织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

李红伟， 张　斌

(中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京 210031)



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织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

李红伟， 张斌

(中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京 210031)

摘要：织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题，为此，在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上，从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究，并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻，水平段长500.00 m，水平位移818.98 m，最大井斜角97.6°，钻遇煤层293.00 m，煤层钻遇率58.6%，远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%)，且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明，采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题，可以在织金区块推广应用。

关键词：煤层气；大位移井；水平井；井身结构；井眼轨迹；织金区块；织平1井

织金煤层气区块煤层多而浅，煤层气资源丰富，通过前期的勘探开发实践，已经基本形成了一套适合该区块煤层气勘探开发的工程技术，尤其是水平连通井技术已成为开发该区块煤层气的主要技术。但水平连通井技术相对复杂，需同时钻一口直井和一口水平井连通，钻完井成本相对较高[1-2]。J形水平井是在V形、U形和多分支等水平连通井基础上衍生出的一种特殊井型，因为其井眼轨迹投影侧视图类似于平躺略上翘的英文字母“J”，所以命名为J形水平井。J形水平井与V形、U形和多分支等水平连通井的区别是在水平段低点(A靶点)下入射流泵排采，替代水平连通井中的排采直井。J形水平井与水平连通井相比，减少了一口排采直井和穿针对接、连通井特殊固井等复杂工艺，可大幅降低钻完井成本。因此，中国石化进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究，并顺利钻成了J形大位移水平井——织平1井。

1地层岩性

织金区块位于黔中隆起珠藏次向斜北西翼宽缓区，整体构造稳定，断裂不发育，主要钻遇第四系，下三叠统飞仙关组，二叠系上统长兴组、龙潭组及峨眉山玄武岩组地层。龙潭组下段地层是主要含煤储层，其中23号煤层变质程度高，属高阶煤，厚度较大，分布稳定，是该区块煤层气勘探主力目的煤层。该区块地层岩性具有以下特点：

1) 第四系为表层土壤层，主要有坡积、残积及崩塌堆积，地层松软，易垮塌。

2) 下三叠统飞仙关组地层以灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该组地层出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育，易水侵、易漏失。

3) 23号煤层属块状碎裂煤层，平均厚度2.3 m，顶板岩性为粉、细砂岩互层，底板岩性为深灰色粉砂岩，局部有砂质泥岩。

4) 煤层裂缝较发育。

2技术难点

1) 二开完钻封固点垂深难以确定。J形水平井技术套管设计封固至23号煤层顶(垂深)以上2 m处，但是待钻煤层上翘、实际井眼轨迹下倾，两者相向而行，且水平段延伸方向的煤层存在一定的视倾角，易变化，煤层顶界垂深预测有一定误差，所以对二开完钻封固点垂深精度要求高，稍有误差，就会钻穿目的煤层，导致固井水泥浆压碎待钻煤层，造成三开水平段钻进煤层时出现井眼垮塌[3]。

2) 有效煤层薄、脆。龙潭组23号煤层薄，厚度由A靶点的1.75 m向B靶点逐步减少至0.80 m，平均厚度1.00 m，且存在一定的视倾角，精确控制井眼在厚1.00 m的煤层内穿行，难度很大。煤层比较脆，且有互相垂直的天然裂缝，钻进中极易发生井眼垮塌、卡钻等井下故障，甚至导致井眼报废[4]。

3) 预测井眼轨迹参数困难。由于EMWD测斜仪为非近钻头测量仪，测量到的井眼轨迹参数相对滞后，选择滑动钻进和复合钻进的比例比较困难，EMWD测斜仪的测斜零长为11.65 m，假如在测斜盲段井斜角变化0.1°，垂深即波动0.02 m，在这种情况下，要在厚度1.00 m的煤层中钻长500.00 m的水平段难度很大。

4) 水垂比大，钻压难以有效传递。织金区块主力煤层埋藏比较浅(埋深360.00 m)，水平段长度超过500.00 m，水平位移达818.00 m，水垂比达2.24。水平段钻进过程中钻压难以有效传递，同时钻柱易发生疲劳破坏，导致出现井下故障。

