煤层气仿树形水平井钻井关键技术研究

张 波，倪元勇，盛 晨，崔树清，武正天，邱春华

(1.华北油田公司，河北 任丘 062552；2.长江大学，湖北 武汉 431000)

1 概 述

传统的煤层气裸眼多分支水平井大多是由1口工艺井与1口排采井构成的1个井组。工艺井在煤层内与排采井洞穴连通，并在煤层内延伸至设计长度，在水平段两侧钻若干分支。由于这种主支、分支以及工艺井与排采井连通的洞穴均在煤层中，存在较多问题[1-4]：①煤层的不稳定特性造成主支易坍塌失去排采通道；②主支、分支追求最大限度穿越煤层，当出现垮塌时，随即完钻而达不到煤层进尺设计要求，主支不可监测、不可重入、不可冲洗；③生产过程中，井眼坍塌堵塞排采通道，井眼无法实现管柱重入进行疏通作业；④排采直井洞穴易垮塌，导致排采设备难以准确下入预定排采深度；⑤由于煤层漏失压力小、易垮塌，完钻后或排采生产过程中洗井困难。为此，提出了“主支疏通、分支控面、脉支增产”的水平井设计理念，形成了一种新的仿树形水平井井型[5]。

仿树形水平井是一种主支建在稳定的煤层顶板或底板上，分支由主支侧钻进入煤层，再从分支侧钻若干脉支的水平井。一个主支与若干分支以及每个分支上的若干脉支，形多分支水平井排采系统(图1)。主要由1口工艺井和2口排采井组成，其中，远端排采井也可作为监测井。工艺井分别与两口排采井连通，连通位置置于稳定的煤层顶板(或底板)，工艺井的主支在稳定的煤层顶板(或底板)沿上倾方向钻进，形成稳定的排采通道；工艺井水平段由主支、分支、脉支构成[5]。笔者将重点介绍仿树形水平井成井的一些关键技术，为仿树形水平井的成功成井提供安全保障，同时也为该井型的推广提供一定的技术指导。

2 仿树形水平井的关键成井技术

2.1 泥岩主支综合导向技术

仿树形水平井主支在顶板(底板)泥岩层延伸，导向技术比较困难，主要存在以下难点：①主支顶板泥岩钻进导向依据难以确定，钻头位置判断难度较大，主支一般在煤层顶部0～1.5m范围内泥岩中钻进，泥岩中砂质条带非稳定分布，主要导向参数伽马曲线特征横向变化较大，同时顶板泥岩厚度变化较大，没有区域稳定分布的标志层作为导向依据；②水平井井眼轨迹主要参考地震测线进行调整，微构造在地震解释剖面上难以发现，主支控制在煤层顶板泥岩1.5m范围难以实现；③主支在顶板泥岩钻进较煤层钻进摩阻大，定向钻进及侧钻分支比较困难。

可以通过泥岩综合导向技术来解决为主支的延伸问题。

1)精细地质分析，利用钻井及测井(取芯)资料，强化主支泥岩的地质认识。在进入煤层前进行井壁取芯，通过岩石薄片鉴定分析岩性，判断煤层顶部有无明显砂质条带标志层，并通过岩石力学实验判断主支泥岩能否满足稳定性要求；同时，对比地震解释剖面、构造等高线与邻井实钻资料，预测地层倾角并确定几何导向控制点。在钻前分析邻井(包括洞穴井)煤层顶部泥岩岩电组合特征，施工中总结随钻导向参数层对应特征，进而确定导向依据，实现跟踪判断。

2)合理轨迹控制。随着水平位移的增大，井下摩阻逐渐增加，为达到主支与远端洞穴井的连通，采用多段微调整的轨迹控制进行几何导向，连续定向井段一般在3～5m，保证井身轨迹质量，确保与远端洞穴井的连通。

2.2 登梯法轨迹控制技术

常规裸眼多分支井主支和分支都追求煤层钻遇率，通过不断地调整轨迹去追踪煤层，易形成波浪状井眼，导致U型管效应，发生水锁和灰堵(图2)，不利于后期排采。为确保主支在煤层顶板泥岩延伸，满足后期排采过程主通道的稳定，减少U型管效应，采用登梯法井眼轨迹控制技术[6](图3)，确保主支平滑。图3中E、N为顶板泥岩内主支井眼；G、H为井斜角增至与地层倾角相当时稳斜段；H、I为井斜角降至与地层倾角相当时稳斜段；I、K为井斜角大于地层产状上倾0.5°的区域时稳斜段；F、M为煤层侧钻分支；J、L为井斜角达到90.5°稳斜进入煤层，保证轨迹上倾井段。

图2 煤层气排采水锁效应示意图

图3 登梯法轨迹控制示意图

登梯法井眼轨迹控制要求主支整体上倾，井斜角不小于90.5°，同时保证轨迹距煤层顶部不小于1.5m。控制好钻头距煤层顶部的距离调整井斜角与地层倾角相当，钻进过程中考虑复合自然增斜率来合理控制轨迹。当钻遇地层水平或下倾时，先确定钻头距煤层顶部的距离，控制井斜90.5°钻进，会出现距离煤层愈来愈远的情况，因此，后续地层上倾井段因缓慢增斜，最终达到钻头距煤层顶部距离适中、井斜角与地层倾角相当。

