1）3 號煤層。煤層煤層氣含量分布很不均衡，兩極值差達10 m3/t 即是這種不均衡性的體現(xiàn)。

宏觀上，煤層含氣量由區(qū)塊南部向北部略有增加的趨勢，呈現(xiàn)北東向展布的相對富集區(qū)（含氣量20 m3/t 左右）間夾小面積零星分布的相對低含氣量區(qū)（含氣量17 m3/t 左右），只是這種趨勢受到上述煤層氣含量橫向變化的較大干擾。

區(qū)塊北部氣井出現(xiàn)向北西方向和北東方向煤層氣含量的遞增，至ZH-423 井含量達22 m3/t。區(qū)塊東南部煤層氣含量由ZH-038 井向北東先增大后降低遞減，ZH-042 井和ZH-036 井煤層氣含量小于13 m3/t，其附近為一含量低值區(qū)。中部ZH-189 井一帶向南東和南西煤層氣含量均趨增，到南東部ZH -076井增至23 m3/t 以上，至南西部ZH-360 井同意增至23 m3/t 以上。

2）15 號煤層。煤層煤層氣含量同樣分布很不均衡，兩極值差達16 m3/t 即是這種不均衡性的體現(xiàn)。煤層煤層氣含量有由區(qū)塊南部向北部略增的現(xiàn)象，宏觀上呈含氣量高值（＞20 m3/t）區(qū)夾含氣量較低（17 m3/t 左右）區(qū)。

北部煤層氣富集區(qū)的含氣量極大值為29 m3/t 以上（ZH-407 井），南部煤層氣富集區(qū)的含量極大值則為27 m3/t 以上（ZH-104 井）。北部煤層含氣量低值區(qū)主要出現(xiàn)在ZH-283 井（小于17 m3/t）及其附近；而區(qū)塊東南部和東部的兩個煤層氣含量低值塊段，其含量值均低于9 m3/t。

3 鉆井設(shè)計方案優(yōu)化

3.1 鉆井設(shè)計方案優(yōu)化的依據(jù)

鉆井設(shè)計方案的優(yōu)化必須要有遵循的依據(jù)，不能隨意優(yōu)化，更不能違反客觀規(guī)律。本鉆井設(shè)計方案的優(yōu)化主要遵循的依據(jù)是：

1）符合國家及政府有關(guān)機構(gòu)或行業(yè)有關(guān)的規(guī)定、要求以及標準。

2）鄰近鉆井資料，包括鉆井設(shè)計、鉆井過程以及復雜情況處理情況等。這些資料是對井位選擇、未來鉆井過程以及可能的產(chǎn)氣情況預(yù)判的基礎(chǔ)依據(jù)。

3）目前鉆井的技術(shù)水平以及設(shè)備施工水平。這是保障鉆井作業(yè)在安全的情況下能夠順利施工完成的基本條件。

3.2 鉆井設(shè)計理念的優(yōu)化

優(yōu)化鉆井設(shè)計理念的主要目的是將縮短水平段施工周期和提高煤層鉆遇率有機的統(tǒng)一起來以提高單井產(chǎn)氣量。具體措施如下：

1）根據(jù)水平井的具體情況設(shè)計要求煤層的鉆遇時間控制在7～10 d，盡可能快速完井，以降低鉆井液對煤層氣儲層的污染。

2）詳細分析設(shè)計井位周邊井的鉆井和測井資料，繪制詳細的煤層厚度和底板等高線（實時更新），對設(shè)計井水平段在煤層中的軌跡走勢、厚度變化作出預(yù)測，并實時跟蹤現(xiàn)場，視實際鉆遇情況適時調(diào)整。

3）量化泥漿指標體系，在設(shè)計中統(tǒng)一了泥漿指標體系，根據(jù)不同區(qū)域不同地層的不同巖性，對鉆井液常規(guī)性能如密度、黏度、濾失量和pH 值等指標進行量化和統(tǒng)一，為鉆井工程提供保障。

