煤层气L型水平井录井综合导向技术应用研究

黎 铖 姜维寨 张君子 张秀峰 廖可鹏 周 旖

(中国石油渤海钻探工程有限公司第二录井分公司，河北 062552)

煤层气L型水平井录井综合导向技术应用研究

黎 铖 姜维寨 张君子 张秀峰 廖可鹏 周 旖

(中国石油渤海钻探工程有限公司第二录井分公司，河北 062552)

通过分析山西煤层气L型井施工的技术特点，总结L型水平井导向技术流程，建立着陆导向和水平段导向两个阶段的井眼轨迹调控模型，形成了现场导向时极具可操作性的煤层气L型水平井导向技术方法。2015年在现场实施应用5口井，取得了煤层钻遇率提高5.72%、钻井周期缩短1.35天的良好应用效果。

地质导向 地层对比 煤层气 地层倾角 MWD

1 煤层气L型井施工技术特点

1.1 着陆点预测与水平段导向难度更大

煤层气水平井施工区域井控程度相对较低，以物探和有限的邻井资料为主要依据的施工设计不足以指导整个水平井的钻探。实钻表明，多分支井、U型井和山字型井等井型的施工，依靠井组近端或远端的洞穴井资料结合实钻井资料重新对施工轨迹进行优化设计与调整后，对整个水平井的导向具有重要指导作用。而L型水平井由于其井型特点，缺少了洞穴井，造成着陆点预测精度有限，实现一次性“软着陆”难度加大，并且水平段轨迹重新设计后仍然无法对施工起到有效指导，导向难度增加。

1.2 水平段井眼轨迹控制精度要求更高

L型水平井比其它类型水平井轨迹控制精度要求更高。一方面，L型水平井一般垂深浅、曲率半径小、设计水平段长800～1000m，钻至水平段后期往往出现井下钻具摩阻大、扭矩高、托压严重而无法定向钻进，造成井眼轨迹调整困难，较高的轨迹控制精度可以规避地层倾角频繁小幅度变化；另一方面，L型水平井采取下钢筛管的完井方式，与U型井下PE筛管、多分支井和山字型井裸眼的完井方式相比对井眼轨迹质量要求更高，给导向轨迹调整与控制提出了更高要求。

图1 地层倾角与着陆点计算示意图

1.3 低成本随钻仪器条件下导向施工更难

受口井投资额度的限制，目前L型水平井一般使用MWD+360°GR随钻仪器组合，与国外或合资公司使用的EM-MWD随钻仪器相比具有伽马无方向性、测量盲区长等劣势。在煤层厚度变化大、内部无明显稳定标志特征的区块使用表现出一定的不适应性，极大的增加了导向施工的难度。

2 L型井导向技术方法

2.1 L型井导向施工操作流程

通过总结今年以来所钻L型水平井的施工方法与步骤，并结合往年其它水平井导向施工的经验，形成了针对山西沁水盆地L型水平井的导向操作流程。

(1)通过邻井的地层对比分析，确定纵向上距离目的煤层较近、沉积稳定、易于识别的岩电标志层。沁水盆地以3号煤层为目的煤层的水平井可以选择山西组顶界、1号、2号煤线等作为标志层；以15号煤层为目的煤层的水平井可以选择3号煤层、太原组四套灰岩作为标志层；

(2)实钻中依靠录井、随钻测井等手段卡准以上标志层，不断计算每一个标志层地层倾角，并以此作为下伏标志层和目标煤层的地层倾角，计算预测下一标志层深度和着陆点深度；

(3)根据实际钻遇结果，判断标志层和着陆点计算预测深度与设计吻合程度，若吻合较好，则按设计轨迹施工；若吻合较差，结合剩余靶前距和工程施工工具轨迹控制能力，适时对着陆轨迹进行调整，直至煤层着陆；

