准南煤田东段煤层气开发钻完井技术现状及发展方向

周梓欣 王一兵 崔德广 李瑞明

(1.新疆维吾尔自治区煤田地质局,新疆 830091;2.新疆科林思德新能源有限责任公司,新疆 831500)

“十二五”以来，新疆煤层气进入快速发展的10年黄金期，使得准南煤田、库拜煤田、三塘湖煤田煤层气勘查程度和地质认识大幅提高，其中准南煤田东段是煤层气勘查和开发工作投入最多的地区，建成了乌鲁木齐河东、阜康矿区四工河等煤层气开发利用先导试验，最高年产气量8235×104m3。以准南煤田东段为研究对象，通过“十三五”国家科技重大专项的专题研究和勘查开发实践，煤层气勘查开发理论技术取得较大进步，初步形成了适应中低煤阶、大倾角、多厚煤层地质特点的理论和钻压排工艺技术体系，本文主要针对研究区的钻完井技术开展研究。

1 概况

准南煤田东段地处北天山博格达山北麓，构造上位于准噶尔盆地南缘乌鲁木齐山前坳陷带，西起乌鲁木齐河，东到吉木萨尔水西沟，主要包括乌鲁木齐河东、阜康和吉木萨尔3个矿区(图1)，面积约567.5km2，2000m以浅煤炭资源量约292×108t，煤层气资源量约1920×108m3。

图1 准南煤田东段位置及交通示意图

乌鲁木齐河东矿区目标煤层组可采厚度1.80～51.42m，结构复杂，阜康矿区煤层单层厚度3.67～34.27m，煤层结构简单-较简单，吉木萨尔水西沟矿区单层可采厚度1.47～18.54m，煤层结构简单-复杂。各矿区目的煤层间距最小为3.32m，最大为120m；各矿区构造以向斜为主，地层倾角一般在30°～65°，局部倒转，河东矿区北单斜为一急倾斜构造，地层倾角一般72°～85°，局部倒转；阜康矿区煤类以气煤为主，其余地区以低变质的弱粘煤和长焰煤为主。

2 钻井施工难点

准南东段煤层气钻井施工主要存在以下难点：由于地层倾角大，钻头在非均等面切削作用下，产生不平衡的钻进状态，导致钻头偏离原井眼轴线，产生“小变向器”作用，这一作用随地层倾角增大而增强，井斜的程度也越大，因此定向井施工过程中存在着直井段井斜不易控制和稳斜段井斜和方位漂移等问题；由于岩层软硬交错影响，对钻头产生“小变向器”作用，在软硬界面处易形成“狗腿”；构造复杂，煤层产状沿走向和倾向均是变化的，导致顺煤层井以及水平井在沿储层钻进时易出顶底板，从而导致煤层钻遇率低，重新入煤困难，顶底板判断不清。同时，煤层夹矸多影响目的煤层的判断，无法判断是否进入目的煤层。主力煤层间距大，井网间距控制困难。如阜康白杨河矿区39和42号煤层最大间距100m，要求在满足排采要求的前提下入煤层段井斜角尽可能小，使各目的煤层水平位移不会相差太大，保证两个主力煤层在开发过程中的井网间距均匀分布，满足整体压降，这就给钻井施工带来了挑战。煤层段长，易垮塌，易受钻井液污染，以往使用的钻井液体系不能满足井壁稳定和储层保护的目的。

3 钻完井技术现状及效果

3.1 井型

井型是从井眼的轨迹形状出发去分类的，与地层倾角、煤层厚度及发育的稳定性、渗透率等密切相关，目前，我国煤层气开发多采用丛式井、多分支水平井、U型井等几种井型。为适应新疆大倾角、多煤层、厚煤层的地质特点，节约土地资源和方便管理，研究区形成以丛式井为主，水平井为辅的开发模式，其中，丛式井包括直井和定向井，水平井包括顺煤层井、L型井单分支水平井、多分支水平井3种井型。

直井与定向井相结合形成丛式井组，是准南东段普遍采用的井型(图2)，共施工生产井215口，其中包括20口五段制井。优点是节约土地资源，减少钻前费用，方便钻井和压裂统一作业，减少设备搬迁费用，便于统一进行排采、集输及管理，可以在同一口井中同时开采纵向上的多个主力煤层(一般开采2～3层)的煤层气资源。缺点是相比于水平井单井控制面积较小，同时，由于研究区地层倾角大，开发的多个主力煤层纵向间距大，要实现多个主力煤层等井距开采比较困难。通过重大专项攻关和试验，创新研发了五段制定向井，并与直井相结合，解决了邻井在多个目的煤层沿倾向上实现等井距分布的难题，增加了可利用煤层的层数。该种井型的开发效果创国内同类井型产气量之最，最高单井日产气量达2.8×104m3，约有15口井单井日产气量大于5000m3，多数井单井日产气量大于1000m3。