3.3 井位優(yōu)化

井位的選擇是布井首要考慮的問題，研究區(qū)水平井井位優(yōu)化主要遵循以下主要原則：

1）應(yīng)充分考慮與未來礦井生產(chǎn)的銜接，并關(guān)注煤層煤層氣含量相對較高的地段，可布井位含氣量最低值為12 m3/t。

2）應(yīng)結(jié)合區(qū)塊構(gòu)造特征，考慮煤層裂隙發(fā)育特點，盡量布在構(gòu)造相對簡單的背、向斜翼部。

3）避開斷層和陷落柱50 m 以上。

4）盡量注意地形條件，以便道路施工和井場布置及集輸、輸電線路的建設(shè)。

3.4 鉆井軌跡設(shè)計優(yōu)化

鉆井軌跡直接關(guān)系到后期壓裂施工改造的效果以及最終的產(chǎn)氣能力，研究區(qū)水平井鉆井軌跡主要從以下6 方面進行優(yōu)化：

1）選擇地層傾角在6°以內(nèi)的軌跡方向。

2）L 型井沿地層上傾方向，U 型井沿地層下傾方向。

3）方向與最大主應(yīng)力方向成30°左右夾角。

4）鉆井軌跡距離周圍井50 m 以上，不超過100 m，形成井間干擾。周圍井必須為低產(chǎn)井，以防降低高產(chǎn)井產(chǎn)量。

5）水平井采用三開結(jié)構(gòu)。研究區(qū)目前水平井設(shè)計采用更為安全的三開設(shè)計。一開為鉆入穩(wěn)定基巖10 m，起表層未固結(jié)巖石防塌作用；二開為鉆至著陸點上1 m，起造斜著陸作用；三開為水平段鉆進，是水平井的產(chǎn)氣段。

二開造斜段不超過7（°）/30 m，其中造斜段在70°左右要求約30 m 造斜度數(shù)不超過3（°）/30 m，三開水平段不要超過4（°）/30 m。

6）提高質(zhì)量要求。水平井深≤1 000 m 時，二開著陸點位置偏差不得大于20 m；水平井深＞1 000 m時，偏差不得大于30 m。三開水平段長度≤500 m時，靶區(qū)橫向偏移不得大于10 m；500 m＜水平段長度≤1 000 m 時，橫向偏移不得大于15 m；水平段長度＞1 000 m 時，橫向偏移不得大于20 m。

4 鉆井過程優(yōu)化

4.1 鉆井設(shè)備

1）鉆機及配套設(shè)備。鉆機的選擇要滿足以下基本條件：①研究區(qū)水平井單井總長度在2 000 m 以上，②同一井場先后可完成導眼井、以3 號煤為目的層的水平井以及以15 號煤為目的層的水平井。尤其是以3 號煤為目的層的水平井以及以15 號煤為目的層的水平井屬于同一井場，但不是同一井眼，這就要求鉆井設(shè)備要具有方便移動的特點。因此，研究區(qū)煤層氣水平井鉆井施工采用帶軌道整體可平移式石油ZJ30、ZJ40 鉆機或者機動性比較強的全液壓車載鉆機。充分考慮水平井鉆井液固相顆粒不利于儲層的保護以及鉆井安全，研究區(qū)采用四級固孔方案，分別為振動篩、除砂器、除泥器和離心機。

2）螺桿鉆具。根據(jù)地層傾角以及設(shè)計所需要的螺桿造斜能力，研究區(qū)二開普遍采用?236 mm 螺旋扶正器的5LZ185×7.0-5 1.5°單彎螺桿，三開普遍采用?146 mm 螺旋扶正器的7LZ127×7.0-4 1.5°單彎螺桿。

3）隨鉆測量裝置。由于成本原因，煤層氣地質(zhì)導向技術(shù)所用設(shè)備、儀器較常規(guī)油氣井簡單，一般只需要能夠測量上下雙伽馬即可。因此，研究區(qū)煤層氣水平井鉆井施工多采用EMWD(帶方位伽馬)無線隨鉆測量系統(tǒng)。無線傳輸方式又分為泥漿脈沖、電磁波和聲波3 種[10-12]，研究區(qū)普遍采用較為先進的電磁波脈沖加無磁鉆鋌方案。

4.2 鉆井液

以保護儲層為前提，研究區(qū)鉆井液體系以水基鉆井液為基礎(chǔ)，通過添加劑的正交實驗，最終確定適合研究區(qū)的水平井鉆井液體系。

羧甲基纖維素鈉（CMC）：起降低失水量、提高鉆井液粘度、使井壁形成薄而堅，滲透性低的濾餅的作用。同時，能使鉆機得到附加初切力，使泥漿易于放出裹在里面的氣體，把碎屑很快沉淀于泥漿池或固控中[13-15]。