(4)对比分析邻井煤层内部及顶底板岩电性特征，划分煤层内部和顶底板的特征单元。3号煤层一般可以划分为顶板泥岩、顶煤、顶矸、好煤、中矸、中煤、底矸、底煤、底板泥岩；15号煤层一般可以划分为顶板灰岩、好煤、底矸、底煤、底板泥岩；

(5)根据以上划分的煤层特征区间，确定煤层内部导向标志和顶底出特征及判断依据，实钻中跟踪随钻参数，判断轨迹在煤层中的位置，通过水平段轨迹控制模型对施工轨迹加以调整与控制，直至完成整个水平段钻进。

2.2 地层倾角与着陆靶点计算

地层倾角是水平井着陆和水平段导向所需要的关键参数，其预测方法主要有地层倾角测井、地震资料预测、邻井井间预测、构造等高线预测以及实钻井标志层计算预测等方法。L型水平井由于其邻井少，构造落实程度有限，通过多种方法预测并应用发现，实钻井计算预测的地层倾角对着陆轨迹的指导意义较大。下面是实钻计算预测地层倾角和着陆靶点的方法(如图1)。

(1)

H=H2+h2+tanα×(L-L2)

(2)

H=H2+h2-tanα×(L-L2)

(3)

当地层下倾时(如图1左)，由公式(1)、(2)可计算地层倾角和着陆点垂深；

当地层上倾时(如图1右)，由公式(1)、(3)可计算地层倾角和着陆点垂深。

式中，

L1、L2：钻遇标志层一、标志层二的位移；

H1、H2：钻遇标志层一、标志层二的垂深

h1：标志层一到标志层二的地层厚度；

h2：标志层二到目的层的地层厚度；

L：设计靶前距；

H：预测着陆点垂深；

α：地层倾角。

2.3 着陆轨迹控制模型

总结近年来煤层气着陆轨迹调整方式与施工经验，为避免因煤层埋深变浅或变深，导致轨迹提前着陆来不及上调而底出煤层或滞后着陆甚至着陆失败，建立了煤层上倾和下倾两类4种着陆轨迹控制模型，如图2所示。

图2 着陆轨迹控制模型

轨迹上调模型：以目的层为3号煤层为例，15号煤层轨迹调整思路与3号煤层一致。通过水平井钻遇1号煤线(2号煤线)标志层时地层对比预测，发现3号煤层埋深比设计高，继续按设计轨迹钻进会提前着陆，由于井斜角太小，造成轨迹来不及增斜而底出煤层。这种情况下轨迹调整方法是：在设计允许的狗腿度范围内，增大轨迹造斜率快速增斜上调轨迹。调整幅度以保证入层后轨迹增斜调平过程中不底出煤层为最小幅度(如图2左，着陆点A2)，以上调轨迹至设计靶前位移处着陆为最大调整幅度(如图2左，着陆点A1)。

轨迹下调模型：仍以目的层为3号煤层为例，15号煤层轨迹调整思路与3号煤层一致。通过水平井钻遇1号煤线(2号煤线)标志层时地层对比预测，发现3号煤层埋深比设计低，继续按设计轨迹钻进会推迟着陆甚至迟迟无法着陆而降斜下探油顶，这无疑增加了靶前位移，浪费了水平段长度，同时影响井眼轨迹质量。为避免这种着陆方式，轨迹调整方法是：以保证着陆轨迹流畅、圆滑，不降斜为基本原则，降低轨迹造斜率缓慢增斜或稳斜下调轨迹。调整幅度为达到设计靶前位移时着陆，并且井斜角与地层倾角的角差要合适，保证着陆后轨迹增斜调平过程中不底出煤层(如图2右，着陆点A1)；如果轨迹调整无法同时满足着陆位置和着陆角度要求时，先满足着陆角度要求，着陆位置适当后移，增加少量靶前距(如图2右，着陆点A2)。

2.4 水平段轨迹控制模型

根据煤层内部特征以及井轨迹自然增斜趋势，以优化井眼轨迹质量，加快钻井速度为原则，提高煤层钻遇率为目的，建立了水平段层内轨迹控制、顶出轨迹控制和底出轨迹控制3种水平段轨迹控制模型，如图3所示。

