柯柯亚深层煤岩气水平井钻井实践

2024-03-15赵前进杨立军李慎越秦新德

天然气勘探与开发 2024年1期

赵前进杨立军李慎越任凯秦新德

中国石油吐哈油田公司工程技术研究院新疆哈密 839009

0 引言

“十三五”以来，吐哈油田缺乏优质天然气资源发现，天然气产量一路走低，进入“十四五”，锚定油气当量再上年产300×104t战略目标，其中天然气贡献要超过1/3。吐哈盆地侏罗系含煤地层面积9 600 km2，煤层厚度大、资源量大，西山窑组煤岩储层具备形成大气藏的资源基础及高产条件，有望为这一目标的实现增添资源底气。为探索柯柯亚背斜构造带煤系地层天然气成藏新模式，实现吐哈盆地侏罗系煤系地层天然气的商业突破，2022年在台北凹陷柯柯亚构造带J2x2柯新1号构造圈闭部署煤岩气水平井柯新1H，该井自上而下钻遇新生界、侏罗系齐古组、七克台组、三间房组、西山窑组（未穿），西山窑组（2 000～3400 m）发育多套煤层，目的层煤层埋深3 400 m左右，为国内陆上埋藏最深的煤岩气藏，与新疆油田准噶尔盆地白家海凸起煤岩气藏相比，地质构造、目的层埋深、地层压力、地层倾角、煤层分布等方面对标分析，钻井技术难题更加突出[1]，有必要开展相关钻完井技术研究，为打成打好首口煤岩气水平井提供技术支撑。

1 工程技术难点

1）位于山前高陡构造，地层倾角40°～50°，钻压受限被动吊打，大尺寸井眼防斜与打快矛盾突出。

2）造斜段大尺寸井眼定向效果差，机械钻速低，同时受煤层坍塌应力大、煤矸石、煤岩水化等因素叠加影响，井壁易失稳坍塌，安全定向难度大。

3）千米水平段煤层起伏变化大，易出层，轨迹频繁调整，岩屑床清洁难度大，导致摩阻扭矩大，轨迹控制与安全钻井矛盾突出。

4）目的层煤质脆、煤层割理、裂缝发育，钻井液易侵入导致煤岩强度降低，对钻井液封堵防塌性能提出了更高的要求。

2 钻井关键技术

2.1 井身结构优化

通过前期钻井资料分析和地层三压力剖面研究结果可知，地层为正常压力系统，七克台组以上地层坍塌压力略低于地层压力，三间房至西山窑地层坍塌压力系数变化大（0.40～1.53），是预防复杂事故发生的关键井段（表1）。通过分析，柯新1H井存在2个必封点：①齐古组底约700 m，上部存在砾石层及疏松地层，下部七克台组存在浅层气，为井控提供井口条件；②目标煤层顶部。技术套管下至煤层顶部，主要封固上部潜在的塌、卡、漏井段，为三开水平段煤层专打提供井筒保障[2]。综合考虑安全钻井和后期压裂改造需求，水平井设计大三开井身结构，即一开采用Ø444.5 mm钻头钻至700 m，二开采用Ø311.2 mm钻头导眼完钻，水平井回填至造斜点，采用Ø311.1 mm钻头造斜至煤层顶部，下入Ø244.5 mm技术套管，三开采用Ø215.9 mm钻头，下入Ø 139.7 mm套管完井。

表1 柯新1H地层三压力数据预测统计表

2.2 大尺寸井眼防斜打快

该井直导眼二开至完钻设计井眼尺寸Ø 311.1 mm，2 500 m以浅地层倾角大，控制井身质量是关键所在。西山窑地层中下部煤层分布多、层厚、砂泥岩互层，通过不同的控斜技术适应性分析，煤上地层优选Power-V垂直钻井工具，解决钻压受限导致的防斜与打快的矛盾。

煤下地层优选低成本全压控斜钻具，解决煤层钻进阻卡频发的问题。结合钟摆防斜、动力学防斜理论，形成一种适合大倾角地层复合钻进的全压控斜技术，该技术采用特殊构型稳定器的螺杆、个性化尺寸与安装位置的新型组合，是通过稳定器的数量、构型、尺寸大小及安装位置的调整来实现防斜打快[3]，形成了“两短一长+外径递增”特殊三稳定器“0—1—2”组合设计（图1），达到钟摆力最大化，实现全压复合钻井条件下自主控斜的功效，该钻具辅助配套MWD随钻跟踪，实现“防、稳、纠”多功能于一体，可精确控制井斜与方位走势；同时优化配置具有井壁修复功能的新型稳定器，实现易塌、易缩井段井壁随钻修复，保障起下钻、短拉过程中钻具起下顺畅。自下而上稳定器外径由308 mm减少至305 mm，稳定器长度由250 mm增加至600 mm，构造形式为三翼对称螺旋型，有效增加与井壁的支撑点，保证下部钻铤的钟摆力效果，增强防斜效果，3个欠尺寸稳定器外径自下而上为阶梯式依次增加设计。通过现场试验验证，1 000 m调整段长小于等于40 m，最大井斜控制精度小于等于3°，全压复合钻进比例大于等于95%，钻压在40～120 kN范围内可调，有效解决了前期常规钻具轻压吊打、频繁纠斜、钻井效率低的技效性经济性的和谐统一。