褐煤樹脂（SPNH）：主要起降失水量的作用，是目前鉆井液處理劑中降失水性能較優(yōu)越的產(chǎn)品。

高粘防塌劑（PAM）：是一種高分子量且分子鏈很長的橋聯(lián)型防塌劑，起保護井壁，防止地層坍塌的作用。

廣譜護壁劑（GSP）：主要起抑制井壁膨脹縮徑作用，具有良好的吸附充填加固井壁的功能。同時，可在適度增加黏度的條件下，顯著降低失水量，可降低鉆頭扭矩，防止粘附卡鉆[16-18]。

以上述4 種鉆井液中基本的添加劑進行鉆井液正交試驗（表1），得到不同配比條件下的鉆井液物理參數(shù)（?600 和?300 分別為600 r/min 和300 r/min 下直讀式黏度計的讀值）。根據(jù)這些參數(shù)最終確定了不同階段的鉆井液配方：

表1 鉆井液正交試驗結(jié)果Table 1 Results of drilling fluid orthogonal experiment

一開鉆井液配比采用：5.0%～7.0%膨潤土+0.1%～0.2%燒堿+0.1%～0.2%純堿+0.1%～0.3%聚合物包被抑制劑+0.2%～0.5%CMC。其中聚合物包被抑制劑主要用于抑制鉆屑或黏土分散和膨脹，因為一開地層主要為未固結(jié)的松散黏土。

二開鉆井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC。

三開鉆井液配比采用：清水，可根據(jù)實際情況添加少量廣譜護壁劑。護壁劑不是三開鉆井液的基本配方。

鉆井液密度既要能夠順利返出巖屑，又不能破壞儲層。根據(jù)多次實驗結(jié)果，研究區(qū)采用：井斜不足35°，鉆井液密度不得超過1.06 g/cm3；井斜在36°～43°，鉆井液密度不得超過1.11 g/cm3；井斜超過44°，鉆井液密度不得超過1.15 g/cm3。

4.3 井眼軌跡控制

井眼軌跡控制是鉆井過程中最重要的一個環(huán)節(jié)，為提高井眼軌跡控制質(zhì)量，研究區(qū)采取了以下措施：

4.3.1 彎曲段井眼軌跡控制

彎曲段指的是從垂直段開始増斜至著陸前的部分，按照是否増斜分為第一増斜段、穩(wěn)斜段和第二増斜段。彎曲段的井眼軌跡能否控制好是鉆井能否按照預(yù)計精準著陸的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，需要從以下幾個方面來進行井眼軌跡控制：①合理選擇鉆孔的造斜點深度和増斜度數(shù)。在増斜鉆井過程中，有兩條紅線，一是造斜點深度不能小于100 m，二是増斜度數(shù)不能超過6（°）/30 m。同時，為了提高有效進尺，還需要盡量降低靶前距。研究區(qū)3 號煤和15 號煤的埋深一般在700～900 m，限定條件水平段軌跡選擇地層傾角不超過6°，靶前距不超過400 m。根據(jù)地質(zhì)資料，運用compass 軟件進行鉆井軌跡計算，確定研究區(qū)増斜度數(shù)在4（°）/30 m～6（°）/30 m，靶前距在340～370 m。第一增斜段和第二增斜段増斜度數(shù)一致，穩(wěn)斜段保持70 m 不増斜。②適時進行軌跡監(jiān)測和軌跡計算，保證井眼軌跡圓滑，減少摩阻扭矩。這一步是保障工程質(zhì)量的重要前提，首先如果不能保證井眼軌跡圓滑和減少摩阻扭矩，則會造成起下鉆具和后期下套管不暢，甚至造成井下事故；其次適時進行軌跡監(jiān)測和軌跡計算是保障鉆井軌跡按照設(shè)計要求完成的重要技術(shù)支撐，確保鉆井保質(zhì)完成。③了解當前鉆頭的方向參數(shù)及待鉆井眼的延伸趨勢并預(yù)判軌跡走向。根據(jù)當前鉆頭的方向參數(shù)及待鉆井眼的延伸趨勢來預(yù)判軌跡走向的目的在于分析軌跡走向是否能夠滿足嚴格按照設(shè)計目的以及工程安全等的要求。預(yù)判軌跡走向還包括地層的預(yù)判、預(yù)計軌跡幾何形態(tài)以及判斷鉆具的工作狀態(tài)是否能夠滿足繼續(xù)施工的要求等。④控制軌跡井斜范圍能夠滿足巖屑順利上返。沉砂卡鉆是造成水平井的安全事故最重要的原因之一，造成沉砂卡鉆主要是由于巖石破碎程度不足以及鉆井方案不合適。鉆井方案不合適表現(xiàn)為：局部井斜過大、鉆井井徑過大以及鉆井泥漿參數(shù)不當?shù)?。在鉆井軌跡方面，局部井斜過大會導致巖屑不能順利上返、形成巖屑床、造成局部摩阻增大、發(fā)生沉砂卡鉆。因此，在彎曲段鉆進過程中，要全程控制軌跡井斜范圍。

