煤层气鱼骨状可控水平井完井方法与实践

李宗源，刘立军，陈必武，李佳峰，刘 斌，刘 峰

（1．华北油田公司 煤层气事业部，山西 长治046000；2．中国石油天然气集团有限公司 煤层气开采先导试验基地河北 任丘062550；3．河南理工大学，河南 焦作454150）

多分支水平井具有控制面积大、导流能力强、理论采收率高等优势[1]，华北油田多分支井个别井最高日产气量达到6 万m3，累产已突破1 亿m3，表明多分支井可获得高产。但传统的煤层气多分支水平井全部采用裸眼完井方式，华北油田前期在沁水盆地采用清水钻裸眼多分支井100 余口，产气呈现明显的“二八”现象，平均单井日产量仅3 000 m3[2-3]，特别在后期郑庄、郑北区块的扩建中，裸眼多分支水平井平均日产气量远未达到预期，表明裸眼多分支水平井技术无法满足不同地质条件生产需要[4]，因此亟待优化研发一种适应我国煤层特点的多分支水平井新井型。

1 传统多分支水平井问题分析

裸眼多分支水平井由1 口工艺井（即多分支水平井）和1 口排采井组成，工艺井与排采井连通，利用分支最大程度的保持井筒泄流面积, 是前期开发煤层气的主要手段之一[5]，但整体产气效果差。通过开发实践与研究，认识到裸眼多分支水平井主要存在以下问题：

1）洞穴井排采，结构相对复杂。需要2 个井场，对煤层结构、构造要求严格，洞穴排采期间易发生垮塌，堵塞产气通道，或者井眼部分错位，导致排采设备难以入位。

2）沁水盆地高阶煤割理裂隙发育易受污染[6]，为保护储层，多采用清水钻进，但煤层强度低、部分井段煤层破碎导致钻井事故频发，建井周期长。特别是当主支井眼发生坍塌时，钻井不得不提前完钻，坍塌点以后的所有进尺成为无效进尺，若坍塌点在排采井附近，则全井进尺基本作废。

3）裸眼完井，生产期间主井眼易垮塌堵塞通道，大大降低产气能力，且管串无法重入井眼，无法疏通作业、无法增产改造。

4）不同地质条件生产效果差异明显，适用条件相对苛刻，整体投入产出比低。在单井投资1 000 万元的钻井成本下，加上产气效果良好的樊庄区块，华北油田投入的100 余口多分支井平均日产气量仅3 000 m3左右，在郑庄、郑北等区块低效井连片。

2 鱼骨状水平井优化设计技术

针对上述裸眼多分支水平井存在的问题，以井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应为总体设计理念，从井身结构、钻井液体系、钻进方式、完井工艺、污染解除5 个方面对水平井进行优化，形成煤层气新型鱼骨状可控水平井钻完井工艺技术。

2.1 井身结构优化

传统的裸眼多分支水平井由工程井与排采井组成，采用洞穴直井进行排采,常规裸眼多分支井井身结构示意图如图1。随着无杆举升工艺[7]的进步,简化为工程井直接排采，解决了洞穴直井易垮塌问题，节约排采井井场、钻井及连通费用，单井可节约200 万元。

图1 常规裸眼多分支井井身结构示意图

前期多分支水平井基本采用三开井身结构，煤层段采用φ152.3 mm 钻头专层专打，完钻后裸眼完井。该井身结构对安全钻进提供了有利条件，但生产期间井眼难以重入作业，大大缩短了煤层气水平井采气寿命。鱼骨状可控水平井为方便后期管串重入、作业改造，结合沁水盆地上部地层相对稳定、不存在异常压力系统、煤层埋深相对较浅特点，优化设计了二开井身结构，一开采用φ311.2 mm 钻头下入φ244.5 mm 表层套管封固上部疏松层、地表水层，二开全井段采用φ215.9 mm 钻头下入φ139.7 mm 完井管串，封固煤层以上斜直井段, 鱼骨状可控水平井井身结构示意图如图2。

