鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气低成本高效钻井技术

袁明进 龙志平 朱智超

(中石化华东分公司非常规油气资源工程技术研究中心, 江苏 210011)

1 区块地质概况

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东缘南段河东断褶带南部, 区块呈不规则长方形, 东西长约33．18km, 南北宽约22．38km, 面积701．3km2, 含煤面积672km2。煤层稳定分布区达490km2。区块内构造简单, 断层不发育, 中部两条逆断层, 将区块分为东部平台区、西部平台区和破碎带三个构造单元, 局部发育小断层。地层总体成—走向北东、向北西方向缓倾斜的单斜构造, 倾角5°～10°。

区块内共发育11 层煤, 其中石炭系上统太原组和二叠系下统山西组为主要含煤地层。山西组2#煤层和太原组10#煤层为本区块的主要可采煤层, 全区分布稳定。煤层埋深从东南向西北方向逐渐增大,范围800～1500m。其中山西组2#煤为主力煤层,厚度4～7m,含1～3 层夹矸,多为块状碎裂煤。含气量4．29～20．38m3/t ,平均值12．3m3/t。

2 钻完井技术现状及难点分析

2．1 技术现状

华东分公司自2008 年在延川南区块实施煤层气勘探开发以来, 截至2010 年底, 已在该区块累计钻井19 口, 其中按井别分： 参数井12 口, 排采井7 口; 按井型分： 直井10 口, 定向井9 口。钻井方式主要为常规钻井方式, 钻机大都为钻深能力较小的ZJ30 系列油田钻机和水源2000 系列煤田地质类钻机, 设备和工艺流程均相对较简单。2011年度在延1 井获得单井排采突破的情况下, 开始实施大井组排采试验, 目前正在实施当中。

2．2 难点分析

从延川南区块已钻井的实施情况来看, 钻井过程中存在的主要井下复杂情况是井漏, 不仅造成钻井液和材料的浪费, 而且严重影响了钻井施工进度, 区块已钻井井漏情况如表1。

从井漏的统计分析结果来看, 漏失层在第四系、刘家沟组等上部地层附近较为集中。地质分析显示第四系地层风化严重, 其裂隙、孔隙结构均不稳定; 刘家沟组及石盒子组风化也较为严重, 特别是地层分界面附近, 裂隙比较发育; 同时在山西组、太原组局部井段灰岩发育, 煤层段割理发育,钻井过程中也容易发生井漏。

表1 延川南区块漏失情况统计

从延1 井组目前的施工情况来看,采用常规钻井方式,钻井过程中存在的井漏在一定程度上制约了煤层气勘探开发的进程,影响了煤层气勘探开发的效益,井漏已成为该区块钻井存在的主要问题之一。

3 低成本高效钻完井技术

3．1 参数井

3．1．1 钻机选型

延川南区块煤层埋深均较深, 其中主力煤层2#煤层埋深分布： 东部平台在800～1000m, 西部平台在1000～1500m。储层压力系数东部平台区为0．40～0．477, 西部平台区为0．76～0．87。

因此, 该区块钻井存在一定的难度。钻机选型除了既要满足钻井需要, 同时也要降低钻井成本,实现低成本高效开发煤层气的目。同时还由于参数井有取芯等地质任务, 而煤层取芯不同于常规石油钻井取芯, 采用的是专用的绳索式取芯工具。因此目前该区块施工参数井的钻机主要为GZ- 2000、TSJ - 2000、SPS- 2000 等不同类型的水源钻机。这3 种类型水源钻机主要用于水源、中浅层石油、天然气、煤层气井等钻探, 具有工艺流程和操作相对简单、能耗低和便于维护保养等特点。

3．1．2 井身结构

综合考虑延川南区块地层压力、井壁稳定性、储层保护要求以及后期压裂改造和煤层气井低成本高效开发原则等因素, 该区块井身结构普遍采用二级井身结构方案 (见图1) 。一开用φ311．1mm 钻头钻进, 钻穿第四系黄土层和流沙层后, 进入刘家沟组稳定基岩20 后完钻, 下φ244．5mm 表层套管, 封固上部及第四系疏松地层, 水泥浆返至地面; 二开用φ215．9mm 钻头, 钻穿太原组10#煤层后60m 完钻, 下φ139．7mm 生产套管, 固井水泥返至最上部目的煤层以上200m。

图1 直井井身结构

3．1．3 钻井方式

目前延川南区块主要的钻井方式为常规钻井液钻井, 钻井设备主要为不同类型的水源钻机。由于煤储层压力系数一般较低, 延川南区块煤层压力系数都小于1。采用常规钻井方式, 钻井过程不仅容易发生井漏等复杂情况, 同时由于钻井液密度较高, 对储层伤害较大。