4.3.2 著陸時井眼軌跡控制

著陸時井眼軌跡控制要從以下4 個方面來進行：

①略高勿低。應(yīng)按照比計算值高10%～20%的造斜率來選擇造斜工具。例如設(shè)計計算的造斜率為5.4（°）/30 m，則選用的造斜工具的造斜率最低應(yīng)為5.94（°）/30 m。按照二開著陸井眼直井為241.3 mm計算，則至少要選用45＇的單彎螺桿，因為不同廠商生產(chǎn)的45＇的單彎螺桿在該工況下理論造斜率最低為6（°）/30 m。②早扭方位。井斜角的大小直接影響了軌跡的控制，尤其是對方位的控制[19]。大量實踐表明，井斜角在15°～40°時，能有效的調(diào)整井斜角和方位，而后隨著井斜角的增大，井斜角和方位調(diào)整的難度逐漸增大。研究區(qū)著陸時井斜角基本在90°左右，因此，在軌跡預(yù)測的基礎(chǔ)上要盡早完成方位的調(diào)整。在實際過程中，要加強對對孔斜方位的動態(tài)監(jiān)測。③先高后低。在著陸時實鉆造斜率高于設(shè)計造斜率時，利于軌跡控制，反之則困難[20-21]。這是因為當螺桿本身無造斜時，螺桿會由于本身自重有向下造斜的趨勢。所以，當實鉆造斜率高于設(shè)計造斜率，需要降低造斜率時，螺桿可以在自身造斜率和向下自重影響下快速降斜。反之，需要増斜時，實際造斜率會小于自身造斜率。④嚴格控制著陸點垂深。在著陸時，由于井斜角接近90°，鉆井軌跡接近水平，垂深上的誤差就需要通過長距離的無效進尺來修正，也就是說垂深上的誤差將會放大鉆井軌跡控制的質(zhì)量。因此，因此要嚴格控制著陸點的垂深。

4.3.3 著陸后水平段井眼軌跡控制

著陸后水平段井眼軌跡控制要從以下幾個方面來進行：

1）鉆具平穩(wěn)。鉆具平穩(wěn)才可以在很大程度上降低井眼在設(shè)計軌跡周圍的偏移量，從而減少孔眼軌跡調(diào)整的工作量，保障井眼軌跡順滑。

2）靠近煤層中上部延伸。從利于鉆孔施工和后期井眼安全的角度出發(fā)，要求水平段的軌跡盡量在靠近煤層的中上部延伸。如果井眼軌跡靠近下部，井眼上部的煤層容易坍塌堵塞井眼，造成鉆具被埋或后期無法下套管等安全問題。

3）鉆-錄-定導一體化綜合分析。由于成本原因，煤層氣地質(zhì)導向技術(shù)所用設(shè)備、儀器較常規(guī)油氣井簡單，但由于煤田地質(zhì)勘探的精度及煤系地層小構(gòu)造發(fā)育狀況，煤層氣水平井地質(zhì)導向技術(shù)難度較大，主要通過兩個方式實現(xiàn)：巖屑錄井+鉆時錄井與頂?shù)装逑啾容^，煤層機械強度較低，進尺較快，通過鉆時及巖屑分析，實時修正地層剖面。氣測錄井一般而言，在煤層中鉆進時，氣測顯示全烴及甲烷較為明顯，通過氣測實時數(shù)據(jù)，可判定鉆頭是否在煤層中鉆進。鉆-錄-定導水平段鉆進時最重要的是當鉆頭出煤層時判斷是頂出還是底出。當鉆頭將要出煤層時，鉆進速度會顯著降低，氣測值明顯降低，這個時候需要進一步降低鉆進速度，甚至穩(wěn)鉆頭不進尺，等待定向設(shè)備的雙伽馬值返回定向控制房。由于泥巖的自然伽馬明顯高于煤層，如果上伽馬值明顯增加，則可判斷為頂出，反之下伽馬值明顯增加，則為底出。

