渭北煤层气老井改造优化设计与实践

付利 杨恒林 郭凯杰 申瑞臣 韩金良 乔磊

1.中国石油集团工程技术研究院有限公司；2.油气钻井技术国家工程实验室；3.中石油煤层气有限责任公司

渭北煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘一走向北东、向西北缓倾的单斜构造上，开发主力煤层为二叠系山西组3#煤和太原组5#、11#煤，前期规模开发以直井和定向井为主［1］。随着渭北煤层气规模开发的持续推进，部分高产井由于检泵、修井等作业导致产量突然下降，优势产能得不到充分利用；此外局部渗透性较差的煤层压裂效果不理想，单井日产量小于1 000 m3，远低于设计产能。目前急需对低产能井进行修复与改造作业，有效提升单井产量，为区块的稳产提供保障。

针对渭北区块井网部署特点及11#煤层特性，提出“侧钻水平井+分段压裂技术”煤层气老井改造试验方案，一方面评价水平井在该区块老井改造中的适应性，另一方面有效实现煤层气老井区的稳产和增产目标。

1 渭北煤层气田老井改造概念设计

渭北煤层气田3#煤层埋深 320～950 m，厚度1～3 m，平均厚 2 m；5#煤层厚度 2～4 m，大部分地区超过 2.5 m，埋深 350～1 000 m；11#煤层厚 2～8 m，埋深400～1 100 m。该区各主力煤层的镜质组反射率为1.5%～2.0%，主要是中高阶变质烟煤，煤种以瘦煤为主，浅部有零星焦煤分布，深部由瘦煤逐渐过渡到贫煤和无烟煤。该区11#煤层含气量、饱和度较高，吨煤含气量为 6～13 m3/t，饱和度 73%～88%；11#煤层储层渗透率相对较高，(0.02～2.2)×10-3μm2［2-3］。渭北煤层气区块主要以300 m×300 m 的丛式井网进行部署和开发(图1)。

针对11#煤层厚度大、含气量和饱和度较高等地质特性，结合原井网部署特点，提出了在11#煤层实施“侧钻水平井+分段压裂技术”的煤层气老井改造试验方案：(1)在已有直井(老井)井眼进行水平井侧钻，一个平台至少部署2 口以上水平井，轨迹沿着最小主应力方向钻进；(2)11#煤层进尺850～950 m；(3)靶前距小于180 m，井眼轨迹狗腿度小于9(°)/30 m；(4)按照与邻井距离具体设计压裂缝长，并实时控制压裂排量和泵压。图1 的设计方案部署了2 口水平井，通过分段压裂改造，横向上可以一次改造8～11 口以上的低效生产井，具有较大的投入产出比。

图1 利用水平井改造煤层气老井区设计方案Fig.1 Design scheme for the stimulation of old CBM well blocks using horizontal well

2 钻井优化设计

2.1 钻井难点

渭北煤层气区之前未实施过水平井钻井与开发，水平井钻井主要面临以下难点。

(1)11#煤层厚度 2～10.8 m，地层倾角一般 2～5°，变化幅度大。

(2)11#煤层上部煤体结构呈块状，下部煤体结构呈粉状，为保证安全钻进，水平井眼轨迹需保持在煤层上部；同时根据开发部署要求，A 点靶前距应小于180 m，井眼轨迹狗腿度不能超过9(°)/30 m，这给井眼轨迹优化设计和控制带来诸多困难。

(3)上部地层漏失和煤层垮塌问题严重，影响钻进周期及钻完井质量。

2.2 地质建模

由于煤层地质条件的不同，水平井井眼轨迹的设计也不同，因此在水平井现场钻井实施过程中，正确判断煤层的产状(倾角、倾向)、厚度是正确指导、调整钻井参数的依据，直接关系到水平井井眼轨迹的精确控制，有利于提高煤层水平段的钻遇率和最终采气率［4-5］。

在渭北煤层气田实际生产中，存在煤层埋深和厚度变化大、地层倾角不确定问题，首先对设计的水平井周围邻井的井眼轨迹、煤层埋深及厚度等钻完井、测井资料统计分析，利用Petrel 地质建模软件，建立设计的水平井所在工区的三维地质模型，获得区域煤层的倾角、倾向、厚度等资料，描绘出煤层空间展布形态，准确标定煤层层位。以HC 区块H3-44 井区为例 (图2)，Petrel 地质建模获得的 H3-44 井区煤层厚度大约为 6.6～8.1 m，H3-44 井至 H3-28 井的煤层下倾，倾角大约0.224°；H3-44 井至H3-3-099井的煤层下倾，倾角大约为2.2°。

