煤层气老井眼加深钻井增加产能技术

张 庆 李 倩 祁空军 张光波 贾慧敏 何军

(中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司,山西 048000)

我国煤层气资源丰富，煤层气开发始于20世纪90年代山西省沁水盆地,沁水盆地含煤层系主要是下二叠统山西组和上石炭统太原组，其中山西组3号煤层和太原组15号煤层是分布最稳定、单层厚度最大的煤层，是煤层气勘探开发的主要目标层位。

华北油田从2006年开始在沁水盆地进行煤层气资源规模开发。早期研究认为3号煤的地质特征及开发潜力优于15号煤层，因此只将3号煤作为主力开采煤层，以直井为主要井型进行规模勘探开发。钻井通常仅钻穿3号煤层，下入生产套管完井，进行单层开采，未将下部15号煤层钻穿开采。经过近十几年的煤层气开发，早期投产的煤层气井出现日产气量持续下降、产能衰减的现象；同时煤层气田周边煤矿对3号煤层不断采掘，井下瓦斯抽放，导致煤矿附近的煤层气井产能短时间内衰竭，极大的影响煤层气高产稳产和开发效益，这类煤层气井面临着封井废弃的局面。

近几年大量实验测试、钻井试采试验、地震、测井等资料的研究使15号煤层的地质条件、储层特征及开发潜力得到了进一步落实，开发15号煤煤层气的经济效益及开发价值得到了进一步肯定。

对于单采3号煤的产能衰竭井，可以采用老井眼加深钻井增加产能技术开发利用15号煤层煤层气资源，增加单井产能，提高单井产量。下面将对该技术进行详细的分析和阐述。

1 产能衰减原因分析

华北油田早期煤层气井均位于沁水盆地南部樊庄区块，只钻穿3号煤层进行生产，最高单井日产气量可达到4000～5000m3，开发效果较好。随着生产不断深入，部分井出现产能衰减现象，严重影响单井的开发效益。经过分析研究，主要有两方面原因：

(1)煤层气采出程度高，产能衰减

樊庄区块3号煤层煤层气资源丰度为1.58×108m3/km2，平均每平方公里部署13口井，因此平均单井控制储量为1215×104m3。随着日产气量不断累积增加，煤层气采出程度不断升高，由于单井控制储量是有限的，因此单井日产气量逐渐下降，产能不断降低直到衰竭。例如，H8-10井于2008年投产，最高日产气量可达4500m3，经过10年的不断开发，目前累计产气量达到750×104m3，采出程度高达61.7%，目前日产气量逐渐衰减至200m3，严重影响开发效益。

图1 H8-10井生产曲线图

(2)受煤矿采掘影响，产能衰竭

樊庄区块南部有3个正在开采的煤矿，分别是隶属于沁河能源的端氏煤矿、曲堤煤矿和隶属于晋煤集团的坪上煤矿。该区块钻探的77%的煤层气井的矿权与三个煤矿重叠。 随着煤矿对3号煤层的不断采掘，综采工作面距离煤层气生产井越来越近，煤矿瓦斯抽放孔对煤层气进行抽排，导致煤储层含气量大幅降低，对煤层气地面生产井产量影响巨大，当距离小于500m时，其影响更加显著，煤层气井产量在短时间内出现断崖式下降，最终产能衰竭，失去开发价值。例如，D-063井距离煤矿采掘面边界210m(图2)，该井由于煤矿井下瓦斯抽放的原因，在两周内日产气量由5000m3衰减至0m3(图3)。

图2 D-063井与煤矿位置关系示意图

图3 D-063井生产曲线图

樊庄区块15号煤层具有分布较稳定，厚度适中(2.5～4m)，埋深较浅(500～800m)，含气量高(19～24m3/t)的特点，可以作为3号煤层的接替资源。因此对樊庄区块3号煤产能衰竭的老井采用老井眼加深钻井增加产能技术，提高单井产量。

2 技术优点及选井原则

2.1 技术原理

老井眼加深钻井增加产能技术是利用老井井眼，先用水泥封堵上部产能衰竭煤层，试压确保施工安全后，钻开水泥塞并继续向下钻穿下部潜力煤层，达到增加老井产能、提高单井产量、实现效益开发的目的。

2.2 技术优点

该技术主要有以下优点：①各施工阶段工艺技术在常规油气已有应用，工艺技术成熟、简单；②樊庄区块多为山地、林区等不利地形，井场施工难度大，而利用老井眼进行15号煤钻井，只需要将原井场进行外扩，节约了井场建设费用。③3号煤及其上部地层已钻开，节省钻井费用和钻井时间，同时能够降低废液、废屑治理成本及污染风险。

2.3 选井原则

根据老井眼加深钻井增加产能技术应用条件及原理，结合实际情况，在充分考虑经济及技术因素的前提下，确定选井原则：①只钻穿并开发3号煤层的煤层气井；②3号煤层资源采出程度高或受周边煤矿采掘影响，产量下降至效益开发水平以下；③15号煤层地质条件好，具有规模开发潜力。

