高阶煤裸眼多分支水平井重建渗流通道技术研究与应用

李学博 刘 忠 刘春春 张光波 李 鹏 张红星

(华北油田山西煤层气分公司，山西 048000)

裸眼多分支水平井依靠其主、分支有效沟通煤层中的裂缝系统，使渗流通道呈网状分布，突破了煤层非均质的局限，增加了煤层气的解吸范围，降低了开发综合成本，经济效益十分显著，是区块开发的主体工艺技术之一。但从沁水盆地南部郑庄区块开发效果来看，工艺适应性较差，总体呈现出低产井比例高、单井产量差异大的特点，严重制约了产能建设目标的实现。

1 郑庄区块多分支水平井开发概况

1.1 多分支水平井生产概况

郑庄区块投产至今累计投产多分支水平井41口，单井最高产气量达到20000m3/d。平均单井产气量2700m3，平均流压0.15MPa，无进一步提产潜力。其中产量低于5000m3井37口，占总井数的90%，整体开发效果效益较差。在生产中发现，部分水平井井眼通道出现垮塌、堵塞，产量远低于预期。该类井地质条件较好，具有良好的增产潜力，但依靠长期自然排采无法有效恢复单井产能，急需进行增产改造。

区内开发地质背景为富集低渗，开发主力层为山西组3号煤，含气量22m3/t，煤层厚度4～6m，平均5.3m，煤层埋深480～1050m，平均780m，平均渗透率0.01mD，物性较差。

1.2 低产原因分析

结合前人研究成果，本文认为在含气量、埋深相近的条件下，多分支水平井低产的主要原因有两类。

煤岩结构破碎，钻井易垮塌。沁水盆地高阶煤层后期构造改造严重，具有抗压强度低、杨氏模量小、泊松比小、易碎易垮塌的特点。借鉴寺河矿煤样试验分析结果，沁水盆地3号煤在清水中的膨胀性不强，已发育的裂隙大多被泥质或碳酸盐填充。而在钻井施工中，受钻井液液柱压差影响，致使钻井液侵入煤层，引起内部黏土矿物膨胀，造成煤岩破坏形成碎块。此外，局部地区煤体结构发育为碎裂结构煤，煤层强度及胶结程度较差，受钻井压力波动影响，煤层易发生疲劳损伤，引起井下垮塌。

该类井实钻轨迹远未达到设计轨迹，分支进尺短，井控面积极其有限，产气效果差，平均产气量不足500m3(见图1)。

图1 钻井垮塌井分布图及煤层进尺统计图

(1)以郑3V为例

该井受煤体结构破碎影响，钻井中发生煤层垮塌。有效煤层进尺920m，纯煤进尺793m，煤层钻遇率86.2%，是正常完钻井进尺的1/5左右。井控面积0.2km2。投产后基本不产气(见图2)。

图2 郑3V生产曲线图

储层应力变化导致井眼垮塌。煤储层应力敏感性强，随着排水生产的持续进行，气井井筒内的动液面将会不断下降，储层压力随之下降，有效应力增加，在煤层围岩压力基本不变的条件下，煤岩与煤层裂隙、孔隙的压力差将逐步增加，局部煤层出现不稳定状态，导致井眼变形垮塌，堵塞渗流通道，气井产能无法释放，气井表现为低气低水。研究表明，煤体结构越破碎井眼越易垮塌(见图3)。

图3 排采应力变化示意图

该类井钻完井情况较好，分支展布合理，排水阶段降压控制较好，解吸后有良好产气趋势，在产气过程中，气、水、压力发生突降。分析认为是井眼发生垮塌或煤粉堵塞气水产出通道。

(2)以郑4V为例

该井有效煤层总进尺4499m，有效纯煤进尺4376m，煤层钻遇率97.3%，井控面积0.55km2，整体钻井情况较好。排采过程中受系统压力波动影响，发生气、水、压力突降。气量由3800m3降至无气；水量由1.0m3降至无液；流压由0.5MPa降至0.1MPa。分析认为该井分支发生垮塌，后期实施氮气泡沫解堵措施未见明显效果(见图4)。

图4 郑4V生产曲线图

2 井眼重入技术的研究

2.1 技术原理

利用原多分支水平井工程井，在原水平井分支控制范围内重钻井眼，穿过洞穴井后按照设计分支轨迹钻井，沟通原有分支，实现对整个多分支井盘活，提高单井产气能力。

2.2 垮塌点判识

本文首先对低产水平井实施四维向量生产监测，结合数值模拟技术，对气井地下流体能量强弱进行有效识别，初步判别水平井产量贡献的主要分支。在此基础上，综合构造及纵向煤体组合特征，判识分支坍塌点。研究表明，分支易在以下几个部位发生垮塌。