图2 H3-44 井区煤层厚度示意图Fig.2 Schematic thickness of coal beds in Well block H3-44

2.3 井眼轨迹优化设计

地质开发设计要求A 点靶前距应小于180 m，井眼轨迹狗腿度不能超过9(°)/30 m。针对以上要求，在保证狗腿度不增加前提下，可以通过降低入靶井斜适度降低A 点靶前距。参考Petrel 地质建模得到的煤层地质数据，以11#煤层上倾、倾角约为2.2°、煤层厚度约 7 m 为例，利用 Landmark 钻井工程设计软件优化计算了入靶井斜、靶前距、井眼狗腿度的关系［6］，精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算表(表1)。从表1 可以看出，靶前距为130 m 时，不论煤层狗腿度和上部地层狗腿度如何进行设计组合，井眼轨迹的最大狗腿度都大于9(°)/30 m，不满足地质开发设计要求；而靶前距为140 m时，存在煤层狗腿度和上部地层狗腿度的设计组合满足井眼轨迹的最大狗腿度小于9(°)/30 m，由此确定了可设计的最小靶前距大约为140 m。

煤层气水平井通常采用三开井身结构，二开完钻A 点进行套管固井，三开煤层段定向施工作业时，为减小二开套管鞋对螺杆、MWD 等钻具的干扰，需要以A 点入靶井斜角度继续在煤层中稳斜钻进约20 m。如图3 所示，建立煤层有效进尺与煤层倾角、入靶井斜角的关系方程

式中，H为煤层厚度，m；θ1为入靶井斜角，°；θ2为煤层倾角，上倾为正值，下倾为负值，°；L1为煤层有效进尺，m。

考虑11#煤层底部粉煤不稳定性及造斜能力差等因素，严格控制设计轨迹在煤层顶部以下1～2 m范围，那么11#煤层上倾、倾角约为2.2°、煤层中稳斜钻进20 m 情况下计算得到的煤层入靶井斜需不小于 86.4°。

表1 给定靶前距条件下，最小入靶井斜与井眼狗腿度的关系Table 1 Relationship between the minimum target-entering deviation and the hole dogleg at the given frontal distance from target

图3 入靶井斜与煤层有效进尺、煤层倾角关系Fig.3 Relationship between the target-entering deviation and the effective drilling footage & dip of coal bed

综合考虑常规测井、完井工具及仪器通过性、螺杆造斜能力、钻进摩阻等，建议狗腿度采用9(°)/30 m，结合入靶井斜≥86.4°，优选出A 点靶前距约为 175～180 m(图4)。

图4 入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图版Fig.4 Chart for calculating target-entering deviation－frontal distance from target point－hole dogleg

2.4 井身结构优化设计

原来直井(老井)为二开井身结构，一开采用Ø311.2 mm 钻头，钻穿第四系黄土层，进入基岩不少于10 m，下入Ø244.5 mm 表层套管固井，水泥上返至井口，封固地表疏松层、砾石层。二开采用Ø215.9 mm 钻头钻至目的井深，下入Ø139.7 mm 生产套管固井，水泥上返至煤层以上200 m。

渭北区块煤层气侧钻水平井井身结构设计考虑上部地层、煤层井壁稳定、完井作业及后期排水采气等因素，采用二开模式［7］：(1)一开井眼维持原来直井(老井)一开井身结构；(2)对老井Ø139.7 mm 生产套管未固井段拔套管作业，然后回填水泥，水泥返高至侧钻点以上50 m，便于后续开窗侧钻；(3)二开侧钻采用Ø215.9 mm金刚石钻头，到达着陆点后更换Ø165.1 mm 金刚石钻头再进行水平段煤层钻进。水平段井眼轨迹主要部分位于煤层顶部以下1～2 m，设计煤层进尺850～900 m。二开井段下入Ø127 mm生产套管并固井，水泥返至地面。

2.5 钻井液优化设计

上部地层漏失和煤层垮塌问题是影响渭北煤层气区钻井周期及钻完井质量的首要复杂情况［8-10］。2011年HC 区块已完钻和正在钻进的总井数达379口，其中有174 口发生不同程度的漏失，所占比例高达46%，其中47.1%的漏失属于失返性漏失。