3 加深钻井实施步骤

3.1 准备工作

老井井眼进行加深钻井之前，要做好资料调研工作，掌握老井井眼状态及工程特征，同时对老井眼做好一系列必要的处理，在钻井过程中避免复杂情况的发生，从而缩短钻时，提高质量。

3.1.1 调研老井资料

搜集整理老井钻井、测井、压裂、排采等资料，充分掌握该井钻井过程中是否出现过复杂情况，以及排采过程中是否出现套管变形、井下落物情况；落实该井开发层位、射孔井段以及压力情况，为下步工作的开展奠定基础。充分掌握老井井身结构及数据(如图4)，以便为选择合适的井下工具提供依据，如樊庄区块老井表层套管外径一般为244.5mm，生产套管外径一般为139.7mm，可为下步钻井确定钻头尺寸提供依据。

图4 老井原井身结构示意图

3.1.2 起出管柱并洗井

起出老井内排采管柱，对老井眼进行通井，保障井眼畅通无阻，方便下入管柱实施下步工序；下入冲砂管柱冲砂至原人工井底,实现充分洗井。

3.1.3 修整套变井段

经过长时间排采的直井，一般情况下会出现不同程度的套管变形，为使工序顺利实施，需下入套管整形器修整变形套管，确保钻井工具及生产套管能够顺畅通过。若井下有落物，需选择合适的打捞工具对落物进行打捞。

3.1.4 填砂封层

老井3号煤层产能虽然衰竭，但煤层中仍会产出少量的煤层气，钻井中存在安全隐患；同时3号煤层经过压裂和排采，裂缝发育，钻井中易造成井漏。为防止3号煤层产出的煤层气给后续施工带来安全隐患，同时避免钻井液侵入3号煤层造成井漏和污染，加深钻井前需要先对原射孔井段炮眼进行封堵。向井内填入石英砂至3号煤层底界面以下2m处，下入注灰管柱向3号煤层挤注水泥灰浆，封堵炮眼，试压合格后，才能实施下步工序(如图5)。

图5 老井填砂封层示意图

3.2 实施加深钻井

钻井过程中为加快钻井进度，保证井眼质量，将加深钻井及扩眼钻井分开进行，避免扭矩过大，拖压严重，造成钻井复杂。选好钻井液，做好防塌、防漏工作，保障施工的顺利开展。钻进过程中实施岩屑录井。

图6 加深钻井钻穿15号煤层示意图

3.2.1 加深钻井

一般使用φ116mmPDC钻头实施加深钻井，常用的钻具组合为φ116mmPDC钻头+φ73mm加重钻杆+φ73mm钻杆。主要实施步骤如下：(1)使用螺杆钻具钻水泥塞，并冲砂至原人工井底；(2)洗井后，进行试压试验，保证3号煤层封堵有效；(3)用直径大于φ116mm的磨鞋及配套钻具磨铣原井底完井工具；(4)磨铣完毕后使用φ116mmPDC钻头向15号煤靶点钻进，现场以井底坐标精确落实为标志(如图6)。钻进过程中应注意避免泵压过高，防止造成井漏事故；钻杆安装耐磨带、保护器或使用旋转钻柱接头等工具，节省驱动能源，防止钻具磨损老井套管。

3.2.2 扩眼钻井

为了后期固井完井工作能够高质量的完成，加深钻进完成后，需要使用扩眼器及相应钻具对新钻井段实施扩眼。扩眼器工作原理为:开泵后钻井液经装在扩眼器本体上的活塞喷嘴产生压力降,形成压力推动活塞下行,活塞支撑PDC复合片刀翼外张扩眼。本区使用钻具组合一般为D114mm扩眼器+D73mm加重钻杆+D73mm钻杆。

3.3 固井施工

樊庄区块固井过程中发生漏失主要为压差型漏失，因此固井过程中使用低磨阻、低密度水泥浆，减小阻力及过平衡压力，避免漏失，提高固井质量(图7)。固井施工主要分为以下几步：(1)电测后进行通井，保障井眼畅通无阻；(2)向井内下入悬挂器和尾管管柱组合，悬挂在原生产套管内壁，尾管钢级为P110、外径为101.6mm的无接箍尾管；(3)循环钻井液洗井；(4)下注灰管柱，对尾管井段实施固井；(5)候凝并检验固井质量。

图7 老井眼加深钻井后新井身结构示意图

4 应用效果

樊庄区块D-015井2010年投产，单采3号煤，最高日产气量为5830m3。该井距离煤矿巷道260m，受煤矿采掘影响，日产气量快速下降，2015年5月2日日产气量降至0m3。

该井所在井区15号煤层构造简单，埋深为 483～536m，厚度为3～3.5m，含气量为19～21 m3/t，煤体结构主要为原生-碎裂结构，地质条件较好。为了提高D-015井产量，2017年采取老井眼加深钻井增加产能技术，对3号煤层进行了封层，并将原井深420m加深钻井至528m，钻穿并仅开发15号煤层。

目前D-015井日产气量为1600m3，实现了对15号煤层的高效开发，达到了提高单井气量，增加开发效益的目的(图8)。

图8 D-015井生产曲线图