5) 易形成岩屑床。岩屑上返过程中，由于水平段较长，岩屑在自重作用下下沉，很容易形成岩屑床，而且岩屑在钻进过程中被钻头反复切削后颗粒很细，很难从钻井液中清除。

6) 套管难以下入。由于J形水平井水垂比大于2.00且垂深只有360.00 m，无法靠自重顺利下入套管。

3关键技术

3.1井眼轨道优化设计

由于煤层一般较浅，在进行煤层气水平井井眼轨道设计时，需考虑以下因素：

1) 水平井眼入煤层的方位。根据三维地震剖面及邻井产层的倾角方向，确定水平井井口与B靶点的方向与距离[5]。

2) 由于J形水平井水垂比达2.24，应尽可能选择摩阻和扭矩小的井眼轨道。

3) 考虑到煤层井壁稳定性差，水平井眼要处于煤层的相对稳定部位，以利于安全钻进。

4) 由于水平段上翘，生产套管下人时摩阻最大点在A靶点，因此斜井段、水平上翘段应设计得尽可能圆滑。

织金区块J形水平井选用“直—增—水平上翘”三段式井眼轨道，造斜率选择6°/30m，有利于解决因水垂比大而钻压难以传递的困难，并且将着陆点控制在水平段预计点前20 m，方便在储层预测发生变化时及时调整井眼轨迹，确保按预定位置准确进入煤层。表1为织平1井井眼轨道设计结果。

3.2井身结构设计

煤层气J形水平井的井身结构设计与常规油气井有所不同，需考虑J形水平井后期的排水采气和煤层井壁的稳定性、技术套管下入等因素：

表1　织平1井井眼轨道设计结果

1) 煤层承压强度低，下入技术套管固井时要考虑防止将煤层压裂。

2) 从排水采气的角度考虑，必须对煤层上部出水量大的地层进行封堵。

3) 水平井段井径需考虑井壁的稳定性及工具仪器的配套性。

4) 设计采用三开井身结构，技术套管下至23号煤层顶部，以防止裸眼段过长、摩阻系数较大，导致生产套管下入困难。

综合考虑上述因素，J形水平井的井身结构设计为：

一开采用φ444.5 mm钻头开孔，钻过上部易漏失地层后，下入φ339.7 mm表层套管并固井，水泥浆返至地面；

二开采用φ311.1 mm钻头钻进，钻至距23号煤层顶2.00 m处完钻，下入φ244.5 mm技术套管并固井，水泥返至地面；

三开φ215.9 mm钻头与LWD配合，增斜钻至着陆点。着陆后根据LWD测井数据控制水平段井眼轨迹，确保水平井眼在目的煤层有效延伸。完钻后下入φ139.7 mm套管并固井，水泥返至技术套管鞋以上200.00 m。图1为J形水平井井身结构示意图。

图1　J形水平井井身结构示意Fig.1　The casing program schematic of J-shaped horizontal well

3.3井眼轨迹控制技术

在分析织金区块地质特性、钻井设计的基础上，充分利用随钻测量、测井和录井等资料实时识别岩性，并根据已钻邻井测井资料解释结果找出目标煤层的地质特征，作为比对参照建立地质导向参数预测模型，提供可靠的岩性解释依据。通过对比分析确定钻进过程中钻头的钻进方向及在目标层中的位置，实时调整井眼轨迹，使其尽可能在煤层物性较好的层位钻进[6-7]。

3.3.1井眼轨迹控制方法

J形水平井钻井过程中通常把煤层上下岩性较稳定的泥岩、致密顶底板作为判断钻头上、下倾的标志层，同时结合返出钻屑、钻时变化、综合录井等相关参数分析钻头是否在目标层中穿行。根据地质参数(地层产状、岩性、物性和流体性质)和一些必要的工程参数(地层压力)，能够实时监测和跟踪地质目标，并在三维地质环境中调整或修正井眼轨迹，使钻头沿着煤层物性最佳的层位钻进。

J形水平井井眼轨迹控制综合分析流程如图2所示。

3.3.2三维地质导向技术

根据区域地震资料处理信息可初步了解地层产状、煤层展布，并能获得所钻区块煤层的连续性、地层倾角、倾向等地层参数。此外，还可把J形水平井的井眼轨迹投影到三维地震测线处理图上，根据区域煤层等高线和邻井测井解释结果获取待钻煤层倾角，判断井眼轨迹是否在目的煤层的最佳位置，从而进行井眼轨迹调整。

煤层气J形水平井井眼轨迹控制方法和三维地质导向技术可以解决二开完钻封固点难以确定、水平段有效延伸的难题，同时可避免或减少钻进过程中由于岩性解释造成误判，导致煤层井段反复造斜修正井眼轨迹引起的井下垮塌等复杂事故，进一步降低钻进脆性煤层时的垮塌风险。

3.4井眼清洁技术

1) 选择合适的钻井液排量。钻进易坍塌地层时，在满足携岩的前提下，应尽可能降低排量，以利于保持井壁稳定；钻井液携岩效果较差时，应尽可能提高排量，以有利于井眼净化，解决起下钻阻卡和沉砂问题；在兼顾携岩和井壁稳定的同时，应确保井底压力小于地层破裂压力，以防压漏煤层。

