沁水盆地郑庄区块15#煤L型水平井钻完井关键技术

2021-11-29张强

煤炭工程 2021年11期

张强

(中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西西安 710077)

煤层气属于非常规天然气，是保障我国能源供给的重要资源之一。自2003年首次煤层气地面井商业性生产到2019 年底，全国已钻煤层气井超过19500口，累计探明煤层气地质储量6445×108m3，探明率约2.1%；全国累计煤层气产量 402.5×108m3，动用率约 6.2%[1]。

沁水盆地煤层气资源储量具有得天独厚的条件，尤其沁水盆地南部晋城地区作为我国煤层气的开发的主产区，一直走在全国煤层气开发的前列[2]。随着我国对清洁能源需求的增加及山西省煤层气“增储上产三年行动规划”的启动。近年来山西煤层气开发企业加大了煤层气的开发力度。煤层气水平井具有单井抽采范围大、产量高、区块内布井数量少，便于集输的优势，近年来逐渐受到了煤层气开发企业的青睐。煤层气水平井具有煤体揭露面积广，压裂裂缝延展范围大，煤层泄压供气能力强，产气潜力高等优势。为了提高煤层气的单井产量，降低开发成本，提高企业的经济效益，近年来郑庄区块开始大面积部署3#煤、15#煤L型水平井。15#煤层埋深大，地应力较大，煤层薄，厚度不稳定，以碎裂煤为主，煤体结构较差，煤层倾角变化急剧。因此，在15#煤煤层气L型水平井钻完井施工中井壁不稳定、钻时长、着陆不合格、煤层钻遇率低、三开下套管遇阻等技术难题，笔者通过现场工程实践，采取优化井眼轨迹设计、优选钻具组合、优选钻井液配方，精准着陆控制，地质导向，水平段井眼轨迹控制，精细化通洗井作业等关键技术措施，有效地解决了郑庄区块15#煤L型水平井钻完井技术难题。

1 郑庄区块地质概况

郑庄区块位于沁水盆地南部，位于寺头断层西侧，地层倾角平缓，多发育褶曲构造，以NNE-NE方向延伸的背向斜为主，两翼为较缓的宽缓褶曲。断裂构造相对不发育，主要为NE-SW方向的断层，以正断层为主，规模较小，且发育有一定数量的陷落柱。区域地层自下而上包括：寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、新近系、第四系。主采煤层为二叠系下统山西组3#煤层和石炭系上统太原组15#煤层，在郑庄区块广泛分布，保存较完整。15#煤层埋深800～1000m，地应力梯度1.99×10-2MPa/m，地应力较大，煤层总厚度2.07～6.40m，厚度不稳定，平均4.63m，以碎裂煤为主，煤体结构较差，煤层倾角变化急剧。主要受埋深变化以及构造破碎影响，储层明显存在不均一性。煤层顶板一般为石灰岩、砂质泥岩、粉砂岩，老顶为石灰岩(K2)，一般为弱含水性，渗透性差到中等，厚度0.22～9.60m，平均6.50m左右。底板以泥岩及砂质泥岩为主，少数为铝土质泥岩，厚度0.25～25.79m，含水性弱，渗透性差[3-5]。

2 井身结构设计

为满足后期压裂排施工要求，优化井身结构，郑庄区块15#煤L型水平井一开采用∅347.6mm钻头钻至基岩以下10m，下入J55钢级∅273.05mm表层套管，固井候凝，水泥浆返至地面；二开采用∅241.3mm钻头钻进至进入15#煤层2m处中完，下入J55钢级∅193.7mm技术套管后固井候凝，固井高密度水泥返至15#煤层上500～600m，低密度水泥返至地表；三开采用∅171.5mm钻头钻进，进入15#煤层后沿煤层钻进至设计井深完钻，下入N80钢级∅139.7mm套管，不固井[6]。具体井身结构设计参数见表1，井身结构如图1所示。

表1 郑庄区块15#煤L型水平井井身结构设计参数

图1 郑庄区块15#煤L型水平井井身结构

3 钻井设备选择

郑庄区块15#煤垂深800～1000m，水平井设计井深1800～2000m，考虑处理井内复杂时钻机的提升力及水平段钻进时钻机需提供下压力，综合选择提升力大于等于90t带顶驱的雪姆T200XD钻机[7]。二开井眼尺寸∅241.3mm，需∅185mm螺杆，根据其对排量要求，选择F-1000泥浆泵。为保证钻井液良好的性能同时控制钻井液固相含量防止储层污染，选择四级固控。三开为保证煤层钻遇率选择带方位伽马的电磁波无线随钻测量系统(E-MWD)。主要配套设备见表2。