在煤层气井钻井作业中, 除了水源类钻机外,还有T- 130XD、RD20 等不同类型的车载式空气钻机。这两种钻机不仅适用于空气钻进、清水或钻井液钻进等不同工艺, 同时还可根据需要可随时进行转换, 以满足不同地层的需求。RD20 钻机空气钻井时采用152．4～203．2mm (6～8in) 气动潜孔锤钻进, 最大井深达1550m。据统计, 美国80%以上煤层气开发井采用空气或空气/泡沫钻井, 并且取得了非常好的应用效果。

空气钻井, 由于采用的是空气作为循环介质,不仅环空无液柱压力, 同时井底无液柱压实作用,不仅能够有效的解决延川南区块钻井施工过程中存在的井漏问题, 同时采用气动潜孔锤钻进的钻井方式, 有效的提高了破岩效率, 机械钻速得到大幅提高, 表2 是和顺区块煤层气井不同钻井方式的实施效果对比。由表2 可以看出, 空气旋冲钻井方式比常规钻井方式机械钻速提高了4～5 倍。因此, 建议延川南区块在地面条件和地质情况容许的情况下, 钻井方式应以空气旋冲钻井为主。钻至煤层上部, 取心过程中更换清水或常规钻井液钻进。

表2 和顺区块不同钻井方式实施效果对比

图2 空气钻井与常规钻井机械钻速对比

3．2 排采井

3．2．1 丛式井钻井

延川南区块山峦起伏, 沟壑纵横, 多坡地, 地面条件复杂, 开发井网部署难, 地面工程成本高。从征地和环保角度, 丛式井组钻井方式要明显优于单个直井; 其次, 丛式井组的地面工艺流程费用低, 便于后期生产管理。

一般情况下, 单个平台井组部署的井数越多,综合后的钻前成本就会节约越多。但在对丛式井进行布局时, 需要考虑多方面的因素, 如井场区域地貌、工农关系、钻井技术水平、钻井成本以及防碰绕障等。对于延川南区块, 每个井场布井数不少于2 口, 一般情况为3～6 口, 相邻井距控制在4～6m, 通常取5m。

图3 四井组丛式井钻井布局

3．2．2 井眼轨迹优化设计

丛式井钻井主要以定向井为主, 结合定向井各剖面类型的用途及特点, 考虑施工复杂程度, 在延川南区块的定向井均采用直- 增- 稳三段制剖面,其应用广泛, 施工难度低, 且能满足生产需要。

(1) 造斜点位置选择

造斜点的位置尽量靠上, 可以选择在距表套20m 的位置, 下压造斜点则须考虑排采对井斜的要求。造斜点的选择还应遵循以下原则：

①造斜点宜选在比较稳定的地层, 避免在岩石破碎带、漏失地层、流沙层或容易坍塌等复杂的地层定向;

②尽可能选在可钻性均匀的地层, 避免在硬夹层定向造斜;

③综合考虑设计井的垂深、水平位移和剖面类型确定造斜点位置, 并且考虑满足排采工艺的需要;

不干扰钢混凝土叠合梁之下公路的通行，是进行该支架体系设计的首要原则。因此，桥面板支架体系要通过叠合梁的结构特性，充分发挥主梁和侧梁的结构功能，具体来说有以下三点需要注意。

④选择的造斜点位置应尽可能使斜井段避开方位自然漂移大的地层或利用井眼方位漂移的规律钻达目标点。

延川南区块, 上部地层差异性较大。部分地区地层稳定, 岩性均匀; 有的则地层破碎易发生复杂情况。在造斜点位置选择上, 应综合考虑。

表3 丛式井组井眼轨迹优选参数

(2) 井斜角的确定

根据实钻资料显示当井斜角小于15°方位不稳定, 容易漂移; 井斜角＞45°, 测井和完井作业施工难度大, 扭方位困难, 转盘扭矩大, 并易发生井壁坍塌等现象。

目前在延川南已施工的定向井最大井斜角在22°～35°范围内, 有部分井由于井场选择不理想,导致水平位移过大, 煤田钻井队施工这类井时难度较大, 钻具磨损严重, 甚至直接导致钻具损坏, 而且钻井施工必须满足后期排采的需要。排采主要考虑的是井斜对螺杆泵抽油杆偏磨的影响, 根据资料表明井斜角越大对其影响大, 而且考虑到满足地质方案的要求, 延川南区块延1 井区排采试验井组中定向井的最大井斜角要求＜35°。

