临兴区块煤层定向井钻井技术研究

孙宝阳

（中海油田服务股份有限公司，天津 300450）

煤层气是自生积聚于煤岩中，在煤岩的孔隙和喉道中广泛存在的伴生烃类气体。我国煤层气资源量丰富（约为3.0×1013m3），作为一种清洁的接替性非常规能源，其工业化开采既能填补天然气能源消耗的空白，又能减少“温室气体”的排放，具有巨大的开发潜力和经济价值，因此愈发受到人们的重视。

我国主要含煤盆地，如鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东黔西盆地等的煤层性质都具有“小而薄”“零散分布”的特点，煤层气难以整体开发，无法形成具有工业价值的煤层气流。积极迎接煤层气开发的挑战需要依赖石油科技的进步，其中钻井是煤层气勘探与开采的最关键环节，定向井技术又是煤层气精确抽排的核心技术。煤层定向井技术的研究与应用能够有效降低开采成本、提高土地利用率及减少管线铺设，后期对煤层气井进行压裂增产改造时，也可以实现多煤层、多段统一压裂，大大提高了煤层气井整体开发效果[1]。

目前，在将定向井技术应用于煤层气的开发过程中，还存在定向井轨迹控制困难、煤层气井井壁稳定性差、定向井钻井风险高等问题。针对上述问题，本文广泛调研了鄂尔多斯盆地临兴区块地质构造，分析了影响煤层气井井眼轨迹及井壁稳定性的因素，结合煤层特性进行井眼轨迹设计及钻井液体系优选，提出了一套具有针对性的定向井轨迹控制技术[2-3]。

1 研究区地质构造

鄂尔多斯盆地东部的临兴区块东高西低，处在陕北斜坡带上，属于向西倾斜的单斜构造。陕北斜坡西部紧邻黄河，行政区隶属于山西省吕梁市，占地692.64 km2。经评估，2021 年吕梁临兴区块煤层气资源量为1 612.68×108m3。

1.1 地层特征

临兴区块地层由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组（O2f）、上古生界石炭系中统本溪组（C2b）、上石炭统太原组（C3t）、二叠系下统山西组（P1s）、下石盒子组（P1x）、中统上石盒子组（P2s）、石千峰组（P2sh）、中生界三叠系（T）、新生界第三系（N）、第四系（Q）。其中主要含煤层系本溪组、山西组在本地区广泛分布，保存完整，是煤层气勘探主要目的层。

1.1.1 本溪组

为一套海陆交互相沉积，形成于陆表海碳酸盐岩台地沉积和堡岛沉积的复合沉积体系。地层厚80～105 m，一般90 m 左右。主要由深灰色-灰色石灰岩、泥岩、砂质泥岩、粉砂岩，灰白-灰色砂岩及煤层组成。含煤7～16 层，下部煤层发育较好。灰岩3～11 层，以K2、K3、K5三层灰岩较稳定。泥岩及粉砂岩中富含黄铁矿、菱铁矿结核。动植物化石极为丰富[4]。

1.1.2 山西组

山西组由砂泥岩夹煤系地层组成，煤层底部为细粒砂岩、砂砾岩，顶部为砂质泥岩、深灰色泥岩。山西组地层厚度41～83 m，一般60 m 左右，与下伏太原组呈整合接触。

1.2 构造特征

鄂尔多斯盆地整体构造形态为一个东北向大型向斜，但盆地不同部位具有不同的构造特点。在盆地西部、西北部，断层为正断层，走向以东北为主，褶皱发育情况较差。在盆地东北部、东部，南北走向的次生褶皱较为发育，断层发育不明显。在盆地中部主要以东北走向的褶皱为主，但也有一组东西走向断层发育[5]。

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东部，地层宽缓，地层倾角平均为2.5°～5.62°，低缓、平行褶皱普遍发育，轴向呈近南北和北北东向，褶皱的幅度相对较小，背斜幅度一般小于50 m，延伸长度在5～10 km，呈典型的长轴线性褶皱；断层相对不发育，断距大于20 m 的断层仅在东南部分布，主要有寺头断层、后城腰断层以及与之伴生的断层，呈一组北东向-东西向正断层组成的弧形断裂带（见图1），区内无岩浆活动，但发育有一定数量的陷落柱。

图1 临兴区块构造纲要图

2 煤层定向井钻井系列技术

2.1 井眼轨迹优化技术

为实现煤层定向井安全高效的钻进，首先需要确定井眼轨迹的类型，并根据岩石物性、地层沉积情况、钻具组合、钻井参数、轨迹规则程度等因素，综合考虑对井眼轨迹的影响。

2.1.1 井眼轨迹影响因素分析

（1）地层因素：岩石各向异性，由于岩石组成成分、结构特点的差异造成岩石不同方向上强度、硬度等力学性质存在差异的性质称之为岩石的各向异性。一般用岩石各向异性系数Ka 值来衡量其各向异性程度，Ka 值越大，钻头越易沿着岩石强度小的方向倾斜，且形成的井眼会趋于椭圆形，同步加大井眼轨迹偏移程度；软硬互层，钻头在软地层中钻进时机械钻速高，在硬地层中钻进时机械钻速低，当遇到软硬互层的地层时，两侧形成的速度差，就会导致钻头被强行扭转，钻孔沿地层上倾方向偏移[6]。

