涂志民 張亮 呂娜 李鵬 孟思源 衣麗偉

中石油煤層氣有限責任公司

國內(nèi)自1989年聯(lián)合國環(huán)保署項目“中國煤層氣資源開發(fā)”實施以來，目前煤層氣生產(chǎn)井近16 000余口，應用了多種開發(fā)技術，主要包括鉆井技術及完井技術2 類，包括直井、叢式井、多分支、U 型及L 型水平井鉆井技術，以及裸眼洞穴完井、套管射孔完井及射孔壓裂完井技術等［1-4］，應用技術較多，但總體開發(fā)效果欠佳，僅有約1/3 油氣井能夠正常生產(chǎn)［1］。在國外應用較為成熟的技術，在國內(nèi)不能達到預期效果，是目前煤層開發(fā)面臨的最主要問題。其主要原因在于國內(nèi)外煤儲層特征存在較大差異，以煤層氣開采最為成功的美國為例，煤層形成后未經(jīng)歷復雜的構造運動，煤層結構較完整，由中、低階煤組成，地層壓力以正常壓力—超壓為主，滲透率較高；而國內(nèi)含煤盆地煤儲層特征較為復雜，煤層氣開采條件相對較差，因此，對煤層氣開發(fā)技術要求更高［5-7］。

韓城礦區(qū)為國內(nèi)煤層氣開發(fā)的重點區(qū)域之一。目的煤層為下二疊統(tǒng)太原組和山西組，煤層形成以來遭受多次構造運動破壞，煤層結構較為復雜，整體上具有低孔(平均值為5.6%)、低滲(平均值為0.2×10-3μm2)、低壓 (平均值為 2.8 kPa/m)的特點，煤層氣開采難度較大。自2010年實施規(guī)模開發(fā)以來，實施鉆井近千余口，但開發(fā)效果并不理想，低產(chǎn)井偏多，顯示開發(fā)技術與煤儲層特征存在不適應的問題。前人對各類開發(fā)技術特點進行了較為全面的總結［2-3,7-8］，吳雅琴等［9］對沁水盆地鄭莊區(qū)塊不同特征儲層采用直井壓裂和多分支水平井技術開發(fā)效果模擬對比分析，顯示了開發(fā)技術與儲層相匹配的重要性；劉貽軍等［10］針對貴州比德—三塘盆地單層薄、累計厚度大、低孔、低滲、高含氣飽和度特點，應用了可撈式橋塞分段壓裂、連續(xù)油管水力噴射射孔分段壓裂、電纜射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂等工藝，均表明開發(fā)技術與煤儲層特征的匹配是煤層氣開發(fā)成功的關鍵。研究區(qū)目前主要應用叢式井組射孔壓裂技術以及多分支水平井開發(fā)技術，但開發(fā)效果參差不齊、差異較明顯。因此，在前期實踐基礎上針對該區(qū)煤儲層特點，進行了L 型水平井套管鉆井技術應用試驗，取得了初步成效。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于渭北隆起東北端，地處渭南地區(qū)韓城市境內(nèi)，呈北東延展的寬帶狀，總面積約1 115.7 km2［11］(圖1)?？傮w呈北東走向、北西傾向，傾角淺部陡、深部緩的單斜構造，地層傾角一般為 5～20°?？刹擅簩?3 層，分別為 3 號、5 號和 11 號煤層，平均總厚度近8.0 m，為該區(qū)煤層氣開發(fā)主要目的煤層。

