煤层气L型水平井钻井工艺在山西郑庄区块应用与研究

范伟顺,刘元忠,马登贤,郑成光,张景远,孙振兴

(1.山东科技大学,山东 青岛 266590;2.山东省第八地质矿产勘查院,山东省地矿局有色金属矿找矿与资源评价重点实验室,山东 日照 276826)

0 引言

煤层气水平井技术是低渗透和超低渗透煤层气经济高效开采的有效途径之一,是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器,钻成井斜角大于86°,并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术。水平井钻井技术包括随钻测量技术、井眼轨迹控制技术、井壁稳定技术、钻井完井液技术等。

煤层气资源开发利用助力“碳达峰”和“碳中和”目标。煤层气资源是不可多得的低碳、清洁、过渡性气体能源,与煤伴生、共生的气体资源,俗称“瓦斯”,热值高于通用煤1～4倍[1],1m3纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤,其热值与天然气相当,其高效利用可有效地减少高碳能源(煤炭)的利用,可有效地减少碳排放,有效利用可使甲烷的温室效应降低近二十倍,可有效地推动“碳达峰”前的高碳能源的过渡性的清洁替代[2-3]。

沁水盆地位于华北地台西部,是我国最大的构造聚煤盆地,也是国家勘探开发煤层气首选的重点地区之一[4]。山西郑庄区块,位于沁水盆地南部区内地形为丘陵山地,沟谷发育,切割较深,地面海拔800～900m。本文以山东省第八地质矿产勘查院利用TSJ-3000水源钻机在该区块施工的ZS6-15-3L型水平井为例论述。ZS6-15-3L型水平井,着陆点垂深990.01m,完钻井深2033.94m,目的层位山西组3#煤,完钻层位山西3#煤,完钻原则钻至靶点,保证煤层进尺850m左右。

沁水盆地为中生代末形成的构造盆地[5]:元古界、太古界为盆地基底;古生界、中生界组成盆地的构造层,包括震旦系,寒武系,奥陶系下、中统,石炭系上统,二叠系,三叠系及局部残存的侏罗系;新生界不整合覆盖于盆地之上。盆地最深处奥陶系顶面深约2500m。

1 地质概况

主要层系以及矿产如下:本溪组:由海陆交替相泥岩、砂质泥岩、黏土岩、石灰岩、褐铁矿层夹煤线组成,组厚10～50m。太原组由海陆交替相砂岩、泥岩、石灰岩和煤层组成,组厚50～150m。一般含煤层7～10层,其中3～5层可采,可采煤层总厚度4～10m,北厚南薄。

山西组:由陆相及滨海相砂岩、泥岩夹煤层及薄层石灰岩组成,组厚40～110m。含煤层3～6层,其中2～4层可采,可采煤层总厚度2～7m。下石盒子组:由陆相砂岩、泥岩,底部夹煤线1～2层缓成,组厚90～214m。郑庄区块地层按形成时间由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组、上古生界石炭系中统本溪组、上统太原组、二叠系下统山西组、下石盒子组、上统上石盒子组、石千峰组、中生界三叠系、新生界第三系、第四系。

依据山东省第八地质矿产勘查院近年来在郑庄区块钻资料,区内大部被第四系黄土覆盖,底界深度24m,厚度20.80m,顶部黄色砂质黏土为主、中、下部含砂砾石层,与下伏地层呈不整合接触。石千峰组,底界深度289m,厚度265m,由灰绿色泥岩,砂质泥岩,灰绿色细砂岩,灰白色中砂岩组成,与下伏上石盒子组呈整合接触。上石盒子组,底界深度810m,厚度521m,由灰绿色、浅灰色粉砂岩,灰色泥岩,砂质泥岩,粉砂岩,浅灰色细砂岩,灰白色中砂岩组成,与下伏下石盒子组呈整合接触。下石盒子组,底界深度970m,厚度160m,由深灰色泥、砂质泥岩,浅灰色粉砂岩组成,与下伏山西组呈整合接触。山西组,底界深度2016m(未穿),厚度1046m,主要由灰黑色、深灰色泥岩、粉砂岩,灰色、灰白色细砂岩,黑色煤组成。与下伏地层整合接触。