（2）技术因素：钻具组合，如合适的钻铤尺寸能够减少粘滑值，合理的钻头性能（钻头尺寸、结构、切削能力）能够减少钻头的漂移，具有推靠能力的近钻头井下动力钻具能够降低钻头受到的侧向力；钻进参数，为了提高钻井效率，通常会以大钻参钻井，如高钻压、高转速、高排量，但结合煤层独特的地质特征，适当降低钻井参数能够减少下部钻具组合受到的冲击，进而降低钻头的漂移程度，从安全高效的角度提高了钻井效率；井眼轨迹设计的合理性，过大的井斜角将会导致下部钻具受到的径向、轴向力大大增加，提高了井眼轨迹偏移的风险，弯曲的管柱也会导致井径扩大，减少钻铤、扶正器等下部钻具对钻头的约束，进而导致钻头漂移[7]。

2.1.2 井眼轨迹设计及优化

定向井井眼轨迹类型有两种，一种是钻进方位已知的二维定向井，另一种是钻井方位未知，钻井过程中井眼轨迹随时变化的三维定向井。目前，斯伦贝谢新型旋转导向工具及配套软件能够根据地层及岩石具体情况，实现井眼轨迹的实时模拟、优化并按预定轨迹钻进（见图2），突破了三维定向井的技术屏障。

图2 旋转导向结构示意图

但由于煤层气勘探开发效益较低，在煤层钻井过程中一般采用最有效的传统定向井井型，如“直增稳”的三段式、“直增稳降直”的五段式或“直增稳增稳”的二次增斜式井型，这种井型具有简易、经济的特点。

2.2 井眼轨迹控制技术

井眼轨迹的控制主要从两个方面入手，一方面是造斜工具（马达、旋转导向等），另一方面是测量工具（随钻测斜工具、随钻测井工具）。针对马达，现较为先进的工具有PowerPak 等（见图3）。

图3 井下动力装置结构图

该工具的特点为：（1）使用寿命长，有高质量转子和定子，且轴承设计紧密，提高了马达寿命；（2）功能日益强大，马达工具可在井下调节弯角，井眼轨迹控制更加灵活；（3）应用广度大，21/2”～26”井眼都能使用，低速/高扭矩和高速/低扭矩情景都能应用。

针对旋转导向有PowerDrive 等工具，具有如下特点：（1）可在狗腿度＞8deg/30 m 的情形下使用，降低了轨迹控制难度；（2）在旋转同时进行导向，减少钻具在煤层中长时间静止导致卡钻；（3）耐温耐压能力极强，保障了持续可靠的井眼轨迹控制能力。

针对测量工具有SlimPulse 等MWD 工具，具有如下特点：（1）该测量工具可取回和可替换，降低风险，提高作业效率；（2）可在旋转时连续井斜方位测量，提供了瞬时井眼轨迹变化的指示；（3）信号抗干扰度强，最高工作压力、温度高，保障了持续可靠的井眼轨迹控制能力。

2.3 钻井液体系优化

维持井壁稳定是钻井液最重要的性能之一，可以通过优化钻井液密度、钻井液抗黏土膨胀、钻井液泥饼质量及钻井液粘度，进而改善煤层气井井壁稳定性[8]。

（1）钻井液密度：提高钻井液比重，如向钻井液中加入重晶石，能大大提高井筒内液注压力，液注压力平衡地层孔隙压力，能够有效防止地层坍塌、掉块等事故的发生。（2）钻井液抗黏土膨胀：临兴区块煤岩有机组分在75%～89%，其中以镜质组为主（占58%～82%），半镜质组较少（4～11%），丝质组较高（10%～35%），稳定组分极微；无机组分以黏土矿物为主（12%），次为石英（1%～20%）及硫化物（0～3.6%）。故向钻井液中加入K+盐能有效降低煤岩中黏土矿物水化膨胀、分散，一方面降低水基钻井液滤失量，另一方面大大提高井壁稳定性。（3）泥饼质量：钻井液在井壁循环扰动过程中，固相颗粒会附着在井壁上，形成一层胶质的泥饼，有效防止钻井液向地层中漏失，一方面保护了地层不受钻井液的污染，另一方面也抑制了煤岩水化失稳，提高了井壁稳定性。但在实际应用中发现，泥饼性能也不是越大越好，太厚的泥饼不利于储层保护，会降低后期煤层气开采过程中甲烷的渗流能力；（4）钻井液粘度：动切力值是钻井液是否向地层中渗漏的关键因素，为了减少渗漏，需要提高钻井液动切力值，但动切力过大会导致泵压升高且携岩能力增加，无法形成封堵性能好的泥饼，故只需将钻井液的粘度控制在渗漏临界值即可。

3 结论

（1）煤层气作为一种清洁能源，具有长远的发展前景，且鄂尔多斯盆地煤系地层发育较厚，褶皱的幅度相对较小，背斜幅度一般小于50 m，延伸长度在5～10 km，断层相对不发育，整体来看具有较好的圈闭气藏能力，且储量较大。探寻一种高效的手段开发煤层气能够缓解我国能源压力，具有很重要的意义。（2）通过综合分析钻具组合、钻进参数、井眼轨迹设计的合理性，可以判断井眼轨迹的偏移程度，再根据实际地质、经济适用条件判断井眼轨迹类型，实现煤层定向井井眼轨迹的优化设计。（3）轨迹的控制从造斜工具（马达、旋转导向等）和测量工具（随钻测斜工具、随钻测井工具）两方面入手，通过提高工具寿命、工具适用条件、工具可操作性及其他工具性能，来提高煤层定向井井眼轨迹控制能力。（4）针对井壁失稳导致的井眼轨迹偏移，甚至其他更严重的后果，从钻井液密度、钻井液抗黏土膨胀、钻井液泥饼质量及钻井液粘度四个方面进行优化，改善了煤层气井井壁稳定性，进而提高了煤层定向井钻井安全。