圖1 韓城礦區(qū)構造Fig.1 Structure of the Hancheng mining area

2 開發(fā)技術適用性分析

2.1 壓裂工程適用性分析

煤巖的力學性質(zhì)總體表現(xiàn)為低強度、低彈性模量和高泊松比，其在壓裂過程中易形成短而寬的裂縫，同時具有較高的破裂壓力，高泵壓很容易將裂縫延伸到低破裂壓力的砂(泥)巖鄰層，即俗稱的壓竄頂?shù)装?，其原因是煤層與頂?shù)装宓钠屏褖毫Υ嬖谝欢ú町悾瑥亩鴮е滤α芽p的上下擴展，影響造縫效果［11-13］；另外，煤巖微孔隙及裂隙發(fā)育，使得在壓裂過程中壓裂液濾失嚴重，易發(fā)生遠端脫砂引起砂堵，同時易形成復雜的裂縫(如T 形縫、I 形縫)，導致造縫效果差［14］。研究區(qū)煤層變質(zhì)程度較高，煤級屬貧煤—無煙煤，煤層受壓實程度較高，通過巖心觀察煤巖割理普遍具有碳酸鹽巖充填現(xiàn)象，孔滲條件均較差，煤層含水較少，地層壓力低。目前煤層氣開發(fā)主要采用活性水壓裂工藝，壓裂過程中在高泵壓作用下，微裂隙及孔隙被壓開，壓裂液進入，從而引起煤層吸附壓裂液，導致水鎖傷害，煤儲層壓裂改造效果達不到預期［15］。壓裂過程中表現(xiàn)為壓裂液難以進入地層，壓裂完成后壓降緩慢，而排采過程中表現(xiàn)壓裂液難以返排，地層產(chǎn)水較少。以研究區(qū)牛心村先導試驗區(qū)活性水壓裂工藝應用為例，該區(qū)56 口壓裂井，經(jīng)過近6年的排采生產(chǎn)，其壓裂液返排比例大部分在50%以下，僅4 口井壓裂液返排完成。而目前各生產(chǎn)井日產(chǎn)水一般0.2 m3左右，難以實現(xiàn)壓裂液返排。

2.2 多分支水平井適用性分析

煤層氣多分支水平井鉆井是集鉆井、完井與增產(chǎn)措施于一體的鉆井技術。主水平井眼一開鉆表層，并下表層套管封固地表易漏地層；二開鉆至著陸點(見煤點)，下入套管封固煤層段以上地層；三開鉆主水平井眼和分支井眼，不下套管，裸眼完井［16］。該技術具有導流能力強、解吸面積大以及煤儲層傷害小的優(yōu)點，能夠快速把資源量轉(zhuǎn)化為產(chǎn)氣量，提高采收率及經(jīng)濟效益［17-19］。但由于采用裸眼完井，井壁穩(wěn)定性至關重要，若井壁垮塌導致井孔掩埋，則會前功盡棄。同樣以牛心村先導性實驗區(qū)為例，目前該區(qū)共實施7 口多分支水平井，其中4 口井已完成鉆井并投入生產(chǎn)，而其余3 口井全部因井壁垮塌導致卡鉆、埋鉆而工程失敗。該4 口水平井經(jīng)過近3年的排采生產(chǎn)，動液面降至煤層后，各井生產(chǎn)呈現(xiàn)產(chǎn)氣、產(chǎn)水均極低的特征，表明井壁垮塌、孔眼被埋，滲流通道堵塞。主要原因是該區(qū)煤巖強度較低且較為疏松，水平井裸眼完井井壁難以穩(wěn)定，導致該區(qū)多分支水平井開發(fā)效果較差；另外，裸眼完井多分支水平井在排采生產(chǎn)過程中易產(chǎn)生大量煤粉，阻塞滲流通道，導致排采效果逐漸變差，也是該類井型不利因素之一。

2.3 套管鉆井L 型水平井適用性分析

套管鉆井技術是指在鉆進過程中采用套管替代傳統(tǒng)的鉆桿向井下傳遞機械及水力能量，井下鉆具組合接在套管下面，鉆進的同時下入套管，完鉆后套管留在井內(nèi)做完井管柱用的鉆井方法，它不僅可以極大地降低鉆井成本加快完井速度，而且可以減少常規(guī)鉆井技術所存在的事故隱患，如井眼坍塌、井壁沖刷等，此外，還能夠避免因劃眼和處理起下鉆造成的井涌風險，從而縮短鉆井時間，具有廣闊的應用前景［20-21］。該技術在常規(guī)油氣田應用較成熟，而在煤層氣開發(fā)領域目前尚無應用實例。在該區(qū)采用煤儲層活性水壓裂工藝難以達到改造效果，并且多分支水平井裸眼完井孔眼難以穩(wěn)定，因此，提出采用L 型水平井套管鉆井技術開發(fā)煤層氣，既避免進行壓裂改造，又能充分利用水平井開發(fā)的優(yōu)勢，增加與煤層的接觸面積，提高導流能力，并且能穩(wěn)定井壁，最大程度實現(xiàn)地質(zhì)與工程的匹配，改善該區(qū)煤層氣開發(fā)效果。