郑庄区块主要开发产气层为山西组3#煤层,该煤层位于地表下500～800m,厚4～5m,厚度稳定,呈现出由南向北缓慢递增的趋势,煤层气储量十分可观,52口直井3#煤层排水试气,日平均产气2×104m3。山西组:为陆表海背景之上的三角洲沉积,一般有三角洲前缘河口砂坝、支流间湾逐渐过渡到三角洲平原相。地层由深灰色—灰黑色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩夹煤系地层组成,底部普遍发育灰色中细粒砂岩、含细砾粗砂岩,厚度34～72m,一般60m左右。与下伏太原组呈整合接触。山西组存在有4层煤层,按照从上到下的顺序进行编号,3#煤层厚度相对较厚,且分布广泛、煤层稳定,作为郑庄区块的主力煤层进行开发。本组与下伏太原组K6顶-K7砂岩底构成一个完整的进积型三角洲旋回[6-7]。

电性特征:自然伽马曲线显示煤为块齿状低值;泥岩为齿状、尖峰状高值;砂岩为块齿状、尖谷状低值。深浅双侧向曲线大多重合,局部小—中幅正差异,煤为块齿状高阻,泥岩为浅齿状低阻,砂岩为尖峰状中高阻[8]。

2 关键钻井技术优化

2.1 井身结构

一开钻进选用套管尺寸D311.2mm牙轮钻头,钻穿基岩风化带20m后,且井深不小于60m下D244.5mm表层套管,封固地表疏松层、砾石层。下入深度约59m,注水泥全封固。施工过程中因上部地层漏失,将表层套管深下,以封隔上部易漏层位,为二开安全施工提供保障,井身结构示意图1。

图1 井身结构示意图

二开选用D215.9mm钻头,钻至井深2033.94m,下入D139.7mm套管,水泥封固段为地面-1159m(封隔器位置)。封隔器应放置于3#煤层顶板泥岩内,确保固井水泥浆不进入煤层,井深结构数据表1。

表1 井深结构数据表

2.2 井眼轨迹控制

水平井井眼轨迹控制是水平井钻井中的关键,是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术。水平井主井眼一般采用“单弯螺杆钻具+近钻头随钻测井仪(LWD)”的地质导向钻具组合钻进[9-10]。首先利用前期地震的资料建立区块的地质模型,然后利用随钻监测到的储层伽马参数来修正地质模型并调整井眼轨迹。另外,可以结合综合录井仪实时监测到的钻时和泥浆返出的岩屑,判断钻头是否穿出煤层。钻进过程中建立工程和地质相结合的的导向模式,坚持少滑动、多转动、微调和勤调的原则。

根据测井资料优选储层段,合理设计井斜角、井深剖面、曲率半径、造斜点、着陆点、井眼方位等参数(图2)。直井段测斜间距小于等于50m,造斜及扭方位段应单根记录一次,其余井段测斜间距小于30m。直井段井眼轨迹井斜小于等于2°,全角变化率小于等于1.2°/30m,位移小于等于10m,造斜段全角变化率不超过设计值3°/30m,穏斜段不超过设计井斜角5°。自二开开始采用LWD或MWD测井,项目包含自然伽马,水平井段连续测量,着陆后,钻井水平段853.94m。

图2 井眼轨迹控制过程图

2.3 钻具组合

(1)二开钻具组合力学分析

套管内摩擦系数0.20,裸眼摩擦系数0.25,泥浆密度1.05g/cm3,设计滑动钻进钻压20～40kN,旋转钻进钻具扭矩7.83kN·m,钻压40～60kN,钻具组合力学分析结果见表2。井眼轨迹剖面、钻具组合以设计为准。分析工况:起钻、下钻、钻柱旋转(钻头有钻压与无钻压)、滑动钻进。