图1 低成本强稳斜钻具组合示意图

2.3 水平井井眼轨道优化

2.3.1 目标方位优选

本井西山窑组地层最大水平主应力方向为北偏西20°，区块最大主应力与最小主应力差10.2～11.9 MPa，造斜段沿设计方位预计坍塌压力系数0.90～1.42，对应柯191井垂深3 268 m、井斜角75°左右时坍塌压力系数最高为1.42。水平段预计本井在钻遇水平段过程中，垂深3 350 m、井斜85°左右，沿设计方位101°钻进最大坍塌压力系数是1.45，考虑水平段井壁稳定性，优选水平井轨迹方向与最大主应力夹角优为59°，且 A、B点海拔高差相对较小，有利于轨迹控制[4]，故水平段方位优化为101°（表2、表3）。

表2 预计不同井斜角处的坍塌压力表

表3 水平段不同垂深处坍塌压力变化统计表

2.3.2 井眼轨道设计

为降低二开大井眼定向的难度，A点靶前距设计449 m，垂深约3 277 m。造斜段平均造斜率不宜超过4.5°/30 m，根据直导眼煤层实钻情况，造斜段避免在煤层中定向，设计稳斜穿越3套厚煤层，垂直厚度分别为7 m、16 m、7 m，狗腿度控制范围（3.3°～4.3°）/30 m。三开出套管鞋设计稳斜段约15 m，以规避导向盲区，为提高水平段煤层钻遇率[5-6]，在A、B靶点间增加3个控制点（表4）。

表4 柯新1H水平井井眼轨道设计表

2.4 强抑制强封堵钻井液

2.4.1 煤层坍塌机理

矿物组分分析：X射线衍射分析结果显示，煤系地层井段黏土矿物含量在16%～29%，以伊/蒙混层为主，容易发生井壁失稳[7]（表5）。地层较易水化分散、脆性剥落和坍塌，钻井液应加强对裂缝、微裂缝的封堵和对黏土矿物的抑制性。煤层割理较发育，孔隙类型主要为微孔和微缝，矿物组分胶结性差，钻井液滤液侵入后胶结物水化分散、脆性剥落和坍塌引起井壁不稳定。

表5 邻井岩石矿物组分分析结果统计表

从裂隙构造分析可知，煤层裂隙发育是其坍塌的主要原因，煤层中割理、大孔和中孔几乎占据了煤裂隙体积的54%，裂隙半径0.06～16.10 μm，一般钻井液体系由于颗粒较大难以针对煤层裂隙尺寸进行有效封堵。从电镜扫描和岩心外观特征来看，岩石挤压变形严重，表明此处存在构造地应力且分布不均，地层微裂隙、孔喉发育，为滤液进入提供了便利通道。

2.4.2 技术对策与性能评价

针对煤/泥互层井壁易垮塌、易井漏、长水平段钻进托压等地质工程难点，在做好封堵的基础上，强化防漏堵漏措施，提高承压能力，拓展安全钻进密度窗口，同时强化钻井液的抑制性和润滑性，二开与三开采用胺基有机盐钻井液[8-9]（表6）。

表6 柯新1H水平井钻井液性能展示表

二开造斜段钻井液配方：0.2%～0.5%包被剂+1%～1.5%胺基抑制剂+10%～30%盐类抑制剂+0.2%～0.5%生石灰+2%～3%降滤失剂+4%～6%防塌剂+3%～5%封堵剂+1%～1.5%固壁剂+2%～3%随钻堵漏剂+0.2%～0.3%提切剂。

三开水平段钻井液配方：0.2%～0.5%包被剂+1%～1.5%胺基抑制剂+10%～30%盐类抑制剂+0.2%～0.5%生石灰+2%～3%降滤失剂+0.5%～1%抗温降滤失剂+4%～6%防塌剂+3%～5%封堵剂+1%～1.5%固壁剂+2%～3%随钻堵漏剂+2%～4%润滑剂+1%～2%石墨粉+0.2%～0.3%提切剂。

1）封堵性评价：通过纳米分散态和微米聚集态封堵材料的优化使用，进一步改善泥饼质量，提升多级封堵效果，优化封堵剂粒径级配，对易塌地层孔喉、微裂隙进行有效封堵。优选软化点与井底温度相匹配的防塌沥青FT-401，提高煤岩胶结强度[10-11]。室内实验评价表明，FT-401软化点100℃～110 ℃。选用JHS-01等纳米封堵材料、聚合醇PGCS-1提高对岩石微孔隙和微裂缝的封堵作用，降低滤液渗透压力，提高了井壁稳定性，封堵效率由基浆的71.8%提高到90.2%（表7）。

