低压低渗煤层气多分支水平井开发关键技术研究——以沁水盆地郑庄区块15 号煤层为例

简 阔，马 斌，许晓晨，陈召英，茹忠亮，刘 晓

（1.太原科技大学 能源与材料工程学院，山西 晋城 048011； 2.山西兰花煤层气有限公司，山西 晋城 048107；3.山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048204； 4.河南理工大学能源科学与工程学院，河南 焦作 454003）

0 引言

煤层气的有效开发有赖于大幅度提高单井产气量和资源动用率，截至2020 年底，全国煤层气累计钻井21217 口，其中投产12880 口，按投产井数测算，全国2020 年煤层气单井日均产气量约1227 m3/d，单井日均产量总体达到盈亏平衡点［1］。目前多分支水平井和大位移定向井技术逐渐成为开发煤层气的主要手段，煤层气多分支水平井单井产量高，成本回收快，具有直井不能替代的优势和潜力，适合于低渗煤层气的开发。

我国地面煤层气抽采在沁水盆地南部获得了较好的商业化开发效果，但低压低渗煤储层发育，直井产量普遍偏低，部分直井日产量长期处于300 m3/d左右，而沁水盆地北部的阳泉、潞安、霍州等矿区直井低产状况也是长期没有得到解决。煤层气多分支水平井技术极大地提高了资源动用率和产能，为低压低渗储层煤层气高效开发提供了可能。2004 年国内第一口煤层气多分支水平井在晋城矿区大宁井田完成，钻井进尺8018 m，最高日产量达到35000 m3，实现地面煤层气抽采工艺和产量的“双突破”［2］。之后煤层气水平井技术快速发展，当前煤层气水平井开发研究主要集中在钻完井工艺［3-7］、定向射孔技术［8-9］、分段压裂和密集多簇压裂技术［10-14］、一体化地质导向技术［15］以及地质适应性研究［16-17］等。

总的来说，煤层气多分支水平井开发的优势主要集中在：（1）极大地增大储层接触面积；（2）“上翘式”井身结构改变储层流动特征，实现“气-水分异流动”；（3）便于现场修井作业［18-21］。本次研究以沁水盆地郑庄区块太原组15 号煤层多分支水平井LDP-22H（山西兰花煤层气有限公司设计施工）的钻完井工艺和排采数据为依据，全面介绍低压低渗煤储层煤层气多分支水平井的开发技术和煤层气排采效果，以期为我国类似储层条件下地面煤层气开发提供技术借鉴和指导。

1 研究区地质背景

1.1 地质构造与含煤地层

郑庄区块主体位于沁水盆地南缘，寺头断层西侧，行政区划主要隶属于山西省沁水县和阳城县，整体为一个由东南向西北倾的斜坡构造，地层较为宽缓，平均倾角约4°；研究区内发育平行、低缓褶皱，呈近南北和北北东向展布，褶皱幅度一般较小；区内断距较大的断层主要有寺头断层、后城腰断层及与之伴生断层，形成一组NE-EW 向的弧形断裂带；区内发育一定的陷落柱，基本无岩浆活动［22］。LDP-22H位于郑庄区块南部寺头正断层的东侧（见图1）。

图1 郑庄区块构造纲要[22]Fig.1 Structure profile of Zhengzhuang Block

郑庄区块含煤地层主要包括上石炭统—下二叠统太原组和下二叠统山西组，其中山西组（P1s）厚33～64 m，平均45 m，主要岩性为泥岩、粉砂岩、砂岩及煤层。含煤1～3 层，其中3 号煤层为全区稳定可采煤层，本组以底部K7 砂岩与太原组分界，K7 砂岩为灰色中-细粒砂岩，局部相变为粉砂岩。3 号煤位于K7 砂岩之上，与K7 砂岩之间多为黑色泥岩；太原组（C3t）厚64～105 m，平均80 m，主要岩性为石灰岩、砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩及煤层，为典型的海陆交互相沉积组合，其中含灰岩5～6 层，含煤11 层左右，可采煤层15 号煤位于本组下部。