4）地層傾角分段預(yù)測。地層傾角在軌跡延伸方向上，絕大部分傾角是有變化的，即地層有起伏。因為水平段，井斜角接近水平，井斜調(diào)整相對需要較長的無效進尺，所以就要求必須提前預(yù)判地層走勢，從而提前調(diào)整井眼軌跡，最大程度保障鉆井軌跡在煤層中的有效段。這就需要考慮在水平井井眼軌跡的延伸方向，根據(jù)周邊井的任意兩點對應(yīng)的煤層底板標高及相對距離，計算出兩點之間的地層傾角。

5 應(yīng)用實例

以ZH-L36 井為例，該井布置在鄭莊區(qū)塊東南部ZH-044 井場附近，與鄭莊區(qū)塊主應(yīng)力方向成30°，以3 號煤層為目的煤層。收集周圍井的測井資料，中部煤體物性較好，煤層在中下部普遍有一層夾矸，水平段軌跡要求在中偏上部鉆進。根據(jù)周邊4 口鉆井的3 號煤層及頂?shù)装逦镄院蜏y井數(shù)據(jù)，結(jié)合煤層底板等高線圖，3 號煤層自西向東標高逐漸降低，呈下傾趨勢。鉆遇3 號煤層時傾角大約為-0.23°（89.77°）。根據(jù)周圍井的地質(zhì)資料，設(shè)計了鉆井軌跡和具體參數(shù)（圖2、表2）。

表2 ZH-L36 井設(shè)計井眼軌跡剖面數(shù)據(jù)Table 2 Data of Well ZH-l36 design trajectory profile

圖2 ZH-L36 井設(shè)計井眼軌跡垂直剖面Fig.2 Vertical profile of well ZH-L36 design trajectory

圖中A、B 為靶點，井身結(jié)構(gòu)采用三開設(shè)計：

1）一開采用?311 mm 鉆頭鉆入穩(wěn)定基巖10 m，下J55 鋼級?273 mm 表層套管，固井水泥返至地面。

2）二開采用?241.3 mm 鉆頭鉆入目的煤層，下J55 鋼級?193.7 mm 技術(shù)套管至目的煤層頂板3～5 m，固井水泥返至地面。

3）三開采用?171.4 mm 鉆頭鉆進，沿目的煤層鉆進至設(shè)計井深完鉆。

根據(jù)地質(zhì)情況，結(jié)合鉆機性能，設(shè)計了鉆井液性能（表3）以及鉆井液采用的方案為：

表3 鉆井液性能要求Table 3 Requirements of drilling fluid performance

一開鉆井液配比采用：5.0%～7.0%膨潤土+0.1%～0.2%燒堿+0.1%～0.2%純堿+0.1%～0.3%聚合物包被抑制劑+0.2%～0.5%CMC。二開鉆井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC，添加適量潤滑劑防止鉆頭被鉆屑包裹。三開鉆井液配比采用：清水，添加適量成膜劑和護壁劑。

以鉆井設(shè)計為依據(jù)，鉆井軌跡優(yōu)化方案為實施原則，井深337 m 開始造斜，井斜角變化率為4（°）/30 m，764.83 m 進入穩(wěn)斜段，井斜角為61.30°，797.31 m 進入第二増斜段，井斜角變化率仍然為4（°）/30 m。鉆至881.06 m，根據(jù)鉆-錄-定導一體化綜合分析，判斷目的煤層垂深要比預(yù)計垂深要大，遂降低井斜角變化率變?yōu)?（°）/30 m。為防止實際垂深再次與判斷偏差較大，現(xiàn)場決定以85°探煤著陸，最終在993 m 以85.63°著陸。