图3 水平段轨迹控制模型

层内轨迹控制模型：在煤层内部选取上下两处跟踪参数差异明显，且距顶底板都有一定距离的范围作为导向轨迹控制区间。轨迹着陆后，控制井斜角略小于地层倾角(一般小2°左右，视复合钻进自然增斜趋势而定)复合钻进向控制区间下边界缓慢靠近，钻遇区间下边界时井斜角与地层倾角基本相等，继续复合钻进至井斜角略大于地层倾角(一般大0.5°左右)向控制区间上边界缓慢靠近，钻遇区间上边界时开始定向钻进控制井斜角略小于地层倾角，以此反复，完成整个水平段钻进(如图3上)。

顶出轨迹控制模型：当轨迹顶出煤层后，在保证井下安全和井眼轨迹质量要求的前提下以最大造斜率降斜至井斜角小于地层倾角3°～5°，向下追踪煤层，顶进煤层后按层内轨迹控制方法钻水平段(如图3中)。 底出轨迹控制模型：当轨迹底出煤层后，在保证井

下安全和井眼轨迹质量要求的前提下以最大造斜率增斜至井斜角大于地层倾角2°～3°，向上追踪煤层，底进煤层后按层内轨迹控制方法钻水平段(如图3下)。

3 应用效果

2015年，录井综合导向技术在山西煤层气应用5口L型水平井，取得了平均水平段长827m，平均钻速18m/h，平均钻遇率94.42%的技术指标，与2014年相比在提高煤层钻遇率、加快钻井速度，缩短钻井周期等方面效果显著，见表1。其中F71P4井是樊庄区块首口采用二开井身结构和φ216mm大井眼(该区块以往水平井都采用φ152mm和φ120mm井眼)的煤层气水平井，煤层极易垮塌造成井下复杂，导向轨迹调控对井眼轨迹质量和煤层钻遇率均有较高要求，录井综合导向技术的应用使得本井快速完成了990m水平段进尺，同时取得了96.97%的高钻遇率指标。

表1 煤层气水平井导向技术指标对比

注：表中数据来源于现场录井资料。

4 结论与建议

(1)L型井虽然为单支水平井，设计水平段长度比多分支水平井短，但是其导向施工难度不亚于其它井型，在着陆等关键阶段其难度更高，必须引起导向人员重视；

(2)着陆轨迹控制模型和水平段轨迹控制模型是煤层气多口水平井施工经验和导向轨迹控制方法的提炼总结；

(3)针对15号煤层厚度薄，内部标志不稳定的特点，结合现阶段15号煤层导向施工效果，认为低精度MWD+GR的导向工具组合在15号煤层中表现出一定的不适应性，建议使用测量盲区较短的方向伽马随钻仪器。

[1] 姜维寨,黎铖等. 煤层气EM-MWD导向方法应用探讨[J].中国煤层气,2014,11(5):31-35.

(责任编辑 王一然)

Research on Steering Technology of Comprehensive Mud Logging for L-type CBM Horizontal Well

LI Cheng, JIANG Weizhai,ZHANG Junzi, ZHANG Xiufeng, LIAO Kepeng, ZHOU Yi

(No.2 Logging Branch of Bohai Drilling Engineering Co., Ltd., CNPC, Hebei 062552)

By analyzing the technical characteristics of L-type CBM well construction in Shanxi, the paper summarizes the flow of steering technology for L-type horizontal well, establishes the well path control models based on the two sections of landing geo-steering and horizontal geo-steering, and forms the steering technology with the operability for L-type horizontal well. With the onsite implementation of 5 wells in 2015, this technology has achieved good effect of increasing the drilling rate of coal seam by 5.72% and reducing the drilling cycle by 1.35 days.

Geo-steering; comparison of strata; CBM; formation dip; MWD

黎铖，男，资源勘查工程专业，工程师，现主要从事地质导向技术研究与应用工作。