图2 鱼骨状可控水平井井身结构示意图

2.2 完井工艺优化

高阶煤煤岩胶结差，强度低，井壁易失稳，裸眼完井对许多区块适用性差，存在裸眼段易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题。因此，现阶段优选试验主支套管/筛管完井，分支裸眼完井，保证主支产气通道畅通，后期可重入主支进行洗井疏通、改造增产等作业。

2.3 钻井液体系优化

针对多分支井清水钻进事故复杂率高的问题，结合现场生产实践，形成了以“井壁稳定为基础、污染预防、防治结合”的钻井液体系优化理念。通过大量的室内外试验[8-10]，调整各泥浆材料配比、泥浆密度、黏度等性能，优选出了可降解、绒囊钻井液体系，有效保证了井壁稳定，实现二开安全快速钻井；通过在井壁表层形成暂堵层减少钻井液侵入，避免煤层深部污染。

优选的钻井液体系可降解性高，分支完钻后通过注入低浓度破胶剂解除污染，主支可通过循环破胶洗井或分段压裂改造的方式解除储层污染。

2.4 钻进方式优化

钻进方式的选择主要依据完井方式来确定。前期裸眼多分支井均采用后退式钻进方式，有效避免了已钻分支夹壁墙不稳定部位，降低了井下风险，但主井眼不再是一个光滑的井眼，管串无法重入主井眼。为保证主支顺利下入套管，鱼骨状井设计采用递进式钻进方式，通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险，通过现场实践，形成了“五低”的施工参数：低排量（13～18 L/s）、低钻压（20～40 kN）、低转速（20 r/min）、低泵压（低于10.3 MPa）、低密度（1.02～1.06 g/cm3）。

2.5 污染解除工艺优选

裸眼多分支井因无法重入，无有效的污染解除措施。而针对鱼骨状主支筛管完成井，根据因势降压原理，主分支上倾布置，完井后洗井存在洗井液无法进入分支、分支破胶不彻底等问题，为此，优化设计氮气气举洗井工艺，利用负压作用促使分支泥浆返吐，解除全井段污染；针对主支套管完成井，可进行分段改造。

3 配套关键技术

3.1 递进式钻进方式

鱼骨状井递进式钻进方式如图3。鱼骨状水平井煤层段在钻达着陆点b 之后先沿主支方向钻进，到达分支点c 开始沿分支1 方向钻进，以探明主支（分支点c 到分支点d）将要穿过的煤层产状，分支1完钻后分支低浓度破胶，并修正构造图；在新的构造图的基础上沿主支方向侧钻主支，到达分支点d直接沿分支2 设计轨迹钻进，完钻后再次修正构造图；在新的构造图的基础上继续钻进主支；按此方式依次完成主、分支的钻进。管串在重力作用下，优先进入低部位的井眼，主井眼平整光滑，无须定向仪器的引导可顺利重入。

图3 鱼骨状井递进式钻进方式

3.2 免钻塞半程固井技术

由于煤层岩石力学强度低，煤层段易漏失、煤储层胶结性差，全井段固井难以保证后期改造时能全部有效封隔。前期采用半程固井工艺存在分级箍和盲板钻磨处理不彻底、套管损坏，导致后期作业、下泵困难。因此，优化采用免钻塞半程固井技术，利用免钻式液压分级箍及管外封隔器下至煤层段上部稳定地层，投球前可实现井筒循环，投球后在地面通过水泥车或泥浆泵蹩压，依次坐封封隔器、打开分级箍水泥孔，注水泥完成后，打胶塞碰压合格侯凝；之后下入打捞工具打捞封隔器内套及压塞总成，完井套管串内通径一致且内表面光滑通畅，为后续措施增产及下泵投产提供了良好的作业环境。

通过半程固井工艺，可减少1 次中完，实现煤层段不固井，消除水泥浆对储层污染。对半程固井的套管完成井，后期用喷砂射孔工艺，依靠喷射射孔期间管外煤粉及细砂混合堆积、压实形成段间封隔。

3.3 鱼骨状水平井分段改造技术

针对套管完成井，通过对水平段分段改造，实现分支通道与压裂耦合降压。目前采用普通油管底封拖动方式，分段压裂改造点选择在分支间，最大限度增加沟通范围；分段造穴改造点选择在分支处，利用喷射造穴沟通分支, 鱼骨状水平井分段改造模式图如图4。

