大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井技术*

王 维 韩金良 王玉斌 杨 干 苗 强 辛 江 李 猛

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 2.中石油煤层气有限责任公司 3.重庆科技学院石油与天然气工程学院)

0 引 言

2019年以来，中石油煤层气有限责任公司在大宁-吉县区块以大于2 000 m的太原组8号煤储层为研究对象，设置深层煤岩气先导性试验区，对深层煤岩气开展勘探评价工作。历时3年，探明国内首个整装的千亿立方米大型深层煤岩气田。研究表明，该地区8号煤储层发育稳定，是鄂东缘煤岩气和煤系地层天然气重要的烃源岩，埋深800～2 800 m，平均厚度7.8 m，以亮煤和半暗煤为主。该煤储层具有“埋藏深度大、煤层厚度大、含气量高、割理裂隙发育、基质渗透率低”等特点[1-7]。2022年，在该深层煤岩气先导性试验区共部署水平井34口，其中每个井台部署井数2～8口，井深3 600～4 300 m，水平段长1 000～1 700 m，全部采用二开井身结构和三维井眼轨道设计。但该深层煤岩气水平井在钻井过程中，存在井漏严重、泥页岩和煤岩井壁失稳、固井质量差、太原组机械钻速慢等技术难题。

为此，本文开展了井眼轨道优化设计和井眼轨迹控制、防漏堵漏、高性能PDC钻头设计、长裸眼段钻井液和煤岩气水平井固井等技术攻关，形成了大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井配套技术。该技术在先导性试验区25口深层煤岩气水平井进行了应用，应用后钻完井周期大幅缩短，生产时效明显提高，可为后期规模开发提供技术支撑，也可为鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气水平井安全高效钻进提供借鉴。

1 深层煤岩气地层特性及钻井难点

1.1 地层特性

大宁-吉县区块深层煤岩气水平井自上而下钻遇第四系、延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组、太原组和本溪组地层。其中，第四系地层岩性以黄土层为主，且存在漏层；刘家沟组和石千峰组地层岩性以灰绿色泥岩、细砂岩为主，易水化分散，地震预测该段地层发育纵向裂缝；石盒子组地层岩性以棕红色泥岩、含砾细砂岩为主，易水化膨胀；山西组-太原组地层岩性以灰黑色碳质泥岩、灰色泥岩、煤和中细砂岩为主。目的层太原组8号煤储层位于太原组底部、本溪组顶部，顶底板组合类型主要有灰岩-煤层-泥岩、灰岩-煤层-泥岩-煤层-泥岩2种。其中，煤层含气量高、割理发育、抗压强度低、泊松比大，易力学失稳；泥岩黏土矿物含量高、层理和微裂缝发育，易水化分散；灰岩抗压强度、黏聚力和内摩擦角均大于其他岩性，可钻性差。

1.2 钻井难点

在深层煤岩气先导性试验区开发之前，大宁-吉县区块仅完钻了4口煤岩气水平井，平均完钻井深3 645 m，平均钻井周期78.91 d，平均机械钻速5.83 m/h，平均水平段长1 114 m，煤层钻遇率80.89%。对前期已完钻井和先导性试验区首轮完钻井分析可知，大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井主要存在以下难点：

(1)每个井台部署2～8口井，井口距离仅有5 m，试验井排距100～200 m，且有40%占比部署井偏垂比大于0.2，属于中偏移距三维水平井[8]，不利于轨道设计。

(2)据地震预测，在刘家沟组、石千峰组地层发育纵向裂缝带[9-12]。先导性试验区首轮6口井均在刘家沟组底部发生漏失，初始漏速4～60 m3/h，堵漏次数2～21次/井，平均单井漏失量417.7 m3，平均单井损失时间6.77 d。这表明常规桥堵浆和水泥堵漏效果差，钻井过程中容易反复发生井漏，导致钻井周期长、生产时效低。

(3)山西组-太原组为增斜扭方位井段，滑动钻进进尺多、比例高，且会钻遇150～200 m的灰岩，可钻性级值达到7级，钻井时机械钻速不足2 m/h，需要2～3只钻头才能完成该段进尺，不利于钻井提速。