表2 钻具组合力学分析表

(2)下套管摩擦阻扭矩分析

套管内摩阻系数0.20,裸眼摩阻系数0.25,钻井液密度1.05g/cm3,在下套管过程中523～632m发生螺旋屈曲,摩阻最大134.5kN,套管有效重量为207.15kN,下套管前加足液体和固体润滑剂以降低摩阻[11-12],在发生遇阻时,应大幅度活动套管,多方向活动套管,轻压慢放,保证顺利下入,下套管摩擦阻扭矩分析见表3。

表3 钻具组合摩擦阻扭矩分析表

(3)优化钻具组合

钻具组合应适当减小第一稳定器至钻头的距离,尽量不改变钻铤的长度,即不使用特制的钻铤。钻井参数的优选应遵循以下原则:适当减小钻压,但不能低于破岩的正常钻压;适当提高钻头转速,增强钻头对井眼低边的切削,ZS6-15-3L井钻具组合表4。

表4 ZS6-15-3L钻具组合

3 泥浆技术应用

3.1 钻井液施工工艺

(1)一开钻进:使用膨润土浆,本井段所钻地层为砂质黏土、砂砾、胶结疏松,钻井液体系为高粘度膨润土浆[13],ZS6-15-3L钻井液配方见表5,密度1.02～1.04 g/cm3,失水FV 35～50s。

表5 ZS6-15-3L一开钻井液配方

一开钻井液配制:膨润土量1000kg、IND30量100kg配备膨润土浆80m3。经充分预水化性能达到使用要求:密度1.02g/cm3、粘度40s开始一开钻进。

一开钻进正常没有发生明显漏失。

钻完一开进尺采用60s高粘IND30钻井液充分循环洗井[14-16],确定井筒内清洗干净后起钻。下表层套管作业顺利,固井正常,水泥返出地面。

一开井身结构:Φ244.5 mm套管×59.00 m;Φ311.2 mm钻头×60.00 m。

(2)二开钻井液性能:二开井段钻头尺寸:215.9mm,着陆点前(60.00～1180.00m)该井段采用聚合物钻井液体系,适当控制失水,加强抑制性,增强井壁稳定,ZS6-15-3L钻井液配方见表6。

表6 ZS6-15-3L二开钻井液配方

二开钻井液配制:在一开钻井液基础上,加入处理剂NPAN-21000 kg、IND30 200kg。调整钻井液性能达到设计要求后,进行二开钻进,ZS6-15-3L钻井液性能见表7。

表7 ZS6-15-3L钻井液性能

钻井液性能密度1.03～1.06g/cm3、粘度35～40s。

本井上部井段地层较硬钻速较慢,井深120m开始定向造斜,随井斜增加,剥蚀、掉块增加且掉快较大,定向造斜困难,进尺缓慢,增加定向钻进卡钻风险。定向钻进中需要勤加活动、转动钻具,提高钻井液粘度、增加循环时间防止卡钻发生。

本井井深1180m着陆见煤,清理钻井液罐更换可降解聚膜钻井液体系[17-18]。

3.2 可降解聚膜钻井液配制

配方:清水+0.3%可降解IND30[19]。

起钻、放掉循环罐钻井液清理钻井液罐,加清水使用可降解IND30,200kg配可降解钻井液80m3。充分循环溶解,调整钻井液性能密度1.01 g/cm3、粘度42s,下钻顶替出井内钻井液,及时补充清水,按比例、按循环周补加可降解IND30调整钻井液性能密度1.01 g/cm3,粘度38s进行煤层段钻进。

煤层段钻进,随井深增加按0.3%加量,补充可降解IND30维护钻井液性能,保持井壁稳定和钻井液有效携砂。

钻井液性能:密度1.01～1.06g/cm3、粘度35～40s。

本井钻进过程中,由于定向困难粘卡严重钻时慢,增加了数趟短起下钻。增加了IND30使用量,使钻井液性能满足煤层钻进需要。

钻进至1180m着陆见煤,着陆点1180m,垂深990.01m,井斜78.58°,方位119.2°,闭合距322.45m。着陆后起出煤层段循环,转换可降解聚膜钻井液[20],不适用任何其他添加剂,严格按工程设计执行。