3 應用實例

HN-L1 井為韓城礦區(qū)牛心村先導試驗區(qū)實施的1 口套管鉆井L 型水平井，目的煤層為5 號煤層。施工過程順利，嚴格按照設計要求高質(zhì)量完成鉆井，并及時投入生產(chǎn)。

3.1 井身結構

該井一開使用?347.6 mm 鉆頭鉆開表層58.99 m，下入?298.5 mm 表層套管固井；二開使用?269.9 mm鉆頭鉆至925.53 m，造斜點457.51 m，下入?219.08 mm技術套管920.08 m，并進行固井；三開水平段使用?190.5 mm 鉆頭鉆至井深1 416.70 m，著陸點1 002 m，井底垂深748 m，水平位移795.44 m，使用?139.7 mm套管完井，不固井(圖2)。

圖2 HN-L1 井井身結構Fig.2 HN-L1 structure

3.2 鉆井技術

3.2.1 鉆具組合

鉆井采用導向鉆井技術，通過MWD 對井眼軌跡進行監(jiān)測，確保水平段在煤層中鉆進，不同鉆井階段采用不同的鉆具組合。(鉆具組合尺寸有問題，長度沒給出來)

一開0～58.99 m 井段鉆具組合：?347.6 mmPDC鉆頭+?165 mm 無磁鉆鋌×1 根+?165 mm 鉆鋌×4根+?127 mm 鉆桿。二開 58.99～438 m 井段鉆具組合：?269.9 mm 牙輪鉆頭+?203 mm 單彎螺桿+? 177.8 mm 定向接頭+?177.8 mm 無磁鉆鋌 (MWD)+?165 mm 鉆鋌×6 根+?127 mm 鉆桿；438～925.53 m井段鉆具組合：?269.9 mmPDC 鉆頭+?203 mm 單彎螺桿+?177.8 mm 定向接頭+?165 mm 無磁鉆鋌(MWD)+?127 mm 斜坡鉆桿+?127 mm 加重鉆桿+?127 mm 斜坡鉆桿。三開 925.53～1 416.70 m 井段鉆具組合：?190.5 mmPDC 鉆頭+?140 mm 單彎螺桿+?140 mm 單向閥+?140 mm 定向接頭+?140 mm無磁鉆鋌(MWD)+?139.7 mm 套管。

3.2.2 鉆井液

0～58.99 m 井段，以低固相鉆井液作為循環(huán)介質(zhì)，用量：土粉 6 t，純堿 0.5 t，聚丙稀酰胺 2 t，高黏聚合物0.5 t。密度1.03 g/cm3，黏度35 s，含砂量0.2%，pH 值 7.5。

58.99～925.53 m 井段，采用無固相鉆井液作為循環(huán)介質(zhì)，用量：土粉2 t，純堿2 t，高黏聚合物3 t，羧甲基纖維素(CmC)4 t，聚丙烯酸鉀3 t，聚丙釋酰胺鉀鹽 3 t。密度 1.02～1.06 g/cm3，黏度 30～33 s，含砂量0.1%～0.2%，pH 值 7.5。

925.53～1 416.70 m 井段，采用清水鉆井液作為循環(huán)介質(zhì)，使目的煤層避免侵蝕和傷害。鉆井液密度1.00～1.02 g/cm3，黏度25～26 s，含砂量0.1%～ 0.2%，pH 值 7.5。

3.3 完井技術

該井于2015年4月1日三開完鉆，使用?73 mm油管打撈出定向儀器，套管射孔完井。射孔層段1 245～1 255 m，總孔數(shù) 220 孔，相位角 360°，89 槍型，89 彈型，孔密 22 孔/m。

3.4 技術實施關鍵

為順利完成鉆井施工并保護煤儲層，對設備質(zhì)量及鉆井液要求較高。

(1)三開生產(chǎn)套管采用寶鋼產(chǎn)P110 鋼級?139.7 mm 生產(chǎn)套管。水平段鉆進過程中扭矩較大，對套管本體尤其是絲扣的要求很高,其抗扭強度和抗拉強度要接近或高于同類井所用鉆桿的抗扭強度和抗拉強度。