(4)二开同一裸眼段存在多个易塌层位，泥页岩水化作用强[13]，煤岩割理发育、抗压强度低，均易发生井壁剥落掉块造成井下复杂情况。

(5)深层煤岩含气量高，但固井时水泥浆候凝过程中气窜严重，影响固井质量。

2 钻井技术及主要技术措施

2.1 井眼轨道优化设计

2.1.1 上部井眼轨道优化设计

先导性试验区均为丛式水平井组，优化设计为“直井段-二维增斜段-稳斜消偏段-三维增斜扭方位段-二维增斜入靶段-水平段”的六段制井身剖面[14]。其主要设计原则为：①根据设计轨道的走向和老井轨迹进行井口灵活分配，要求井中心距离大于15 m或分离系数大于1.5。②造斜点选择应避开漏层，以纸坊组或石盒子组为宜，二维增斜段选择每30 m造斜4°～5°，初始方位角选择应以降低扭方位工作量为原则。③稳斜段井斜角应介于15°～40°，避免堆积形成岩屑床[15]。④三维增斜扭方位段轨道设计原则：为了兼顾降低钻井过程中的摩阻、扭矩和减少无效进尺，有效靶前距小于340 m、偏垂比大于0.2的水平井，其余井设计为每30 m增斜5°～6°；本段轨道以扭方位为主，增斜为辅，确保在第一个标志层5号煤层之前扭方位至水平段方位，为入靶井段留足空间，降低入靶难度。

2.1.2 水平段井眼轨道设计

利用已钻井资料，结合大宁-吉县区块二维、三维地震数据，建立三维地质模型，以精细表征煤层及其顶底板不同岩性的空间变化规律，指导水平段轨道设计、入靶及水平段随钻跟踪[16-18]。分别设计2种顶底板组合类型：一分型煤层(见图1a)中下部8-2#煤层、8-3#煤层发育高GR标志线，上部8-1#煤岩煤质好，发育原生结构煤，具有低GR、高气测、低灰分、高含气的特点，为地质甜点段分布区，井眼轨道设计在距顶板3～5 m位置；二分型煤层(见图1b)8-1#煤层和8-2#煤层具有气测高、煤体结构好、含气量高的特点，但8-1#煤层厚度仅1～3 m，从安全钻井来看，8-1#煤层和8-2#煤层间的泥岩夹层长期浸泡易使井壁失稳。因此，综合考虑，将井眼轨道设计距泥岩夹层3～4 m的8-2#煤层中。同时，根据水平段井眼轨道所钻遇的煤层微构造发育情况，逐段设置控制点，定位储层埋深，为该井段井斜选取提供依据，确保同时实现高钻遇率和井眼轨迹平滑。

图1 2种类型煤层井眼轨道设计方案Fig.1 Wellbore trajectory design for two types of coal seams

2.2 防漏堵漏工艺技术

2.2.1 井身结构优化

延长组～本溪组地层压力系数为0.85～1.10，属于正常压力梯度，为采用二开井身结构提供了先决条件。其中延长组～纸坊组地层压力系数为0.85～0.90，且地层胶结疏松，承压能力低，为必封井段，故将井身结构设计为：ø406.4 mm钻头×ø339.7 mm导管+311.1 mm钻头×ø244.5 mm套管+215.9 mm钻头×ø139.7 mm套管，一开封固纸坊组。刘家沟组裂缝性地层漏失压力当量密度仅为1.12～1.15 g/cm3，为了稳定上部井段井壁，钻井液密度一般为1.08 g/cm3，该井段密度窗口窄。采用标准SY/T 5234—2016中环空压耗计算公式计算可知，ø215.9 mm井眼的环空压耗当量密度为0.057 g/cm3，ø311.1 mm井眼的环空压耗压力梯度当量密度为0.021 g/cm3(见图2)。

图2 不同尺寸井眼环空压耗对比图Fig.2 Annular pressure loss in different sizes ofboreholes

因大尺寸井眼可有效降低作用在漏层上的压力，故将一开表层套管下入层位由纸坊组优化至石千峰组，从而封隔刘家沟组、石千峰组裂缝性漏层(见图3)，为后期裸眼段施工提供良好井眼环境。

图3 优化前后水平井井身结构Fig.3 Horizontal well profile before and after optimization

2.2.2 自适应随钻防漏堵漏技术

针对纵向裂缝漏失，优选一种自适应随钻防漏剂，其结构见图4。该防漏剂主要由热塑型树脂、外包覆壳和凝胶颗粒内核两部分组成。其中凝胶颗粒包括内核丙烯酰胺凝胶、海藻酸鲺凝胶和充填粒子3部分，整体具备“内刚外柔”特性，可在井壁岩石表面和微裂缝中聚集形成颗粒胶束体，依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性，封堵岩石表面较大范围的孔喉和微裂缝。从表1砂床滤失试验结果可以看出，该随钻防漏剂具有良好的防漏效果和抗老化性能。

表1 自适应随钻防漏剂砂床滤失评价Table 1 Evaluation on sand bed filtration of adaptive loss circulation material while drilling

图4 自适应随钻防漏剂的结构示意图Fig.4 Schematic structure of adaptive loss circulation material while drilling

通过室内评价不同粒径自适应性随钻防漏剂与纤维堵漏剂、刚性堵漏剂配比的关系，优化形成不同漏速条件下的防漏堵漏配方，室内测得其最高承压能力可达7.7 MPa，见表2。