针对上部地层漏失、煤层垮塌严重问题，通过深入研究和实验评价，渭北煤层气区水平井钻井全井段采用可循环微泡沫钻井液体系［11-14］。该体系以液相为连续相，表面活性剂、聚合物处理剂通过物理、化学作用自然形成粒径15～150 μm、壁厚3～10 μm、密度 0.75～1.50 g/cm3、内部似气囊、外部黏附绒毛的泡体，分散在连续相中形成稳定的气液体系。遇到与泡体尺寸接近的漏失通道时，泡体被低压漏失层吸入时拉长，增加流入的阻力，耗压封堵漏失层；遇到比泡体尺寸大得多的漏失通道时，泡体膨胀封堵，或堆积成横放的圆锥状，将钻井液液柱压力分解成树枝状，作用在地层流体的压力相对减小，分压封堵控制漏失；遇到比泡体尺寸小得多的漏失通道时，聚合物和表面活性剂吸附地层表面形成高黏度薄膜，承压封堵漏失地层。同时，通过钻井前收集的地质资料，设计好密度(可提高至1.1～1.2 g/cm3)和抑制性等参数，降低钻井液滤失量，抑制煤岩水化膨胀，并提高钻井液黏切力、钻井液携岩屑效率，来控制煤层的井壁失稳问题。

可循环微泡沫钻井液体系在柳林、大佛寺、长治以及延川南等煤层气井防漏堵漏方面取得了较好的工程效果，在马必、郑庄以及樊庄等区块煤层气井的长水平段安全钻进、井壁稳定方面也取得了较好的工程效果。可循环微泡沫钻井液体系的具体技术参数：密度 0.90～1.2 g/cm3，抗温-20～120 ℃，润滑系数≤0.1，体系承压≥20 MPa，表观黏度25～60 mPa · s，塑性黏度15～35 mPa · s，动切力15～25 Pa，pH 值8～11。

3 设计应用实例

渭北煤层气HC 区块H3-44 井区单井日产量小于1 000 m3，远低于设计产能，为此在该井区优化设计了1 口水平井——H3-44 侧平1 井，并进行压裂改造作业。

H3-44 侧平1 井水平段煤层下倾，倾角约0.224°，钻井进尺1 785 m，11#煤层着陆点井斜82.23°，水平位移201.9 m；煤层水平段位于煤层上部3 m 内，总进尺958 m，煤层钻遇率91.13%，水平井全井段最大狗腿度为8.92(°)/30 m。全井采用可循环微泡沫钻井液，钻井液密度 0.95～0.99 g/cm3，漏斗黏度 38～42 s，动塑比维持在0.8 Pa/(mPa · s)以上，pH 值8～9。在钻井过程中，H3-44 侧平1 井未发生失返性漏失，仅在井深330 m 处出现恶性漏失，瞬间漏失钻井液量20 m3，其余层段平均漏失量稳定在0.8 m3/m，实现了水平井较快速度钻进，其中，非煤层段日进尺59～181 m/d，煤层段日进尺 30～366 m/d(图5)。

图5 H3-44 侧平1 井钻井井深与日进尺对比Fig.5 Comparison between drilling depth and daily drilling footage of sidetracking horizontal well H3-44-1

H3-44 侧平1 井改造区存在8 口老井，其中与H3-20 井相距最近，约为84.2 m；与H3-24 井相距最远，约为202.1 m。通过压裂缝长优化设计并控制排量、泵压，形成有效压裂缝网，H3-44 侧平1 井在11#煤层横向上可一次改造水平段两侧的6 口低效生产井(图6)，同时压裂缝网之间和井间干扰明显，有助于增大泄流面积，提高水平井单井产量。

4 结论

图6 H3-44 侧平1 井钻井轨迹及改造邻井分布示意图Fig.6 Hole trajectory of sidetracking horizontal well H3-44-1 and the schematic distribution of its stimulated neighboring wells

(1)通过Petrel 软件进行地质建模，准确标定煤层层位，明确井区煤层厚度、倾角等地质参数；结合利用Landmark 钻井工程设计软件，计算并建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表，实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计。

(2)可循环微泡沫钻井液具有耗压堵漏、分压堵漏、承压堵漏等特点，较好降低了渭北煤层气田水平井钻井过程中的钻井液漏失量。

(3)利用常规水平井钻井和分段压裂改造技术对低产老井区进行改造，可一次改造4～6 口低效生产井，不仅在主力11#煤层横向形成有效压裂缝网，增强井间干扰，同时实现了泄流面积的增大、单井产量的提高，具有较大的投入产出比。