影响煤层气水平井井壁稳定性的地质因素分析

杨 健倪元勇王生维秦 义刘 伟胡 奇（.中国地质大学（武汉），湖北武汉 007；2.国家知识产权局专利局机械部，北京 00088；.华北油田公司钻采部，河北任丘 062550；.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062550）

引用格式：杨健，倪元勇，王生维，等.影响煤层气水平井井壁稳定性的地质因素分析［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：5-9.

影响煤层气水平井井壁稳定性的地质因素分析

杨 健1，2倪元勇3王生维1秦 义4刘 伟1胡 奇1（1.中国地质大学（武汉），湖北武汉 430074；2.国家知识产权局专利局机械部，北京 100088；3.华北油田公司钻采部，河北任丘 062550；4.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062550）

引用格式：杨健，倪元勇，王生维，等.影响煤层气水平井井壁稳定性的地质因素分析［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：5-9.

摘要：通过煤矿井下实测，直观描述了煤层水平孔的失稳、垮塌特征，统计分析了煤层水平孔稳定性与埋深、煤坚固性之间的关系，并应用晋城地区现有煤层气水平井的实际排采数据进行了对比分析。认识到影响煤层气水平井井壁稳定性的主要地质因素是：小微构造、地应力、埋藏深度，其中小微构造导致水平井眼易穿过构造软煤区，地应力、埋藏深度会增加井壁的受力导致井壁失稳垮塌。研究结果为从地质方面预防井壁失稳提供了理论依据。

关健词：煤层气水平井；失稳垮塌；小微构造；埋藏深度；地应力

煤层气多分支水平井技术是一种集钻井、完井和增产措施于一体的先进技术［1］，能够克服晋城地区煤储层裂隙不发育、渗透性低，地势险峻，井场建设困难等缺陷［2］。2004年以来晋城地区已投产86口水平井，但高产井只占约20%。分析钻井史资料认为井壁垮塌、堵塞是制约煤层水平井高产的瓶颈问题。

关于煤层气水平井稳定性问题，国内学者做了许多理论研究。张哲，唐春安（2006）等分析了井眼周围裂纹萌生、扩展及应力迁移、释放［3］。鲜保安等（2007）利用断裂力学研究了煤层的井壁稳定， 把井壁附近裂纹简化为小孔， 分析了小孔附近裂纹的应力集中［4］。屈平，申瑞臣等（2009）分析了节理煤层的井壁失稳机理，建立了节理煤层井壁稳定评价模型［5］。屈平，申瑞臣（2011）等利用三维离散元分析煤层气水平井，进行了井壁稳定数值模拟，提出了内外双层建模技术［6］。前人做了深入的理论分析，并企图建立尽量接近于真实工况的精确数学模型。但煤层是深埋地下的脆弱岩体，物理性质复杂，数学模型不足以做出全面的描述。因此应该深入矿井观测煤层水平孔失稳特征，并从地质的角度分析该问题，对煤层气水平井优化布井提出指导。

1　煤层水平孔稳定性典型实例

1.1 稳定型

观测点埋深300 m，构造简单，处于宽缓的向斜核部，煤层倾角2~3°。地应力特征为SH＞Sv＞Sh，侧压比1.23~1.53，SH方向为NWW284.4°。钻孔位于坚硬的原生结构煤层，宏观煤岩类型为半亮煤，煤阶属无烟煤，煤坚固性系数f为1.2~1.4。该水平孔使用Ø76 mm钻头钻成，观察时刚钻成7 d。

水平孔孔口为规则的圆形（图1a），孔径约80 mm。钻孔内部孔壁坚固、平整，无裂隙、垮塌等失稳现象，但遗留有少量钻屑。

1.2 “横向挤扁”型

观测点埋深310 m，构造背景简单，煤层呈倾角3~4°的单斜。地应力特征与稳定型相同。钻孔位于原生结构煤层中，宏观煤岩类型为半暗－半亮煤，煤阶属无烟煤，坚固性系数f为1.0~1.2。该水平孔使用钻头Ø96 mm钻成，已钻成479 d。

孔口呈椭圆形（图1c），垂向孔径为82 mm，水平方向孔径75 mm。对比96 mm的钻头直径，可知其明显缩径。钻孔顶部可见挤压裂隙（图1c），一条主裂隙沿轴向上延伸，周边分布许多细小裂隙，孔底也分布有挤压裂隙。孔壁粗糙呈毛刺状，有细粒状、微小块状垮塌物，淤塞较严重。