表2 自适应随钻堵漏配方性能评价Table 2 Evaluation on performance of adaptive sealing formula while drilling

2.3 高性能PDC钻头设计

为了解决山西组-太原组增斜扭方位井段机械钻速慢、钻头进尺少的技术难点，开展大宁-吉县区块的岩石力学和钻头磨损情况分析。山西组-太原组砂岩抗压强度高、内摩擦角大，地层吃入性较差，研磨性高，地层可钻性差，起出的钻头以肩部和保径齿磨损为主；灰岩抗压强度高、内摩擦角大，地层难吃入、研磨性高，地层可钻性最差，起出的钻头以肩部和心部切削齿崩齿为主；煤岩抗压强度极低、内摩擦角小，地层研磨性低、可吃入性好，可钻性好，钻头磨损轻微。山西组和太原组地层岩石力学参数见表3。

表3 山西组和太原组地层岩石力学参数Table 3 Rock-mechanical parameters of Shanxi and Taiyuan Formations

根据以上分析，钻头的优化方向为：①针对致密砂岩，要求钻头具有更强的抗研磨性；②针对穿越硬夹层(以太原组灰岩夹层为代表)，要求钻头具有更强的抗冲击性，从而提高单只钻头的钻速和进尺。因此，主要从以下几方面进行适用于多岩性高性能PDC优化设计：

(1)钻头不平衡力优化。PDC钻头心部齿的线速和切削量均较低，理论上磨损和崩损的概率均较低，而心部齿常出现明显损伤的钻头，多是由于钻头不平衡力较大，引起其在井底不规则运动造成的。本文通过力学模型计算，优化刀翼位置角为0°、71°、143°、225°、290°，将钻头在钻进中的不平衡力从10%降低至2%以内，以提升钻头稳定性。

(2)钻头抗研磨性优化。优化切削齿圆弧半径为44 mm，可有效增加布齿密度，将外肩部切削齿间隙从3.0 mm减小到2.7 mm，单齿切削量极值点单圈岩石切削体积由1 823.85 mm3减少至1 658.80 mm3，在相同进尺下，将能有效抑制复合片磨损。

2.4 长裸眼段钻井液技术

2.4.1 井壁失稳机理研究

山西组-太原组泥岩、煤岩极易失稳，是导致井壁剥落掉块的最主要原因。泥岩和煤岩井壁失稳机理主要有：

(1)室内浸泡试验(见图5)结果表明，在清水中浸泡7 d后，由于泥岩黏土矿物含量高，水化作用强，将导致岩块本体发生破碎；而煤岩以有机质为主，黏土矿物含量低，水化作用弱，故岩块本体保持完整。

图5 清水浸泡前后泥岩和煤岩破碎情况Fig.5 Fragmentation of mudstone and coal rock before and after soaking in clear water

(2)采用扫描电镜观察和接触角测定，泥岩和煤岩均发育微裂缝(见图6)，但润湿性不同。其中，泥岩的润湿性表现为强亲水性，自吸水效应强；煤岩为强疏水性，自吸水效应弱。故泥岩易与入井流体发生水化作用，导致井壁失稳。

图6 泥岩和煤岩微裂缝发育情况Fig.6 Development of microcracks in mudstone and coal rock

(3)力学试验表明，煤岩抗压强度远低于泥岩、砂岩和灰岩(见表3)，如遇井底压力波动、钻具碰撞、钻井液冲刷等外力作用，极易引起煤岩井壁失稳。

2.4.2 钻井液体系设计及性能评价

通过提出“强封堵、合理抑制、适宜流变、低滤失”的防塌钻井液措施，室内评价优选出了复合盐钻井液体系，其基础配方为：(1～2)%土粉+(0.1～0.2)%XC+(2～3)%降滤失剂+2%白沥青+3%乳化沥青+2%超细钙+(2～3)%成膜封堵剂+(3～5)%NaCl+(5～7)%KCl+3%极压润滑剂+重晶石+烧碱，该体系常规性能见表4。

表4 钻井液常规性能评价Table 4 Evaluation on conventional properties of drilling fluid

该复合盐钻井液体系以构建广谱封堵为主要思路，优选的封堵剂包含柔性封堵剂和刚性封堵剂，封堵粒径范围为0.08～1 100 μm，可确保钻井液滤饼光滑而致密。其中，成膜封堵剂是一种纳米-微米级高分子聚合物乳液处理剂，可通过滤失在孔隙性地层表面形成致密的高分子膜，粒径范围为0.087 9～0.536 0 μm，有效封堵割理缝和微裂缝，强化钻井液物理封堵能力；同时，在体系中加入(3～5)%NaCl+(5～7)%KCl可提高钻井液滤液矿化度，确保与地层水矿化度实现近平衡，弱化泥页岩毛细管作用力和渗透压差，抑制泥页岩的水化分散，以提高钻井液的化学防塌能力。