進入水平段，由于地層起伏較大，因此需要借助鉆-錄-定導一體化綜合分析，以觸及或穿過夾矸、頂板和底板為判斷依據(jù)，分段計算地層傾角，并指導后續(xù)穩(wěn)斜井斜角。具體過程如下：

鉆至井深1 038 m，下穿夾矸，判斷鉆井井斜角小于地層傾角，井斜角變化率遂調(diào)整為4°/30 m 増斜。鉆至1 057 m 觸底，井斜角為88.3°，繼續(xù)増斜。鉆至1 130 m 再次觸底，井斜角為94.82°，繼續(xù)増斜。鉆至1 176 m，上穿夾矸，判斷軌跡上行，開始降斜鉆進，根據(jù)夾矸在煤層中大于位于距底1 m 左右的位置以及鄰近煤層標高，計算該段地層傾角為89°，井斜角變化率遂調(diào)整為降斜2（°）/30 m。鉆至1 242 m，井斜角為89°，井眼軌跡為下行，與計算地層傾角一致，改為穩(wěn)斜鉆進。鉆至1 357 m，下穿夾矸，判斷軌跡井斜角比地層傾角小，開始增斜鉆進，根據(jù)夾矸在煤層中的位置以及鄰近煤層標高，計算該段井地層傾角為89°，再次計算該段地層傾角為97°，井斜角變化率遂調(diào)整為增斜2（°）/30 m。以此類推，直至鉆井完成，最終煤層鉆遇率達到99%，實鉆軌跡剖面如圖3所示。

圖3 ZH-L36H 水平段實鉆軌跡剖面Fig.3 Actual drilling track profile of ZH-L36H horizontal section

壓裂作業(yè)中，壓裂點選在盡可能在煤層中部，避開頂板、底板、夾矸等井段，選擇煤層中泥質(zhì)含量相對較低的區(qū)域進行壓裂（選擇低自然伽馬的煤層段）?？紤]周圍已經(jīng)壓裂的鄰井距離，防止壓穿。避開陷落柱、斷層等地質(zhì)構(gòu)造，最終選擇了7 個壓裂點，壓裂方式為噴槍射流壓裂方式。根據(jù)該區(qū)塊整體性儲層特征，確定壓裂液配方如下：壓裂施工液體：活性水（清水+1.0%氯化鉀），噴砂射孔液體：滑溜水（清水+0.12%降阻劑）。攜砂液階段環(huán)空排量為5.5 m3/d，砂比由最初的6%均勻增加至最終的18%。壓裂后產(chǎn)氣量達4 萬m3/d。

6 結(jié) 論

1）3 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東45°～60°，南西225°～240°；15 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東60°～75°，南西240°～255°。15 號煤水平最大主應(yīng)力方向與3 號煤的相差15°左右。

2）3 號煤層厚度橫向變化不大，僅在區(qū)塊南部見煤厚小于4 m 的較小塊段，在區(qū)塊的中西部分別出現(xiàn)了6.78、6.87 m 的煤厚極值，其他塊段煤厚基本都在5～6 m。15 號煤層厚度在橫向上總體較穩(wěn)定，一般為4～5 m，僅局部塊段變化較大，煤層結(jié)構(gòu)較為復雜。

3）3 號煤層和15 號煤層含氣量由區(qū)塊南部向北部略有增加的趨勢，呈現(xiàn)北東向展布的相對富集區(qū)（含氣量20 m3/t 左右）間夾小面積零星分布的相對低含氣量區(qū)（含氣量17 m3/t 左右），只是這種趨勢受到上述煤層氣含量橫向變化的較大干擾。

4）優(yōu)化鉆井體系主要從鉆井設(shè)計方案優(yōu)化和鉆井過程優(yōu)化2 個方面來實施。鉆井設(shè)計方案優(yōu)化主要包括：鉆井設(shè)計理念的優(yōu)化、井位優(yōu)化和鉆井軌跡設(shè)計優(yōu)化。鉆井過程優(yōu)化主要包括：鉆井設(shè)備優(yōu)化、鉆井液體系優(yōu)化和井眼軌跡控制。ZH-L36 井運用優(yōu)化后的鉆井體系，最終煤層鉆遇率達到99%，壓裂后產(chǎn)氣量達4 萬m3/d。