1.3 “纵向挤扁”型

观测点埋深480 m，构造较简单，煤层为倾角8~10°的单斜。地应力特征为Sv＞SH＞Sh，侧压比0.52~0.60，SH方向为NNE21°~ NNE36°。为原生结构煤，煤阶属贫瘦煤，宏观煤岩类型属半亮煤，煤坚固性系数f为0.8~1.0。水平孔使用Ø94 mm钻头，已钻成511 d。

水平孔口呈椭圆形，垂向孔径82 mm，水平孔径88 mm，从形态上看有“纵向压扁”的特点（图1e）。井筒内壁的左右两侧多分布裂隙（图1f），裂隙交错使局部呈破碎状，导致部分煤块垮落。

1.4 全面垮塌型

观测点煤层埋深为265 m，构造简单，为一个宽缓的向斜的核部，煤层倾角3~4°。地应力特征与稳定型相同。钻孔位于煤层与底板接触位置，煤体结构为粉状构造软煤，层厚20 cm左右，煤阶属无烟煤，坚固性系数f≈0.2。该水平孔使用Ø76 mm钻头钻成，刚钻成1 d。水平孔缩径明显（图1b），孔径40 mm左右，在纵向和侧向上均被“压扁”，大致呈不规则的四边形，孔壁煤质软、呈粉状，内部有垮落的粉状—结块状软煤。

图1　 不同稳定程度煤层水平孔实例观测

2　观测实例的统计分析

图2总结了大宁、寺河、沁城、余吾等4座煤矿的15个观测实例的稳定性特征，纵坐标为实测孔径与钻头直径之比，用来表示孔壁稳定性。100%表示井壁无变化，十分稳定；0%表示井眼完全堵死。图中横坐标表示埋藏深度。散点图中用不同符号表示不同的煤体坚固性值域区间。

图2可以得出煤层埋深、煤坚固性（f值）对井壁稳定性的影响：（1）煤体坚固性相近时，井壁稳定性随埋藏深度的加大而变差；（2）坚固性越差（f值越低）煤层水平孔稳定性随之变差。因此，煤坚固性、煤层埋藏深度对水平井壁稳定性都有显著影响，其中煤坚固性对井壁稳定性的影响程度要远大于煤层埋藏深度。此外散点图中的线性关系不明显，说明很可能还存在其他的影响因素。

通过对比新、老钻孔的井壁稳定性，发现在地质背景与煤坚固性相近的情况下，新钻成钻孔的稳定性明显高于钻成时间较久的钻孔，这说明井壁失稳有蠕变特征，即虽然钻孔在刚钻成时是稳定的，但在长时间的应力作用下孔壁会轻微缩径、垮塌。

图2　 埋深、煤坚固性对井壁稳定性的影响程度统计分析

3　地质因素对煤层气水平井产能影响

3.1 煤层埋深对产气能力的影响

统计樊庄、郑庄区块56口水平井平均日产气量与煤层埋深的关系（图3），可知在埋深200~400 m区间内，62.5%的井日产量大于10 000 m3；在埋深400~600 m的区间内， 约19.2%的井日产量大于10 000 m3，约19.2%的井产量在5 000~10 000 m3，约61.6%的井小于5 000 m3；在埋深大于600 m的情况下，日产量普遍在2 000 m3以下。但整体上，产气量随埋深无线性变化规律。

综合煤矿井下观测可以得出：（1）随埋深增加，井壁所受应力值增强，井壁垮塌堵塞井眼，导致产气量下降；（2）埋深与产气量无线性变化规律，因此认为埋深不是唯一的控制因素，其他地质因素对产气量有较强影响。

图3　 樊庄、郑庄区块56口水平井平均日产气量与埋深关系

3.2 煤层小微构造对产气能力的影响

（1）简单构造。图4a为FZP11-1井典型分支井眼L2（L1）的轨迹剖面图。黑色粗线条表示煤层，黄色线条为母井眼L1轨迹，蓝色线条为L2（L1）井眼轨迹。煤层构造简单，呈简单的单斜，倾角变化为下倾2.6°→下倾6.8°→下倾4.1°→上倾2.6°，无断层。