表2 郑庄区块15#煤L型水平井钻井主要设备

4 钻完井关键技术

4.1 井眼轨迹设计

煤层气水平井在后期压裂改造中，裂缝主要沿着煤层与最小主应力方向垂直，为增加水平段的控制面积，煤层气水平井水平段尽量与煤层最小主应力方向平行。

井口位置受地形地貌限制，水平段的延伸长度及方位受煤层最小主应力方向、煤层含气量分布、煤层倾角及煤矿井下采掘工作面的布置等因素限制，导致L型水平井井口、A靶点(着陆点)及B靶点水平投影不在一条线上，以郑庄ZH-L49-1井为例(如图2所示)，形成三维水平井(如图3所示)。为保证下套管作业，压裂前的通洗井作业及后期排采作业顺利进行，水平井井眼轨迹设计时，全角变化率(狗腿度)控制在6°/30m之内，在井斜70°位置设计30m稳斜段(螺杆泵所处位置)。防止三开井眼轨迹起伏较大容易引起的水锁现象，而影响产气量，三开在保证煤层钻遇率的同时，尽可能的保证井眼轨迹平滑，三开水平段每100m设计1个控制点，全角变化率小于等于4°/30m[8-10]。以ZH-L49-1井为例，井眼轨迹设计参数见表3。

图2 ZH-L49-1井平面布置图

图3 ZH-L49-1井三维轨迹

表3 郑庄区块ZH-L49-1井井眼轨迹设计参数

4.2 井眼轨迹控制

4.2.1 导眼预探目的层

二开造斜段至井斜35°时，稳斜钻进穿过15#煤层底板20m，保证E-MWD仪器可以完整的测出顶底板的伽马及电信号值。35°导眼完钻后进行测井，解释获取煤层的深度、特征参数及煤体结构数据作为三开煤层段钻进时伽马值及电信号的基础参考值。随后固井回填导眼至井斜35°往上20m，侯凝48h后侧钻下部主井眼，在钻进过程中根据钻遇的3#煤层、K3、K2标志层与周围邻井地层资料对比，不断修正着陆点的垂深及煤层倾角，优化井眼轨迹设计。主井眼钻进至井斜70°时进行更换∅215.9mm钻头进行降斜钻进，降斜至60°后稳斜钻穿15#煤层底板20m，保证E-MWD仪器可以完整的测出顶底板的伽马及电信号值，控制60°导眼入煤点与着陆点平面位移在30m之内。60°导眼固井回填后24h后，可直接侧钻剩余部分主井眼。35°导眼及60°导眼设计如图4所示。

图4 郑庄区块15#煤L型水平井导眼设计

4.2.2 精准着陆

二开着陆成功与否决定了三开水平段的钻遇率、井眼轨迹平滑度及井内安全，决定的整个三开施工的难易程度。利用两次导眼见煤点垂深及周围邻井煤层垂深可推算着陆点的垂深及煤层倾角，优化井眼轨迹设计。二开精准着陆要求眼轨迹与煤层角差β≤3°(如图5所示)，实际着陆点位于设计着陆点平面位移20m范围内，在钻进煤层2m后，待钻时、气测、煤层的垂深综合对比分析确定为目的煤层(15#煤层)后即可二开中完。

图5 着陆轨迹与煤层角差

4.2.3 三开井眼轨迹控制

郑庄区块15#煤平均厚度4.6m，煤层伪顶是一层平均厚度0.2m的炭质泥岩，老顶为平均厚度10m的石灰岩，底板为砂质泥岩。15#煤层伽马值15～30API，炭质泥岩伽马值100～150API，石灰岩伽马值20～30API，砂质泥岩伽马值80～100API。E-MWD测量的15#煤层与石灰岩的电信号值差距较大，石灰岩电信号值非常低。三开水平段钻进，导向工程师利用方位伽马及电信号值变化，提前预测轨迹与煤层的相对变化趋势，进一步优化井眼轨迹，避免出层，提高煤层钻遇率。一般在15#煤层水平段钻进中，遇到上伽马值较下伽马值先变大，可以判断为轨迹靠近煤层顶板，下伽马值先于上伽马值增长，可以判断为靠近底板，以ZH-L49-1为例，在钻进至1435m时判断井眼轨迹向煤层气顶板靠近，如图6所示。