图4 鱼骨状水平井分段改造模式图

4 现场实践

截止2018 年7 月，华北油田完钻煤层气鱼骨状可控水平井9 口，其中筛管及套管完井分别为8 口及1 口，平均水平主支段长945 m，平均煤层进尺为2 430 m，钻井周期较“十二五”多分支水平井48.36 d 缩短至目前的31.75 d，缩短34.3%，重入及成井率100%。

ZS76-1 井是华北油田布置在郑庄区块的1 口二开鱼骨状水平井，全井总进尺为3 603 m，主支长为1 026 m 采用套管完井，6 分支总长1 814 m 采用裸眼完井，煤层钻遇率高达99.29%，并首次在郑庄区块进行了鱼骨状水平井分段改造施工。

1）钻井情况。2016 年10 月1 日一开采用φ311.15 mm 空气锤进行一开注气钻进。钻具结构：φ311.15 mm 气锤+φ165 mm 无磁钻铤+φ165 mm 钻铤+φ127mm 钻杆。钻穿漏失层在240 m 完钻，下入φ244.5 mm 套管至井底，固井水泥浆返至地面。10 月5 日采用φ215.9 mm 钻头采用聚合物钻井液开始二开上直段钻进。先组合常规上直段钻具组合钻至井深438 m，起钻更换定向段钻具, 钻具结构为：φ215.9 mm 钻头+φ172 mm 螺杆（1.5°立林）+回压凡尔+坐键 接 头＋φ165 mm NDC+φ127 mm DP+φ127 mm DP+φ127 mm WDP+φ127 mm DP，在440 m 处开始造斜，钻进至井深772 m 处着陆，更换为绒囊钻井液体系，1 月10 日0 主支钻进至880 m 开始摆方位打第一分支L1，钻进至1 180 m L1 完钻；撤回至主支880 m 处继续主支钻进至980 m 摆方位打第二分支L2，钻进至1 283 m L2 完钻；撤回至主支1 842 m 处钻进主支，依次完成1 个主支、6 个分支的钻进，至主支井深1 798 m 全井完钻，总进尺3 603 m，煤层总进尺2 831 m，钻井周期27 d。

2）固完井情况。10 月22 日下入φ139.7 mm 浮鞋+N80 套管串+免钻球座+免钻封隔器+免钻分级箍+φ139.7 mm 套管串的管串组合至井底，采用免钻塞半程固井技术进行固井，1 月24 日采用打捞矛顺利将井筒内免钻装置提出，测固井质量合格。

3）分段改造施工及投产情况。11 月5 日，采用底封拖动分段改造工艺进行了7 段分段压裂+6 段喷砂射孔施工，避开套管接箍，选取水平段全烃值较高段设置多个射孔点和改造点，确保了分支与主支交汇点采用喷砂射孔方式联通，在分支控制区域外进行水力喷射压裂对主支进行改造。全井施工压力正常，压裂液量与加砂量达到设计要求，也表明了二开鱼骨状井身结构及半程固井工艺可满足分段压裂层间自封隔的要求。

4）产气情况。ZS76-1 井采用水力无杆泵进行排采，泵深下至煤层水平段780 m 处，排采3 个月解吸产气，目前日产气量6 900 m3，流压0.35 MPa，套压0.28 MPa，排采18 月已累计产气200 万m3，是周围直井产量的5～8 倍，产气效果显著。

5 结 语

1）鱼骨状可控水平井采用主支套管或筛管完井工艺，具有主支稳定支撑、裸眼多分支控面、可分段增产改造、可重复作业疏通、可下泵排采、取消洞穴排采井等优势。

2）前进式钻进方式利于钻井期间主支重入及完井管串的下入，通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险。

3）二开井身结构实现全井井眼通径，利于后期维护、作业，通过稳定井壁可降解钻井液体系与负压洗井、分段改造等工艺的配合，有效解决井壁稳定与储层污染的矛盾。

4）现场试验表明，鱼骨状水平井在钻完井及分段改造、无杆排采等方面切实可行，为煤层气多分支水平井开发提供了一种新的井型。