(2)采用進口PDC 五翼鉆頭。保證一次性鉆井完畢，否則起鉆換鉆頭需要連帶套管一起起出，易造成煤儲層垮塌；并且要求高質(zhì)量PDC 鉆頭金剛石鑲體不易掉落，否則掉落的金剛石鑲體極易卡在鉆頭與套管之間，造成井下復雜事故。

(3)為充分保護煤儲層不受傷害，該井水平段采用該區(qū)生產(chǎn)井排采液作為鉆井液進行鉆進，能夠最大程度保證鉆井液與煤儲層的配伍性。施工現(xiàn)場配備了四級固控設備：振動篩(＞74 μm)、除砂器(44～74 μm)、除泥器 (8～44 μm)、離心機 (2～8 μm)，以除去有害固相，保持鉆井液性能的相對穩(wěn)定。鉆井液參數(shù)每15 min 檢查一次，以避免侵蝕和傷害目的煤層并保證鉆井施工的正常進行。

4 效果分析

該井于2015年5月6日投入生產(chǎn)，初始井底壓力5.48 MPa，初始動液面192 m，排采15 d 后井底壓力降至4.86 MPa，開始見氣，排采生產(chǎn)215 d 后日產(chǎn)氣量達到該井最高產(chǎn)量1 920 m3。隨后由于排采工藝原因，該井頻繁檢泵，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1 200 m3左右。目前該井由于計劃采用新的排采工藝一直處于停機狀態(tài)(圖3)。

圖3 套管鉆井L 型水平井排采曲線Fig.3 Production curves of L-shaped horizontal wells using the casing drilling technology

該井排采曲線顯示以下特點：(1)見氣快，投產(chǎn)半個月后即見氣，單相流排采生產(chǎn)時間短，節(jié)約生產(chǎn)成本；(2)生產(chǎn)階段日產(chǎn)氣及產(chǎn)水較高，截至停機前平均日產(chǎn)氣952 m3，日產(chǎn)水2.43 m3，顯示了較好的排采效果。表明煤儲層滲透率保護較好，受傷害較少。

在整個牛心村先導試驗區(qū)有4 口多分支水平井以及56 口直井、定向井生產(chǎn)，從不同井型開發(fā)效果對比，L 型水平井套管鉆井效果最好。多分支水平井在其整個生產(chǎn)期間產(chǎn)氣、產(chǎn)水均極低，全部4 口多分支水平井平均日產(chǎn)氣量為59.55 m3，平均日產(chǎn)水0.51 m3，反映多分支水平井井壁已垮塌，滲流通道堵死，沒有達到多分支水平井充分改善煤儲層滲流能力的目的。另外區(qū)內(nèi)叢式井平均日產(chǎn)氣200～600 m3，平均值為 363 m3；日產(chǎn)水 0.23～1.27 m3，平均值為0.67 m3，而且初始見氣時間一般170～806 d，平均值為372 d。

從以上分析可知水平井套管鉆井無論從日產(chǎn)氣、日產(chǎn)水以及初始見氣時間相比多分支水平井或叢式井都具有較大的優(yōu)勢，該技術充分結合了該區(qū)的煤儲層特點，地質(zhì)與工程匹配性較好，開發(fā)效果較好。

5 結論

(1)在前期韓城礦區(qū)煤層氣開發(fā)實踐基礎上，充分結合該區(qū)煤儲層特點，首次應用了L 型水平井套管鉆井技術，目前排采生產(chǎn)現(xiàn)狀相較叢式井組射孔壓裂及多分支水平井技術效果好，初步顯示了該技術的應用前景，但也存在一些問題，主要表現(xiàn)在實施井位偏少、應用范圍小，今后需逐步加大實施力度，進一步驗證該技術的可行性，并形成成熟的煤層氣開發(fā)技術方案。

(2)實施井位應主要考慮不同儲層特點。HNL1 井煤層埋深較深，煤體結構為原生結構煤。下一步考慮井位部署在煤層埋深較淺的低地應力區(qū)以及碎裂煤分布區(qū)，探索該技術實施效果，形成與該區(qū)煤儲層特點相匹配的煤層氣開發(fā)技術。