表7 不同钻井液配方封堵效率评价结果统计表

2）承压能力评价：煤系地层裂缝发育，漏失风险大，且存在返吐、复漏等突出难题，通过优化可胶结桥堵材料，大幅提升双向承压能力。开展常规桥堵配方与可胶结桥堵配方室内承压能力实验，对2～4 mm楔形缝板80 ℃加热5 h，两组配方颗粒粒径及加量一致的实验条件下，常规桥堵配方历时320 s最高承压6 MPa左右，之后快速降至0 MPa，说明其封堵层被剪切破坏[12-13]；可胶结桥堵配方历时1 200 s正反向承压能力大于等于15 MPa，说明其封堵层完整致密，优于同粒径常规桥堵配方承压能力[11]。

3）抑制性评价：煤系地层黏土矿物含量高，水化能力强，易导致井壁失稳，通过优化盐类抑制剂、胺基抑制剂的使用浓度，大幅提升钻井液的抑制性能[14]。100 ℃滚动老化16 h后煤系页岩岩屑成型，回收率大于98%。加入抑制剂FTYZ后，膨润土线性膨胀率有明显降低，其抑制性优于单纯的甲酸盐（表8）。现场处理浆回收率大于100%原因：煤系页岩一般质地硬度高，热滚后的岩屑基本上都是不碎不分散，成型很好；同时测试样品水分未完全烘干。

表8 不同钻井液测试样实验结果

4）润滑性评价：基于传统液体润滑剂、特种极压润滑剂、固体润滑剂的多元组合，有效提升高密度、高矿化度钻井液的极压润滑性能，通过对3种不同钻井液密度润滑性评价[15]，说明当复合型润滑剂加量为2%时，与未加润滑剂相比，润滑系数降低率在80%左右（表9），可在水平段增加用量以降低长水平段钻具的摩阻扭矩。

表9 复合型润滑剂在不同密度钻井液中的润滑性能统计表

2.5 长水平段钻完井

针对常规通井方法通井效率差、阻卡频发、易划出新井眼的问题，研发适合Ø311 mm、Ø216 mm井眼的通井钻具组合，其核心工具是双向通井器，主要由领眼器、连接管、修复器、连接管四部分组成（图2），具备正反向来回修复井壁、大排量清洁井眼、模拟下套管等功能。双向通井器通过上部钻具地带动在井筒内部绕自身轴线转动，领眼器可保证工具顺利进入井眼，规避产生新井眼的风险。修复器外壁上的PDC切削齿在井筒内壁切削，起到二次修复变形井壁的作用，实现缩径处井眼扩径，同时其斜坡带布置的尖锥合金齿可击碎井壁掉块，避免出现因井壁垮塌造成的阻卡问题[16]。其通井钻具自下而上依次为双向通井器、钻铤1～2根、随钻井壁修复器、加重钻杆、随钻震击器，根据井下工况组装不同通井钻具和执行相应工艺流程（图3）。

图2 双向通井器示意图

图3 不同工况下通井钻具组合与流程示意图

3 实施效果

柯新1H完钻井深4 531 m，其中二开直井段试验Power-V垂直钻井工具，应用井段700～2 200 m，平均井斜0.1°，平均机速为8.96 m/h，施工周期9.25 d，防斜打直效果显著。水平段进尺1 016 m，钻遇煤层段513 m（5套煤层），煤层钻遇率50.5%。

三开自井深3 514.78m开始钻进，刚出技术套管就出层，综合判断未钻至J2x2主力煤层，按照地质要求降斜追层，钻至3 644 m时由于煤泥交界面坍塌导致卡钻，处理未果后回填至3525 m开始侧钻，从水平段轨迹控制情况来看，共5次进入煤层，4次出煤层（图4），轨迹调整过程中结合元素录井、GR、气测规律等参数研判每次为底出煤层，并通过返算真实地层倾角对井斜进行实时调整。侧钻后于井深3 592 m井斜78.25°进入煤层（入煤点1)，钻至3 710 m底出煤层(出煤点C1）。增斜钻至井深3 762 m井斜87.17°进入煤层（入煤点2)，地质判断钻至Ⅰ煤层，继续增斜找层，于3 79 0 m钻出Ⅰ煤层（出煤点C2），于井深3 932 m井斜91.42°重新进入主力Ⅱ号煤层（入煤点3），接地质通知预计钻遇断层，需降斜走煤层底部，4 200 m井斜降至88.09°，于4 216 m底出煤层（出煤点C3）。按地质要求增斜至90°以上找层，钻至井深4 260 m井斜89.47°进入煤层（入煤点4），分2个井段4 260～4 263 m与4 271～4 283 m短暂进入煤层，钻至4 283 m底出煤层（出煤点C4），随后稳斜至井深4 449 m井斜90.58°进入煤层（入煤点5），钻至井深4 531m完钻。