1.2 煤层气储层地质特征

15 号煤为本文研究的目标煤层，近年来郑庄区块开始大面积在15 号煤部署L 型水平井。15 号煤在本区块广泛分布且保存完整，在寺头断层西侧埋深较大，埋深主体位于800～1000 m，东侧埋深较浅，一般在500 m 以深，地应力梯度为1.99×10-2MPa/m，地应力较大，煤层总厚度在2.07～6.40 m，平均4.63 m，以碎裂煤为主，煤体结构较差，含气性总体也低于山西组3 号煤［23］。其中LDP-22H 井所处的15 号煤层埋深362.00～365.70 m，煤厚在3.6 m左右，含气量在15 m3/t 左右，总体含气性较好（见图2）。此外，15 号煤层顶板一般为石灰岩、粉砂岩和砂质泥岩，具有弱含水性，渗透性差到中等，底板以泥岩和砂质泥岩为主，含水性也较弱，渗透性差［24-25］。试井实测储层平均压力为1.95 MPa，储层压力梯度平均为4.0 kPa/m，属于典型的低压储层。

图2 郑庄区块南部15 号煤层含气量、煤厚、埋深等值线Fig.2 Gas content, coal bed thickness and contour lines of burial depth of No.15 coal bed

2 15 号煤层多分支水平井开发关键技术

2.1 水平井钻完井工艺

LDP-22H 井施工的煤层为太原组15 号煤，需要克服煤层薄，倾角变化反复，煤层不稳定等多方面困难，设计井深1300 m 以上，并与LDP-22V 垂直井连通，施工多个分支，完成4500 m 左右的煤层大进尺完钻，为了能在太原组15 号煤层安全高效地钻进，采用了三开井身结构，主体井身结构如图3所示。

图3 LDP-22H 井井身结构示意Fig.3 Structure of LDP-22H well

一开采用Ø311.15 mm 钻头，钻至井深44.55 m，进尺结束后使用大排量钻井液充分循环，确保井底无沉砂后，起钻下入Ø244.48 mm 表层套管，固井水泥浆返出地面，憋压候凝；

二开采用Ø215.90 mm 钻头，钻进井段44.55～510 m，并于井深107 m 时开始定向造斜钻进，钻进结束后下入Ø168.28 mm 技术套管，下入深度为509.06 m，此过程严格遵守每下5～10 根套管灌浆原则，防止套管内空和套管环空挤压套管变形，固井水泥预返至370 m，敞压候凝；

三开采用Ø130.18 mm 钻头钻进煤层水平段，钻进井段510～5110 m，钻水泥塞结束后开始连通钻进，连通钻进至570.70 m 连通成功，连通成功起钻甩强磁接头继续各分支钻进。此外该工程LDP-22H 水平井主支采用Ø110 mm PE 筛管，下入井深1081 m 进行筛管完井，分支采用裸眼完井，而LDP-22V 垂直井采用割缝衬管完井。

钻井采用T200XD 型号钻机，补心高2 m，钻井周期36.46 d，完井周期37.33 d，建井周期41.96 d，钻进过程中，一开采用聚晶金刚石复合片（PDC）钻头，钻速为6.36 m/h，钻压为10 kN；二开采用PDC、三牙轮钻头，钻速由浅至深分别为6.93、3.60、2.12 m/h，钻压依次为40、80 和80 kN；三开水平段采用PDC 钻头，钻速显著提高，为16.91 m/h，钻压为20 kN。全井有效总进尺5110 m，有效煤层总进尺4586 m，纯煤进尺4493 m，钻遇率97.97%。

2.2 地质录井与标志层判定

地质录井的目的是在钻井过程中获取各项反映地下地质情况的原始资料和数据，为煤层气地质评价和工程施工提供第一手资料，是贯穿煤层气勘探开发全过程中的一项重要技术。依据钻井程序，二开开始常规录井工作，三开井段只要求岩屑样观察录井，在录井过程中对工程参数等连续进行了测量，主要录井项目包括岩屑录井（44.55～230 m 井段为4 m/包；230～510 m 井段为1～2 m/包）、钻时录井（1 m/点）、钻井液录井（12 h/次）以及钻井液槽面观察。其中，岩屑录井是标志层判定的最主要手段，标志层是划分和对比地层的重要依据，同时也是预测下部地层及三开着陆点的重要参数，因此在上部地层录井过程中为了卡准各标志层和15 号煤层，需要加强岩屑录井。同时针对15 号煤层厚度薄、横向厚度变化大的特点，在预计进入标志层前需要加密岩屑录井间距，准确地卡准本井的区域性标志层，如上石盒子组底界灰色细砂岩、下石盒子组底界灰色细砂岩、山西组底界灰色细砂岩等，经录井分析各标志层特征同区域地层岩性特征基本一致，本井地层层序正常，钻遇地层自上而下依次为第四系（Q）、二叠系上统上石盒子组（P2s）、下统下石盒子组（P1x）、山西组（P1s）、石炭系上统太原组（C3t未穿）。各地层岩性组合特征见表1。