结合煤矿观察可以预测：井眼轨迹前80%分布在坚硬的煤层中部，井壁稳定，能稳定产出煤层气。末端向斜处井眼靠近底板，该位置易产生构造软煤，井壁易失稳，产气能力差。

图4b为FZP11-1水平井排采曲线，可以看出该井产气量高，最高日产气34 779 m3，平均日产气量13 116.78 m3，总产气量16 960 045 m3，已经排采1 293 d，仍能保持10 000 m3/d的日产气能力。这主要是由于煤层构造简单，而且井眼多分布在坚实的煤层中部，远离构造软煤，为煤层气的产出提供了较大的解吸面积。

（2）复杂小微褶曲构造。图4c为FZP11-2井典型分支井眼L1（M1）的轨迹剖面图。黑色粗线条表示煤层，黄色线条为母井眼M1的轨迹，蓝色线条为L1（M1）井眼轨迹。煤层构造较复杂，起伏变化频繁，倾角变化为下倾6.9°→上倾2.1°→下倾7.5°→上倾4.5°→下倾2.9°→上倾3.4°，末端有1条断距3 m左右的正断层。

结合煤矿观察可以预测：由于煤层起伏变化频繁，井眼在褶曲部位往往会靠近顶底板，这些部位易产生构造软煤，导致井壁稳定性差，降低产量。

图4d为FZP11-2水平井的排采曲线，可以看出日产气量比同井组的11-1井少很多，最高日产气3 700 m3，平均日产气量245.13 m³，总产气量316 956 m3。该井还有稳产时间短的特点，1 000~3 000 m3左右的日产量仅维持了200多天。

分析井眼认为低产原因是：①主井眼（M1）的初始段就处于褶曲构造发育区，分布在了向斜底部、背斜顶部等煤体坚固性差的区域，导致塌孔并阻断与分支井眼的连通；②井眼段受煤层小微构造的限制呈“U”形，曲折的钻孔一方面导致水的流动冲蚀破坏井壁稳定性，另一方面“U”形管效应导致煤层水堵塞了煤层气的运移通道。

（3）小微断层构造。图4e为FZP03-1井典型分支井眼L1（M1）的轨迹剖面图。黑色粗线条表示煤层，蓝色线条为L1（M1）井眼轨迹。煤层构造较复杂，倾角较大，分布有5条正断层，断距1~4 m。

结合煤矿观察可以预测：煤层受断层破坏严重，井眼穿过断层面、顶底板附近等煤体坚固性较差区域时极易垮塌、堵塞井眼，导致产量低。

图4f为FZP03-1水平井排采曲线图，可以看出受到断层的影响，该井的产气量很低，最高日产气量1 600 m3，平均日产气量186.02m3。同样由于断层连通顶底板含水层的原因，该井产水量很大最高日产水78.8 m3，平均日产气量仅34m3。

图4　 水平井眼小微构造背景与排采曲线对比

3.3 地应力方向对产气能力的影响

在相似的埋深、小微构造下，井眼的分支方向不同也会导致产能的差异。如图5所示，PZP01井组4口水平井构造背景相似，都由背斜的核部向翼部延伸，埋深为540~590 m。 但4口井日均产气量差别很大，近南北向分布的FZP01-1、FZP01-2产量较高，分别为6 149.89 m3/d和2 776.83 m3/d。近东西向分布的FZP01-3、FZP01-4产量较低，分别为1 018.57 m3/d和524.04 m3/d。这与井眼分支方向与地应力方向的配置关系有关［8-10］。

4　结论

（1）井壁失稳的表现形式为：原生结构煤中钻孔失稳主要为在应力集中区出现裂纹，并伴有轻微缩径、垮落。构造软煤中的钻孔缩径程度十分严重，孔壁全面垮塌。

（2）地应力侧压比小于1.0（Sv＞SH）时，井壁左右两侧容易受到挤压破坏呈“纵向压扁”的形态；地应力侧压比大于1.0（SH＞Sv）时，井壁顶底容易受到挤压破坏呈“横向挤扁”的形态。