背斜轴部：研究表明，背斜轴部为应力释放区，会使轴部的岩层产生裂缝，导致煤体结构破碎，虽然该位置处渗透率有一定改善，但易发生井壁坍塌(见图5)。

图5 背斜轴部垮塌示意图

分支侧钻点：受煤体破碎、煤层垮塌影响，部分井主支侧钻点密集分布，使该井段成为应力集中区，排采过程中随着储层压力的逐步下降，有效应力加大，导致该井段煤岩发生易垮落，堵塞气水产出通道。(见图6)

图6 分支侧钻点垮塌示意图

断层附近：由断层形成的岩性突变和破碎带是影响井壁稳定的两个因素：①岩性突变：断层通常会造成岩性突变，当钻遇到不同岩性时，由于强度发生变化，导致井壁失稳。②破碎带：断层在形成过程中，不同层位在外力的作用下会发生错断，导致断层附近的岩石发生破碎，产生小的破碎带，这些破碎带对井壁的稳定性有较大影响(见图7)。

图7 断层附近垮塌示意图

2.3 重入方案设计

根据垮塌点位置，利用精确导向技术引导钻头重钻井眼，疏通堵塞点。针对多分支水平井不同的垮塌情况设计重入分支(见图8)，一是针对主井眼垮塌的多分支水平井，采用沿原主井眼直接重新钻进，疏通堵塞位置；二是针对分支井眼垮塌的多分支水平井，侧钻新井眼，沟通原有侧支。设计煤层进尺800～1000m，下入筛管完井，防止再次垮塌，同时保障后期可作业可维护。后期利用洞穴直井生产，节约投资的同时，保障单井的连续平稳生产。

图8 井眼重入实施方案

2.4 钻采工艺

设计轨迹为着陆点以后开窗侧钻，井轨迹联通洞穴井后，尽量靠近原多分支水平井的主支、同时多沟通分支，保证主支的堵塞疏通效果。

为了实现利用原洞穴井排采，在设计井轨迹的过程中采用两种方式与洞穴井进行联通。一是在构造简单、煤体结构稳定井区采用井轨迹直接联通洞穴井的方式；二是在构造相对复杂、煤体结构破碎的井区设计井轨迹从洞穴边缘穿过，采用憋压方式联通。

疏通井设计二开的井身结构，利用老水平井工程井，钻开灰塞至着陆点附近，采用φ152.4mm钻头完成钻井，下入φ139.7mm筛管完井。

2.5 技术适应性分析

对比水平井其它增产措施，井眼重入有三方面优势：一是最大程度利用原工程井和排采井场，无需新征井场，节约投资；二是重钻井眼后，采用筛管完井，支撑井壁，有效避免后期垮塌；三是成井后期可作业维护、增产改造。因此，该技术有效适用于井眼垮塌、堵塞较为严重的低产水平井，尤其是排采过程中气、水、压力突降的低产水平井。

3 现场应用

郑庄区块目前已实施井眼重入3口井，均见到了良好的措施效果，措施后平均日增气量3500m3。

(1)针对分支垮塌、堵塞，实施分支侧钻，以郑平X1V井为例

该井煤层进尺4500m，共钻遇1主支，6分支，井控面积0.4km2。在排采过程中，受设备故障、频繁停井影响，排采不连续，日产气量由1.2万m3突降至不产气，经多次作业维护日产气量仅恢复至800m3。分析认为该井分支侧钻点处井眼垮塌、堵塞。因此，对该井实施分支侧钻，措施后日增气量3500m3(见图9)。

图9 郑平X1V井生产曲线图

(2)针对主支垮塌、堵塞，实施主支重入，以郑平X2V井为例

该井煤层进尺4600m，共钻遇2主支，9分支，井控面积0.4km2，分支展布合理。排采过程中受排采设备频繁停井影响，流压大幅波动，导致井眼垮塌，气井几乎不产气。分析认为该井近井地带主井眼垮塌、堵塞。因此，对该井实施主井眼重入，措施后日增气量3800m3(见图10)。

图10 郑平X2V井生产曲线图

参 考 文 献

[1] 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.

[2] 崔新瑞，张建国，刘忠，等.煤层气水平井井眼堵塞原因分析及治理措施探索[J].中国煤层气，2016，13(6)：31-34.

[3] 胡秋嘉，唐钰童，吴定全，等.氮气泡沫解堵技术在樊庄区块多分支水平井上的应用[J].中国煤层气，2015，12(5)：27-29.