丛式井造斜点位置的选择及井斜角的确定需认真考虑各井间的干扰, 方便施工的同时需满足施工安全。

(3) 造斜率的选择

根据定向井井身质量控制标准要求普通定向井其造斜率应＜5°/30m, 煤层气定向井施工其造斜率可选为值为4．5°/30m 或5°/30m; 考虑本区块煤层埋深浅, 为了尽快完成定向钻进缩短增斜段段长,本区块采用5°/30m 的造斜率进行施工, 据现场施工的情况来看能够很好地满足地质、工程及后期排采需求。

根据上述因素的综合考虑, 设计造斜点优选在120～230m, 相邻造斜点相距30m 以上, 造斜率为5°/30m。下面以四井组丛式井为例进行说明, 设计目标点垂深为950m, 完钻井深为钻至目的层后留60m 口袋。

3．2．3 现场施工工艺

丛式井在施工过程中与通常的单井施工区别并不是很大, 其井身结构、钻井液体系、固完井方案基本相同, 其主要的差别在于各井之间需要注意防碰, 对钻具组合的要求相对较高。

对于延川南区块, 根据不同井段施工要求的不同, 采用不同钻具组合进行施工作业。

直井段主要是防斜打直, 采用塔式钻具组合;二开后由于直井段较短, 采用螺杆+PDC 钻头钻具组合, 复合钻进的方式; 进入造斜段、稳斜段后,可以不必起钻, 继续采用直井段螺杆+PDC 钻头钻具组合, 复合钻进的方式, 直至完钻。其优势在于一方面节省换钻具组合时间且有良好的轨迹控制效果; 另一方面整个钻柱旋转, 有利于顺利送钻和大斜度井段的携岩。所以在井身质量好、井眼净化和钻柱起下正常的井眼中推荐使用复合钻进进行施工。

表4 丛式井组钻具组合优选

钻井液的使用, 主要考虑以安全快速成井为原则, 兼顾煤层保护。一开钻遇第四系地层： 主要是黄土层, 成岩性差, 易漏失、垮塌、扩径, 采用预水化膨润土钻井液。钻井液需维持中高粘度, 以携带岩屑、稳定井壁为主; 二开采用低固相聚合物钻井液, 钻至2#煤层前将密度控制在1．08g/cm3以内, 粘度40～50S 左右, 同时降转速以小排量钻进, 钻井液性能主要功能是保持井眼稳定、携带岩屑、提高机械钻速。开钻前储备好单封、复合堵漏剂等随钻堵漏材料, 钻进至提示漏失层位前, 在钻井液中加入一定量的随钻堵漏剂预防井漏的发生。

4 经济效益评价

4．1 井漏成本

从延川南区块已施工井的情况来看, 普遍存在井漏, 单井的漏失量从40～200m3不等。按照单井平均漏失泥浆80m3计算, 延川南区块钻井平均泥浆成本275 元/m3, 单井漏失的泥浆成本为22000元。再加上钻井过程中的循环泥浆, 按200m3计算, 单井循环泥浆成本为55000 元。若采用空气钻井, 不仅减少了钻井液循环消耗和井漏成本, 同时提高了机械钻速, 缩短了钻井周期, 使得综合钻井成本将大大下降。

4．2 地面工程成本

延川南区块钻井, 单井钻前地面工程、工农协调、搬迁等成本平均为29 万元。若采用丛式井钻井方式, 按照单个井组部署4 口井来算, 可节约钻井工程成本约80 万元, 不包括后期压裂作业和排采管理等费用。同时丛式井组施工, 钻井液可处理重复再利用, 可节约钻井液成本15 万元。

表5 丛式井组单井成本对比分析

[1] 冯三利, 叶建平, 张遂安．鄂尔多斯盆地煤层气资源及开发潜力分析 [J ] ． 地质通报, 2002, 21(10) ．

[2] 陈静, 马财林, 李燕等．鄂尔多斯盆地孤山区块深部煤层气勘探潜力分析 [G] ．煤层气勘探开发理论与实践．北京： 石油工业出版社, 2007．

[3] 范万庆, 潘伟辉．RD20 车载空气钻机在煤层气钻井工程中的应用 [A] ．2006 年煤层气学术研讨会论文集 [C] ．北京： 地质出版社, 2006．

[4] 乔磊, 申瑞臣, 黄洪春等．沁水盆地南部低成本煤层气钻井完井技术 [J] ． 石油勘探与开发, 2008,35 (4) ： 482- 486．