图2 丛式井组示意图

顺煤层井主要是针对大倾角煤层提出的顺煤层倾向的井，采用直井段+增斜段+稳斜段的井身轨迹，沿煤层下倾方向钻进200m以上，增加沿倾向上储层钻遇长度，减少定向井数量，扩大储层泄压面积。该井型在乌鲁木齐河东矿区煤层气开发中得到应用，共施工5口井，其中筛管完井1口，套管固井射孔完井4口，最高单井日产气量3500m3，平均单井日产气量2000m3左右。

图3 顺煤层井示意图

L型井主要是顺煤层走向的水平井，经研究分析，多采用沿煤层走向或沿走向小角度向上摆动的最佳水平井轨迹。该井型增加了单井储层泄压面积，降低渗流阻力，实现了对厚煤层的充分动用，解决了大倾角储层不同深度解吸相互干扰的问题。该井型在研究区各矿区的煤层气开发中均有应用，其中在乌鲁木齐河东矿区应用最广，共施工35口井，最大单井日产气量大于3000m3，多数井单井日产气量在1000m3以上。

图4 L型井示意图

多分支水平井在美国得到广泛应用，在我国的多个地区也进行了试验和应用。该井型主要在四工河矿区煤层气开发中得到应用，为U型多分支水平井，如图5所示，共施工2口井，位于浅部(1000m以浅)靠近煤矿采动区的高渗区，单井最高日产气分别为3.35×104m3/d、0.52×104m3/d，其中CSP-1H井“十三五”期间累计产气3701×104m3。该井型与单井多分支水平井相比虽然增加了一口工程井，工程成本相对较高，但直井作为生产井，排采设备相对简单，生产成本相对较低。

图5 U型多分支水平井井身结构示意图

3.2 井身结构与完井方式

合理的井身结构能最大限度的避免漏、塌、卡等工程事故的发生，保证钻井作业安全顺利进行，降低钻井成本。目前我国煤层气开发井身结构多采用二开井身结构，复杂情况下采用三开井身结构。在准南煤田东段的煤层气开发中，针对不同井型和钻遇的地层、储层条件，有针对性的采用二开或三开井身结构，配套套管射孔完井、筛管完井等不同完井方式，与沁水盆地相比既有借鉴性又有其自身特点。由于受博格达山前区域挤压地应力场控制，地应力高，渗透性较差，煤体结构碎软，煤岩力学强度低等原因，多采用套管固井射孔完井的方式，以长期支撑井壁稳定。

丛式井组的直井、定向井和顺煤层井多采用二开井身结构，一开φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，二开φ215.9mm井眼×φ139.7mm套管，生产套管固井水泥浆返至地面或目的层段顶面以上300m，遇复杂地层，采用三开结构。

L型水平井一般为三开井身结构，数据见表1，但在乌鲁木齐河东矿区L型井施工中，根据对以往钻井事故分析，在储层以上井段未出现因地质因素而发生钻井事故，同时，通过井壁稳定性研究发现，地层压力特性突变点在50～100m，此段为第四系不稳定地层，易漏易塌，钻井液安全窗口较小，需用套管隔离，进入稳定基岩至完钻井深，属于同一坍塌与漏失压力梯度，井壁稳定性较好，钻井液安全窗口几乎重叠，因此，在这种情况下，井身结构由三开改为二开，大大缩短了工期，节约了成本。截至目前，共计以二开井身结构施工L型井33口，共节约成本2310×104元。

表1 L型水平井套管完井三开结构数据

U型多分支水平井由水平井和洞穴井组成，由于井位位于区内地应力场低值区，煤体结构以原生结构和碎裂煤为主，水平井眼成孔和井壁稳定性好，靠近煤矿采动区，地层压力低，煤层渗透性好，不压裂即可产气，因此采用多分支水平井筛管完井技术。水平井作为工程井，采用三开井身结构复合完井方式，一开φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，表层套管下至稳定基岩，封固上部不稳定地层；二开φ215.9mm井眼×φ177.8mm套管，下至煤层或接近煤层的顶板地层，固井封固煤层上部地层；三开由1～2个主支和6～8个分支组成，主支φ152.4mm井眼×φ114.3mmPE筛管完井，有效维护井壁稳定，防止煤层垮塌，提供稳定生产通道，分支φ152.4mm井眼裸眼完井，最大限度的减少储层流体渗流阻力。洞穴井作为生产井，采用二开井身结构，一开φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，下至稳定基岩，封固上部不稳定地层，二开φ215.9mm井眼×φ139.7mm套管固井完井，煤层段采用钢套管或玻璃钢套管，通过锻铣在煤层段造洞穴。