图6 ZH-L49-1井水平段方位伽马曲线

有时因地质构造的存在，煤层急剧变化，出层后利用方位伽马变化趋势难以准确判断，就需要利用地层伽马值、电信号值、气测值、岩屑录井、钻时曲线、区域底板等值线图及邻井地层资料综合判断，例如电信号极低、钻时较慢、岩屑滴酸反应剧烈即可判断为进入煤层顶板灰岩地层。

4.3 钻进工艺

4.3.1 钻具组合

一开：∅347.6mm钻头+双母接头(挡板)+∅165mm钻铤×6根。

二开直井段：∅241.3mm三牙轮钻头/PDC钻头+∅185mm 0.75°单弯螺杆钻具×1根+431×4A10转换接头+4A11×4A10座键接头+∅127mm无磁承压钻杆×2根+4A11×410转换。

二开定向段：∅241.3mm三牙轮钻头/PDC钻头+∅185mm 1.5°单弯螺杆钻具×1根+431×4A10转换接头+4A11×4A10座键接头+∅127mm无磁承压钻杆×2根+4A11×410转换接头+∅127mm加重钻杆串+∅127mm钻杆串。

三开水平段：∅171.5mm三牙轮钻头/PDC钻头+∅127mm 1.5°单弯螺杆钻具×1根+311×310转换接头+座键接头+∅89mm无磁承压钻杆×2根+∅89mm钻杆串+∅89mm加重钻杆串。

4.3.2 钻进参数

1)一开为防斜保直，采用塔式钻具组合，轻压慢转大排量。

2)二开直井段为防斜保直提高机械钻速，采用的∅185mm(0.75°)螺杆+PDC钻头复合钻进，随钻监测井斜，大钻压高转速，大排量提高喷嘴压降，发挥水力破岩作用。

3)二开定向井段选择与地层相适应的螺杆马达，保证动力钻具的造斜能力，严格按照井眼轨迹设计施工，同时提高钻压，转速不超40r/min，在满足螺杆正常工作的情况下，适当加大排量，提高机械钻速。

4)三开水平段选择与地层相适应的螺杆马达，保证动力钻具的造斜能力，严格按照井眼轨迹设计施工，同时提高钻压，转速不超40r/min，排量与螺杆设计排量保持一致，确保井下安全。

郑庄区块15#煤L型水平井钻进参数见表4。

4.3.3 钻井液配方

1)一开钻井液配制以防塌、防漏为目的，保证正常钻进，提高钻效。

2)二开钻井液采用聚合物体系钻井液，要求钻井液具有低固相、低失水、强抑制、防缩径的性能，具有良好的流动性及携带岩屑性能。

3)三开采用低固相聚合物体系钻井液，要求钻井液有良好的流动性及携带岩屑性能，同时具有一定密度，通过井筒内液柱压力平衡地层压力，同时加入一定量的成膜剂，在井壁形成连续稳定的屏蔽暂堵性泥皮，保持井壁稳定[11-13]。

适合郑庄区块煤层气水平井的钻井液配方及性能参数要求见表5。

4.3.4 完井工艺

郑庄区块15#煤储层地应力较大，渗透率较低，为提高储层渗透率增加渗透面积，水平井后期全部采用连续油管分段压裂的方式对储层进行改造。因此要求煤层段全部下N80钢级的∅139.7mm×7.72mm的套管。为保证水平段压裂段数，要求套管下至距离井底5m以内。为保证套管顺利下到位，完钻后首先利用原钻具组合通井一趟，随后利用∅168mm球型扶正器通井第二趟，最后用∅168mm球型扶正器+∅168mm螺旋扶正器组合通井第三趟。通井完成后，在水平段注入提前配置好的加有玻璃微珠的高粘度钻井液，充填满整个水平段，随后起钻下套管。套管下至出技术套管底部后，每100m小排量开泵循环5～10min，防止浮鞋前端淤砂导致下套管遇阻。套管下井底后，用井筒容积3倍的清水注入井内洗井[14-17]。