2.3 泥岩造穴及连通技术

仿树形水平井主支需要在顶板(底板)泥岩进行连通，而泥岩的强度比煤岩大，常规在煤层段造穴用的双刀翼工具易发生断裂等复杂事故，应用一种新的单翼造穴工具(图4)，实现泥岩段的成功造穴。该工具主要由本体、心轴和刀翼三部分组成，本体将工具与钻杆连接到一起，并为工具的旋转提供扭矩；心轴连接刀翼与本体，其上部有液流通道，能够让钻井液进入到刀翼；刀翼上均布有切削齿和水眼，用来切削地层，并承受一定的钻压与扭矩。

图4 单刀翼造穴工具

同时，考虑在泥岩连通，泥岩段扭方位比较困难，而且泥岩中一旦连通失败，不能像煤层采取憋压连通等补救措施，只能实施二次连通。因此对泥岩连通的工艺提出了更高的要求。常规煤层连通采用普通的测量系统(MWD或EMWD等)即可完成，但是存在测量误差和计算误差，不适合泥岩的精准连通。采用一种精确中靶系统(RMRS系统)，它是一种主动测量系统，能精确计算出钻头相对于靶点处传感器的相对方位和距离，不会产生累积误差，从而精确引导钻头向靶点钻进，确保工艺井和排采井在泥岩精准连通。

2.4 复合双循环携岩技术

由于煤层的不稳定性，且煤层气多分支水平井井眼在煤层中延伸距离较长，为防止钻屑和垮塌煤块堆积，常规解决携岩和井眼清洁问题主要通过增加钻井液的粘度、切力等流变性能和提高循环排量来携带岩屑，保持井眼清洁。但是容易污染煤储层和压漏煤层，进而发展了充气辅助携岩技术，通过向钻井液内注入气体，减小钻井泵循环压力，提高钻井液返速，从而实现辅助携岩的效果。但由于气体的可压缩性大，当井壁垮塌时，或钻井液中岩屑浓度变化大时，带来井底压力波动，加剧井壁失稳。针对充气辅助携岩技术这一缺陷，利用液体可压缩性远小于气体及液体射流可产生负压的特点，采用双管双循环技术[7]实现仿树形水平井岩屑的有效携带(图5)。该技术能有效防止在煤层钻进时由于钻速过快而在水平段形成砂桥，造成卡钻等复杂事故。

图5 双管双循环携岩示意图

二开钻井结束后，先下入带有防转插座与相关固井附件的外层套管，并进行内插管固井作业；固井结束后下入带有扶正器、自封封隔器、射流发生器、防转插头等部件的内层套管，并将防转插头插入到外层套管的防转插座上，进行配合固定。钻进时从立管注入排量Q1的钻井液保持正常的循环外，还有一部分钻井液从外层套管与内层套管的环空注入排量Q2的钻井液，经射流发生器发生转向，进入钻具与内层套管的环空，与原有的钻井液混合在一起，提高了内部环空的钻井液排量，达到上直段与斜井段辅助携岩的目的。

2.5 泥岩固壁技术

主支顶板泥岩虽然强度比煤岩大，但是存在大量微裂缝，流体侵入裂缝导致岩石应力改变，强度降低，发生井壁失稳。为确保仿树形水平井主支安全钻井，采用挤注固壁剂对泥岩裂缝进行封堵加固(图6)。固壁后，泥岩的平均单轴抗压强度比钻井液侵入下提高了114%(表1)，能有效解决泥岩的垮塌问题，为主支在泥岩安全延伸提供保证。

图6 泥岩固壁过程

序号顶板泥岩单轴强度/MPa钻井液固壁剂强度提高/%130.4377.77156239.0872.9687336.0775.62110平均35.1975.45114

2.6 悬空侧钻技术

由于仿树形水平井设计多个分支和脉支，采用普通的下封隔器/斜向器进行侧钻或打水泥塞进行侧钻，成功程序复杂，不适合在水平段进行侧钻作业；而且分支数量多，大大增加钻井周期，投资成本增加，效益降低。经过探索和实践，采用悬空侧钻是比较适合的一种经济有效的侧钻方式。它具有工艺简单、可操作性强、成本低的特点。在钻过的井眼中，将由单弯螺杆组成的导向钻具下至侧钻点，根据要求的方位摆放好工具面，以滑动的方式控时钻进，钻头在无任何支撑的条件下钻出新的井眼，从而实现分支和脉支的有效钻进，在一水平主支井眼上采用悬空侧钻的方式钻多个分支，在分支上侧钻脉支。

3 结 语

郑试1平-5井是华北油田在沁水盆地部署的一口仿树形水平井，通过上述关键技术的集成应用，该井共顺利完成1个主支，13分支，26个脉支。全井总进尺12288m，纯煤进尺9408m，实现万米进尺无事故，煤层进尺创国内之最。

通过配套关键技术的攻关，仿树形水平井成井屏障基本攻克，为这种新型水平井的推广应用奠定了基础。实现了水平井主支的稳定、疏通、可重入，一定程度上降低了煤层坍塌堵塞排采通道的问题，同时最大限度地沟通煤层割理系统，增大煤层的裸露面积，从而提高煤层气单井产量。仿树形水平井技术对我国煤层气开发具有重要意义。