表1 LDP-22H 井钻遇地层岩性特征Table 1 Lithology of strata drilled by LDP-22H well

2.3 钻井液、钻具组合优选及其井眼轨迹控制

沁水盆地煤储层往往具有低压、低渗透、低饱和度和高吸附的特点，煤体结构疏松，钻进和排采时孔壁容易发生垮塌，尤其在水平段大进尺的情况下，容易形成岩屑床，造成起下钻阻卡，因此钻井液的选择尤为重要。一开采用膨润土钻井液，使用土粉、HV-CMC、纯碱配制而成，经过充分水化，密度为1.04 g/cm3。二开定向要求造斜率高，为了满足钻井和井下安全的需要，钻井液要求保证润滑性能和携砂效果良好，以确保井壁稳定和提高钻速，因而采用聚合物钻井液，密度为1.03 g/cm3。在整个施工过程中钻井液保持低密度固相，增强了护壁性、防渗漏、防塌；定向段随着井斜和位移不断增加，钻具在井筒内的摩阻及扭矩随之增加，要求钻井液具有良好的润滑性能，需较小的失水、含砂量，为此加入HV-CMC 等提高钻井液的润滑、防卡性能，同时加入防塌剂、润滑剂改善、提高泥饼质量，这样既能巩固井壁又能减小摩阻，防止产生托压现象，充分实现了钻井施工设计中所要求的造斜后全面实施减阻防卡措施的要求。三开采用清水钻井液，密度为1.01 g/cm3，保证携岩能力，施工过程严格控制钻井液的固相含量，保持钻井液性能符合设计要求。

15 号煤层厚度薄，煤层跟踪控制难度大，为了提高钻进速度，缩短钻井周期，全井总体采用“PDC钻头+螺杆”钻具组合。在偏心连通验证后，起钻甩RMRS接头，组合导向钻具下钻，进入主井眼及分支井眼施工，钻具组合为：Ø130.18 mm PDC 钻头×0.22 m+Ø101 mm 螺杆（1.5°）×4.36 m+Ø101 mm 浮阀×0.53 m+Ø101 mm UBHO（通用井底定向接头）×0.88 m+Ø 101 mm NMDC（非磁性钻铤）×6.33 m+Ø101 mm GAP×1.18 m+Ø101 mm NMDC×4.20 m+Ø101 mm NMDC×2.10 m+SLH90×210 接头×0.30 m+Ø73 mm DP（钻杆）×9.64 m+Ø101.6 mm DP×1167.39 m+方入。具体不同井段钻井液与钻头类型组合见表2。

表2 不同井段钻井液与钻头类型组合Table 2 Drilling fluid and bit type combination in different well section

LDP-22H 井口距LDP-22V 井洞穴靶点水平位移301.81 m，方位196.45°。LDP-22H 井于井深524 m、垂深384.50 m 着陆（进入15 号煤层），于井深570.70 m、垂深387.23 m 与LDP-22V 井洞穴连通。LDP-22H 井主井眼及其分支井眼分布情况如图4所示，共完成主井眼及分支井眼11 支。其中L1 分支进尺最大，为724 m；主支井眼M1 进尺最小，为223 m；L6（L4）分支结束井深最大，为1321 m（见表3）。

表3 LDP-22H 井煤层钻遇情况统计Table 3 Coal beds drilled by LDP-22H well

图4 LDP-22H 井主井眼及其分支井眼分布示意Fig.4 Distribution of main bolehole and branch boleholes of LDP-22H well