图2　煤层气J形水平井井眼轨迹控制综合分析流程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统。钻井液循环出井口后使用振动筛、除砂器、除泥器、清洁器和离心机等机械设备，利用筛分和强制沉陷原理，将钻井液中的固相按密度和颗粒大小分离，达到控制固相的目的。建立钻井液沉降池，利用重力沉降进一步清除有害固相。

3) 起钻前进行充分循环，适当进行“短起下钻”。根据水平段钻进长度和振动筛上返岩屑情况，制定合理的短程起下钻措施，每次长提前先进行短程起下钻。短程起下钻之前合理提高钻井液排量和钻柱转速，缓慢上提下放钻柱，并充分循环钻井液，以达到破环岩屑床并将岩屑携带出井眼的目的[8]。

4) 利用EMWD监测环空压力。利用EMWD随钻测量仪监测井底压力，根据实钻时的环空井底压力变化特征判断井眼是否清洁，从而实现对井眼清洁情况的实时监控。

3.5生产套管下入技术措施

由于J形水平井水垂比大，套管靠自重无法顺利下入，因此下入生产套管时需要采取以下技术措施：1)采用漂浮接箍；2)水平段采用滚轮套管扶正器，用滚动摩擦代替滑动摩擦，减小水平段下入摩擦阻力，每10根左右套管安放一只滚轮扶正器；3)采用井口加压装置。

4现场试验

浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术在织平1井进行现场试验，并取得成功。

4.1织平1井概况

织平1井一开钻深63.36 m，表层套管下深62.00 m；二开钻至井深120.74 m后开始定向钻进，技术套管下深555.79 m；三开钻至井深1 105.00 m完钻，水平段长500.00 m，水平位移818.98 m，最大井斜角97.6°，钻遇煤层293.00 m，有效煤层钻遇率达58.6%，全井施工顺利，井下安全无事故，为后期排水采气提供了良好的井眼条件。

4.2煤层实时判别

伽马值是判断地层岩性的参数，通常不同地区煤层和围岩的伽马值不同[9-10]。通过已钻邻井织试2井得到顶板泥岩伽马值小于126 API(个别点超过138 API)，底板灰质砂质泥岩伽马值小于110 API，煤层伽马值最高可达56 API，在横向上变化不明显。该井钻井过程中，根据EMWD随钻测斜仪测得的高低边伽马值判断钻头位置：煤层伽马值为40 API，当高边伽马值降低速率远大于底边伽马值降低速率，说明钻头快钻遇上顶板，反之则快钻遇下底板；钻进水平段时，低边伽马值降低速率高于高边伽马值降低速率。当钻时明显降低、全烃明显上升时，确认钻至煤层，即按照地质要求适当增斜，保证钻头一直在煤层中穿行。

4.3生产套管的下入

为保证套管安全顺利下入，首先根据织平1井的井眼轨道设计计算了大钩载荷和摩阻，结果表明，生产套管下入过程中需要井口加压20～30 kN。该井下套管过程中方钻杆通过接头与套管相接，同时通过循环钻井液降低摩阻，最终该井生产套管顺利下入。

4.4经济效益分析

根据织金区块的实际试采情况，测算织金区块普通定向井的平均产能为1 000 m3/d。以织金区块23号煤层为目标层，数值模拟得到织金区块水平井长度与产量的关系，假设水平段长500.00～800.00 m，推算出织平1井的产能为5 000 m3/d，是普通定向井的5倍。当前，织金区块J形水平井的钻井成本分别为普通定向井的3.715倍、U形水平连通井的0.58倍。可见，采用J形水平井开发织金区块煤层气具有较大优势，并且随着该技术的逐步提高和完善，J形水平井钻井成本还会进一步降低，采用J形水平井规模开发煤层气的优势会更明显。

5结论与建议

1) 利用J形水平井钻井技术开发织金区块薄煤层，有明显的经济效益，值得进一步推广。

2) 煤层气J形水平井有其自身的一套工艺技术，在井眼轨道设计、井身结构设计、钻完井工艺等技术上与U形、V形及分支水平井设计与施工有所不同，要区别对待。

3) 对于薄煤层，井眼轨迹控制尤为重要，应引进近钻头地质导向随钻测量仪器，以提高井眼轨迹的控制精度。

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[编辑刘文臣]

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

中图分类号：TE243+.1

文献标志码：A

文章编号：1001-0890(2016)02-0046-05

doi:10.11911/syztjs.201602008

作者简介：李红伟(1977—)，男，江苏南京人，2008年毕业于石油大学(华东)石油工程专业，助理研究员，主要从事非常规油气钻完井技术研究。E-mail：sinopcelihw@163.com。

收稿日期：2015-12-08；改回日期：2016-01-14。