4 综合钻井技术分析应用

(1)一开钻进

组合一开钻具,钻具结构为:Φ311.2mmPDC钻头+Φ203mm螺杆+631/410接头+411/4A10+Φ165mmDC×5根,钻至60.00m,完成一开。一开完钻后为顺利下入套管充分循环,并泵入高粘钻井液清洗井底,高粘泥浆返出后起钻。下入Φ244.5mm套管×钢级J55×壁厚8.94mm×扣型LTC×长度59.00m。下完套管固井注水泥浆5.5m3,水泥浆密度1.83g/cm3,替清水2.20m3,水泥浆返出地面。下钻探塞钻塞,塞面40.00m,塞厚20.00m。

(2)二开钻进

验收合格后二开,钻具结构:Φ215.9mmPDC钻头+1.5°单弯螺杆+MWD接头+Φ127mmHWDP×1根+Φ127mmDP。钻至井深120m开始定向钻进。通过复合钻进与滑动钻进相结合确保随时校正井斜、方位,确保井眼轨迹达到设计要求。

该井于120m开始定向造斜(图3),钻进至1180m着陆见煤,着陆点1180m,垂深990.01m,井斜78.58°,方位119.2°,闭合距322.45m(图4)。着陆后起出煤层段循环,转换可降解聚膜钻井液,无任何其他添加剂,严格按工程设计执行。

图3 ZS6-15-3L实钻水平垂剖面图

图4 ZS6-15-3L井实钻水平投影图

该井主眼进2033.94mm,水平进尺853.94m,其中纯煤进尺853.94m,钻遇率100%(图5)。

图5 ZS6-15-3L井三维立体投影图

(3)通井、下套管

完钻后,更换常规钻具通井至井底,打封闭浆起钻。下入φ139.7mm套管,管串组合:浮鞋+139.7mm筛管+139.7mm套管串P110+封隔器+139.7mm套管串N80+联入。套管下深:2032.50m,套管总长:2027.74m,封隔器位置:1154.20～1159.00m。

(4)固井、电测

下完套管打通、循环洗井后。随后泵入前置液4m3,注入G级低密度水泥27.0m3,最大密度1.43 g/cm3,最小密度1.38 g/cm3,平均1.40 g/cm3,高密度水泥10.0m3,最大密度1.85g/cm3,最小1.80 g/cm3,平均1.84 g/cm3,水泥用量共计42.01t,替浆12.0m3,碰压20MPa,稳压15 min,压降零。测声幅完井,测量井段0～997.30m,水泥返高地面,质量合格。

(5)钻井周期

钻机台月计算公式:钻机台月=钻井总时间(h)/720。一台钻机的钻井总时间(h)(不包括搬迁安装时间)除以720 h(一个月的时间)后所得的数值,单位为台月或钻机台月[21-22]。钻机月速=有效钻井进尺(m)/钻机台月。TSJ-3000水源钻机在ZS6-15-3L井施工中,以钻井周期20.1d,完井井深2033.94m,钻机月速2991.67m,创造了2022年度华北油田煤层气该区块同类型井钻井周期和钻机月速的双记录(图6)。

图6 钻机月速对比图

5 结论

(1)郑庄区块煤层气钻井遇到的复杂情况主要为井漏和坍塌,部分探井浅层有涌水及煤层段存在井径扩大现象,说明所在区块煤层结构不稳定,易破碎。钻进时,应注意预防卡钻,控制好井眼轨迹,确保顺利钻进煤层。

(2)山西组及以上地层适合PDC钻头钻进。根据地质资料及钻探成果,山西组煤层地层为略欠压—正常地层压力,压力系数0.97～1.0。在钻进施工过程中应做好地层压力检测,及时调整钻井液性能,做好井控工作,可有效防止井漏事故发生。

(3)综合研究煤层气水平井施工中一开钻进、二开钻进、固井工艺和钻井液配比。正确应用定导向技术完成测量井眼轨迹工程参数和实时测量地质参数,综合自然伽马、电阻率等曲线,解释评价地层特性、煤层界面,控制钻具有效穿过煤层最佳位置,能有效提高煤层钻遇率、钻井成功率和采收率。