图5　 FZP01井组井眼分支平面图

（3）煤层气井壁失稳有蠕变现象，相近的地质背景下，较新的水平孔壁稳定性要远远大于较老的水平孔。

（4）煤层小微构造（褶曲、断层）、埋藏深度和地应力是影响煤层气水平井井壁稳定性的主要地质因素。首先，褶曲构造背景下的煤层空间起伏变化多，而导致水平井钻进过程中容易钻出煤层，穿越顶底板附近的软煤层，从而引起井壁垮塌堵塞。 第二，受煤层褶曲构造的限制水平井眼易呈“U”形，曲折的钻孔一方面导致水的流动冲蚀破坏井壁稳定性，另一方面煤层水会在井眼中出现“U”形管效应导致煤层水堵塞了煤层气的运移通道。第三，多分支水平井的井眼穿越小微断层构造时，容易导致井眼沟通顶底板含水层，导致产水量剧增，而产气量很低。第四，随埋深增加地应力值增强，井壁容易垮塌，且最大主应力方向的变化也会影响井壁稳定性。

参考文献：

［1］ 倪小明，苏现波，张小东.煤层气开发地质学［M］ . 北京：化学工业出版社，2009.

［2］ 鲜保安， 高德利， 王一兵， 等. 多分支水平井在煤层气开发中的应用机理分析［J］. 煤田地质与勘探， 2005，33（6）： 34-37.

［3］ 张哲， 唐春安， 李连崇， 等. 煤层气开采过程井壁稳定性的数值试验研究［J］. 中国矿业， 2006， 15（9）： 56-58.

［4］ 鲜保安. 煤层气田多分支井优化设计研究［D］. 北京：中国石油大学， 2006.

［5］ 屈平， 申瑞臣， 杨恒林， 等. 节理煤层井壁稳定性的评价方法研究［A］. 2008 年煤层气学术研讨会论文集，2008.

［6］ 屈平， 申瑞臣， 付利， 等. 三维离散元在煤层水平井井壁稳定中的应用［J］. 石油学报， 2011， 32（1）： 153-157.

［7］ 汤友谊， 田高岭， 孙四清， 等. 对煤体结构形态及成因分类的改进和完善［J］. 焦作工学院学报 ：自然科学版，2004，33（4）：161-165.

［8］ 王中.地应力与井壁稳定性关系研究［D］.北京：中国地质大学，2010.

［9］ 李炎军， 萧林， 黄熠. 井壁稳定技术在涠洲11-1油田的应用［J］. 石油钻采工艺， 2007， 29（6）：19-21.

［10］ 金娟， 刘建东， 沈露禾，等. 斜井水平井优势钻井方位确定方法研究［J］. 石油钻采工艺， 2009， 31（3）：32-35.

（修改稿收到日期 2015-07-11）

〔编辑 薛改珍〕

Analysis of geologic factors affecting wellbore stability of CBM horizontal wells

YANG Jian1,2, NI Yuanyong3, WANG Shengwei1, QIN Yi4, LIU Wei1, HU Qi1
（1. China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;
2. Machinery Department of Patent Bureau, State Intellectual Property Office, Beijing 100088, China;
3. Drilling & Production Department of Huabei Oilfield Company, CNPC, Renqiu 062550, China;
4. Research Institute of Oil Production Technology, Huabei Oilfield Company, Renqiu 062550, China）

Abstract:This paper intuitively describes the features of instability and collapse of coalbed horizontal wells by downhole measurement, analyzes the relation between the coalbed horizontal well stability and burial depth and coal sturdiness, and compares and analyzes the actual drainage data of the available CBM horizontal wells in Jincheng District. This paper identifies the main geologic factors affecting the CBM horizontal well stability as below: small and micro structures, ground stress and burial depth. The small and micro structures cause the horizontal hole to easily penetrate the soft coalbed, and ground stress and burial depth may increase the stress on the well wall and hence cause wellbore instability and collapse. The conclusions in this paper provide theoretical basis for preventing wellbore instability from geology.

Key words:CBM horizontal well; instability and collapse; small and micro structure; burial depth; ground stress

作者简介：杨健，1987年生。2013年毕业于中国地质大学（武汉），现从事石油天然气钻探、开采方向的专利审查工作。电话：15300076166。E-mail：cug1613@126.com。

基金项目：国家重点基础研究发展计划（973计划）“煤层气开发多分支水平井控制机理”（编号：2009CB219608）资助。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.002

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0005 – 05

文献标识码：A

中图分类号：TE21