沁水盆地北部古交区块煤层气钻井工程属性评价

刘天授 张晓飞

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100016；2.中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西 030000)

1 地质背景

沁北古交区块的主要构造格架为北东东向平行断裂，断层发育较少，地质构造简单，仅在东部发育杜尔坪断层，落差25～50m。煤系地层总体为倾向西-南西西的复向斜构造，地层倾角5°～15°。区内陷落柱不发育，未见岩浆岩侵入。

山西组2号煤层、太原组8号和9号煤层厚度相对较大，较稳定～稳定发育，是主力开发煤层。2号煤平均厚度1.6m，平均埋深564m，8号煤平均厚度2.7m，平均埋深640m，9号煤平均厚度2.8m，平均埋深644m，有利于煤层气开发。主要煤储层渗透率一般在0.1×10-3μm2左右，整体相对较低。2号煤层平均含气量9.9m3/t，平均含气饱和度53.1%左右，8号煤层平均含气量8.9m3/t，平均含气饱和度88.9%，9号煤层平均含气量9.8m3/t，平均含气饱和度数据96.6%。储层压力梯度0.29～0.65MPa/100m。

总之，研究区构造简单，煤储层具有多煤层、单层薄、低渗透性、低饱和度、含气量中等、欠压的特征。

2 直井、定向井基本情况

2.1 井身结构

根据完井报告显示，古交区块直井、定向井一开要求钻穿表层第四系进入基岩20m，完钻原则为钻穿石炭系太原组9号煤底板以下50m完钻。

2.2 钻头统计

古交区块已钻井的钻头记录表里(表1)并没有列清钻头的具体型号，而只说是“三牙轮”或者“PDC”钻头，对钻头的选型没有太大参考价值。但普遍反映出来的问题是，不管是三牙轮钻头还是PDC钻头，机械钻速普遍偏低，钻头优选是亟待解决的问题。

表1 钻头记录表

2.3 钻井液统计

从目前已钻井来看，现场一开主要使用坂土浆钻井液，二开大多使用聚合物钻井液体系(表2)。

表2 钻井液统计

3 水平井基本情况

古交区块已完钻水平井井型有U型井和L型水平井，U型井采用了筛管完井和套管完井两种完井方式，L型水平井采用套管完井方式。目标煤层以8号煤层、9号煤层为主。煤层钻遇率大部分在83%以上。

3.1 井身结构

已完钻水平井均采用三开井身结构，一开至基岩以下20m；二开钻入目标煤层5m内 ，三开钻至设计井深，水平段长度在600～800m左右。采用套管完井方式的水平井，水平段使用P110、直径139.7mm、壁厚9.17mm套管完井。

3.2 钻井液统计

古交区块水平井的一开和二开均采用低固相聚合物钻井液，钻效高，又能有效的护壁；三开采用聚磺钻井液体系钻井液(表3)。

表3 水平井钻井液使用情况统计

4 钻井工程属性评价

4.1 井径扩大率

受构造作用影响，在碎粒煤及糜棱煤发育的地区，煤体结构较为破碎，钻井过程中常常出现井壁垮塌，扩径常见在130mm以上，扩径率达50%，固井时在井筒与煤层之间形成较厚的水泥环(图1)，对煤储层造成污染。

图1 煤层段井柱扩径结构示意图

根据该区块现场对直井和定向井井身质量的要求，全井平均井径扩大率≤25%为合格，煤层平均井径扩大率≤35%为合格。 从统计情况来看， 全井平均井径扩大率均保持在25%以下， 满足质量要求。

但随钻井液浸泡时间的增加，煤层井壁不稳定性也会增加，上部8号煤层井径扩大率大于下部9号煤层井径扩大率。在狮子沟-马兰向斜的核部地区以及东部杜儿坪断裂带影响范围内，煤体结构稍破碎，井径扩大率明显增加。

4.2 时效分析

目前煤层气钻井效率不高、钻井时效差已影响煤层气勘探开发进程。煤储层为裂缝型储层，钻井液滤液和固相污染物在钻进时会浸入煤层，由于和煤层水不匹配滤液导致储层化学物质聚结沉降，造成煤储层伤害，固相污染物堵塞流体渗流通道，导致储层渗透率下降，严重的影响煤层气井产量。

研究区按现在的统计来看，平均一口直井建井周期34.59天，其中纯钻时间10.81天；平均一口定向井建井周期31.95天，其中纯钻时间6.37天。

由图2钻井时效分析可知：

(1)停待时间长，占总时间的比例最大。造成停待最主要的原因是等待井位，其次是等待螺杆、等待测井队伍等。

(2)纯钻时间占总时间的比例较小，而辅助时间较长。造成非生产时间所占比例较大的原因，除了停待以外，还有辅助、修理等。

4.3 综合评价

4.3.1 直井、定向井综合评价

(1)直井、定向井采用两层井身结构已能满足作业及生产要求；

(2)机械钻速低，需综合影响钻速原因及钻井成本，开展提高机械钻速的研究；

(3)低粘低固相泥浆体系是煤层气直井、定向井的主流循环介质；

(4)地层较稳定，全井井径扩大率在作业标准范围内，但随钻井液浸泡时间的增加，煤层井壁不稳定性也会增加(上部井径扩大率大于下部井径扩大率)。

4.3.2 水平井综合评价

水平井总体上都达到设计井深目标，并通过开展大量的前期准备工作和相关的研究工作，从钻井周期和成本控制方面取得了较好的效果。

(1)从试验了PE筛管和玻璃钢筛管及套管完井固井分段压裂的各类完井技术方案来看，整体完井技术已经取得了较好的效果，套管完井固井分段压裂完井技术是该区块的主流技术，开发方案中水平井技术将以此为主要完井方式。

(2)通过前期的大量试验，本区块试验采用的非API标准井深结构尺寸合理有效，工程实施能取得成功，也不影响产量，配套的各类杆管串都能有效配套，更重要的是一开、二开尺寸相对较小，有效降低了非煤层段的施工井眼尺寸和时间，降低了钻完井成本。

(3)L型或U型单支水平井的部署都主要是根据地质地面条件情况，L型水平井的部署相对更加灵活，成本更低，但需要经过长期的排采试验进一步验证和降低后期排采中的煤粉及降液等的影响