3.3 井网形态与井间距

研究区煤层气开发中对矩形井网和菱形井网布井方式进行了尝试，并根据各矿区渗透率、资源丰度等特征，在借鉴国内外经验和产能模拟的基础上，确定了不同的井间距。阜康四工河矿区丛式井组采用菱形井网布井(图6)，根据地应力和主裂缝发育情况确定煤储层主渗透方向，沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向布井，主渗透方向井距适当加大，垂直于主渗透方向井距较小。考虑深部煤层渗透性变差，适当减小井距提高产气效果。埋深1000m以浅较高渗透区丛式井采用300～350m井距，埋深1000～1500m的较深部位中-低渗透区丛式井采用250～300m井距；阜康白杨河矿区采用矩形井网布井，主裂缝方向为北东-南西向，井网与主裂缝方向一致，沿主裂缝方向以250m间距布井，垂直主裂缝方向以210m间距布井；乌鲁木齐河东矿区形成定向井、L型井空间立体井网，八道湾向斜北翼地层倾斜较缓区域，采用以L型水平井为主的开发井型，北单斜高陡区域以定向井为主，L型井以80×280m压裂点间距布置，定向井、顺煤层井以250m走向间距布置。

图6 丛式井组菱形井网、矩形井网布井示意图

3.4 钻井液类型及特征

煤层具有低压、低渗特征，过高的钻井液密度易造成储层伤害，甚至压漏地层，同时，由于煤岩机械强度低、内部裂缝系统发育，过低的钻井液密度易导致井壁失稳，甚至井筒坍塌，造成井下复杂事故，另外，钻井液中流体与固相颗粒易侵入近井筒煤岩，对煤岩储层造成伤害，直接影响煤层气单井产量及采收率。因此，钻井过程中既要确保钻井安全施工和井身质量又要最大程度的减少对储层的污染。

研究区煤层气开发中，针对不同储层物理特性下钻井液对煤层的伤害做了大量研究工作。通过储层伤害试验评价方法、煤样渗透率伤害测定，评价钻井液储层伤害程度，优化形成低固相低伤害强抑制水基/钾基钻井液和无固相低伤害钻井液体系。针对水敏性不强的地层，低固相钻井液配方为：水+纳土+磺化沥青+降失水剂+LV-CMC；针对坍塌严重的泥页岩地层，即水敏性地层，优选出低/无固相强抑制性钾基钻井液，配方为：水+纳土+甲酸盐+(+KCL)磺化沥青+降失水剂+LV-CMC；无固相强抑制水基钻井液(HP)体系，配方为：水+NaOH+HP-HIB+HP-VIS+LV-CMC+润滑剂，主要由高性能流型调节剂HP-VIS、高性能包被抑制剂HP-HIB以及降滤失剂LV-CMC等关键处理剂组成。低固相钻井液体系基本性能稳定，温度适应范围宽，具有优良的抗煤岩污染和极强的防塌能力，对煤岩的稳定指数较好，不会造成垮塌现象，对煤岩的渗透率降低较小，不会影响后期的采气过程，且能提高机械钻速。无固相钻井液体系具有无固相侵入伤害、流变性能好、防塌性能佳，提高机械钻速等优点，确保了斜井段、水平段的安全施工。

在实际应用中根据储层特点选择与之适用的钻井液体系，并根据具体情况对钻井液中主要成分含量优化调整，同时，根据经验总结及分析研究，总结出钻井液安全密度窗口。钻井过程中，一开、二开采用低固相聚合物钻井液保护井壁和保障快速钻进，进入煤层段，为了加强储层保护，采用强抑制性低密度无固相-低固相钻井液体系，严格控制钻井液密度和固相含量，防止井壁垮塌和近井筒储层污染，减少钻井液浸泡时间保护好储层。

4 钻井技术发展方向

经过近10年的发展，在煤层气开发中，发现了很多还未解决的钻井难题，为今后的钻井攻关指明了方向。今后煤层气开发中钻完井技术要攻关的方向为：

(1)由于低阶煤的煤体强度较高阶煤低，低煤阶储层应力敏感性和渗透率损害率远高于中高煤阶且难以恢复，同时，施工中存在地层倾角、地应力变化大，地层可钻性差异大等情况，现有钻井液与地层的配伍性还需提高，因此需要更有针对性的开展储层敏感性和储层保护技术研究、钻井液技术研究。

(2)由于新疆煤层气富集区多位于山前构造挤压带，地质条件复杂，煤层非均质强，同一区块，采用相同的理论和工艺技术，开发中也会出现不同的问题，不同井单井产量差别很大，因此，需进一步加强地质与工程的一体化研究，精细化研究和分析，根据储层实际条件选用合适的井型、井身结构和完井方式、井距及钻井液等，提高钻完井技术与储层条件的适应性。

(3)鉴于当前形成的多种井型相结合的开发模式，需要开展混合井网优化研究与试验。