较高的煤层钻遇率得益于精准度较高的测井实时数据和地层岩性辨识，从地层结构来看，15 号煤层位于太原组下段，总体为半亮型煤，原生结构情况较好，底板为较厚的泥岩层（约3.40 m），顶板薄泥岩层（约0.65 m）与深灰色厚层灰岩（约11 m）相接。由图5 中LDP-22V 井15 号煤层测井曲线可见，煤层与顶底板泥岩层的测井响应特征有明显的不同，由于煤层中铀、钍、钾等天然放射性物质含量很低，表现出较低的自然伽马值（GR）；再者煤主要是由碳、氢、氧3 种元素组成的碳氢高分子化合物，具有较低的基质密度，总体密度（DEN）也比较小，但相对于泥页岩和砂岩，煤层的电阻率（RD，深侧向）显示高值，井径（CAL）方面由于煤层原生结构较好，相对于泥岩层变化不大（见图5）。

此外，LDP-22H 井在Ø130.18 mm 水平井眼的钻进中使用了定向螺杆和EM 实时数据记录。在钻进过程中，仪器测量的原始信号、钻井参数和伽玛曲线的实时数据从井下传送到地面接收器，并且所有记录的实时数据被输入给随钻地质导向程序，通过该程序，这些实时数据记录与已钻模型对比分析，并不断修正对构造变化的认识，并通过对构造认识的不断修正，设计钻头将要走的轨迹路线。

3 排采实践

LDP-22V 抽排直井于2019 年7 月15 日投产，最新的排采数据截止到2021 年11 月25 日，总共排采生产865 d（含修井、检泵作业），采用螺杆泵进行排采，前期排采产水量较高，一度达到137.09 m3/d，短暂高峰后快速衰减，第400 d 后衰减至零，476～649 d 产水量在10 m3/d，之后又迅速衰减至零，累计产水量13490.04 m3。2019 年12 月27 日（第166 d）开始产气，产气第1 天仅为500 m3/d，第3 天就达到2568 m3/d，之后迅速攀升，第243 d 产气量突破10000 m3/d，截止修井作业前（第792 d 之前），已经稳产高产1 年半的时间（550 d），该阶段产气最高峰为35069 m3/d，此时的套压为0.933 MPa，井底流压为1.025 MPa；修井作业后（第794 d 之后），气量突然增大，超过流量计最大估算值，日产气量最高峰达到156640 m3/d，半个月的短暂高产后，日产气量稳定在80000 m3/d 左右，此时的套压在0.7 MPa 左右，井底流压在0.8 MPa 左右，全程累计产气量为20915469.3 m3（图6）。日产气量突破15 万m3，这标志着多分支水平井在低压低渗煤储层煤层气高效开发关键技术上取得了重大进展。

图6 LDP-22V 井排采曲线Fig.6 Drainage and production curves of LDP-22V well

值得关注的是，LDP-22H 多分支水平井由于“上翘式”井身结构，在重力作用下使得气、水分异，前期排水量较大，上产慢，但见气后产量迅速攀升。但该井排采前期产水量过大、煤粉增多问题严重，排采过程频繁出现检泵停产事件，从而影响排采的连续性，多次停排事件也会对储层压力进行频繁扰动，破坏储层降压的连续性，影响产能恢复。此外，排采早期压降不稳，陡升陡降，容易引起煤储层应力敏感性变化，对煤储层渗透率造成伤害，进而影响压降漏斗扩展和气、水产出效果。

4 结论

（1）多分支水平井三开井身结构有助于克服煤层薄，煤层不稳定的问题，另外由于水平井与煤层接触面积大，滤失量也大，钻井液要保持低密度固相，增强防渗漏性能，同时要保证携岩和润滑防卡能力。LDP-22H 水平井采用了钻井-录井-测井一体化地质导向技术，可以准确卡准目的煤层，同时实时修正钻头轨迹路线，极大地提高了煤层钻遇率和煤层有效进尺。

（2）优化水平井井位，加强低部位水平井前期排采强度，降低停泵和检修作业频次，有效提高排采连续性，稳定压降速率，减弱煤储层的压敏、速敏以及贾敏效应，减少对煤储层渗透率的伤害，实现高产稳产。

（3）LDP-22H 水平井实现了沁水盆地太原组低压低渗煤储层超高产开发的突破，日产气量最高峰达到15 万m3以上，为相似储层条件的煤层气水平井高效开发提供了先导试验和参考样版，值得进一步研究和推广。