2.5 水平井固井工艺技术

2.5.1 增韧防窜水泥浆体系

根据深层煤岩气水平井固井防气窜[19-20]和大规模压裂增产的技术要求，室内评价形成一套适用于深层煤岩气水平井的常规密度增韧防窜水泥浆体系。该体系优选3种不同尺寸的两亲聚合物弹性体颗粒，按照一定比例混合成增韧防窜剂，该防窜剂平均粒径接近50～100 μm，满足紧密堆积设计要求。并以增韧防窜剂为核心，根据固井技术参数要求中提出的常规密度水泥浆性能要求，配合配套外加剂，配制密度范围在1.85～1.90 g/cm3的增韧防窜水泥浆体系。

(1)增韧防窜剂性能评价。不同加量增韧防窜剂水泥石力学性能测试结果如表5所示。从表5可以看出，在水泥浆中加入不同比例增韧防窜剂后，在抗压强度和抗拉强度基本不变的前提下，弹性模量下降了21.8%～35.7%，表明加大增韧防窜剂可改善水泥石韧性，提高加载环境下水泥环的完整性。

表5 不同加量增韧防窜剂水泥石力学性能测试结果Table 5 Test results of mechanical property of hardened cement with different dosages of toughened anti-channeling agents

根据行业标准《油井水泥外加剂评价方法第5部分：防气窜剂SY/T 5504.5—2010》规范要求，利用水泥浆气窜分析仪器，在50和80 ℃温度条件下进行了水泥浆防窜试验，试验结果如表6所示。由表6可见，当增韧防窜剂含量高于2.5%时，水泥浆静胶凝过渡时间短于14 min，且未发生气窜。

表6 掺有增韧防窜剂的水泥浆防窜试验结果Table 6 Anti-channeling test results of cement slurry with toughened anti-channeling agent

(2)增韧防窜水泥浆体系性能评价。通过在体系中加入防气窜剂，优化形成水泥浆配方：G级水泥+10%增韧防窜剂+5%防气窜剂+0.2%缓凝剂+1.5%减阻剂，测定其常规性能(见表7)和稠化曲线(见图7)。由表7和图7可以看出，该水泥浆体系具有直角稠化特征，静胶凝强度过渡时间为10 min，气窜量为0，表明该体系具有良好的防气窜性能。

表7 水泥浆体系常规性能Table 7 Conventional properties of cement slurry system

图7 水泥浆稠化曲线Fig.7 Thickening curve of cement slurry

2.5.2 驱油冲洗液体系

通过对以往使用的前置液体系进行评价，发现其冲洗井壁残留的钻井液效果不理想，导致固井界面胶结质量差。室内评价优选了一种由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、清洗助剂组成的冲洗液体系，该体系中的离子表面活性剂具有很强的润湿渗透功能，使冲洗液能够很好地渗透到钻井液的内部，可以有效提高固井界面的亲水性。其中，非离子表面活性剂防止地层基质及套管表面再污染的能力强，有利于清洗固井界面油膜和钻井液，该冲洗液的冲洗效果如表8所示。从表8可以看出，在60 ℃条件下，采用六速旋转黏度计评价冲洗液对含油量达到10%的水基钻井液的冲洗效率时，当冲洗液质量分数≥8%，接触时间为1 min，冲洗效率≥95%。

表8 驱油冲洗液的冲洗效果评价Table 8 Flushing effect evaluation of oil displacement flushing fluid

2.5.3 配套固井工艺技术

(1)套管安全下入措施。利用Land Mark软件分析气层套管的下入能力，并进行井眼净化效果评价[21]。下套管前至少进行2次通井作业。第一次采用不带扶正器的通井钻具组合：ø215.9 mm牙轮+双母接头+浮阀+变扣接头+ø165 mm钻铤1根+ø127 mm加重钻杆2柱+ø127 mm钻杆65柱+ø127 mm加重钻杆8柱+ø127 mm钻杆，刚度比不小于1.5；第二次采用带ø210 mm或ø212 mm螺旋扶正器通井钻具组合：ø215.9 mm牙轮+双母接头+浮阀+变扣接头+ø165 mm钻铤1根+变扣+ø210 mm扶正器+ø127 mm加重钻杆1柱+ø127 mm钻杆65柱+ø127 mm加重钻杆8柱+ø127 mm钻杆，刚度比不小于2.0。对于通井时摩阻超过正常钻进摩阻的井段，应通过划眼、循环携砂消除遇阻，下套管前应以振动筛无岩屑返出为起钻标准。

(2)套管居中措施。采用ø205.0 mm的螺旋式滚珠刚性扶正器、滚轮刚性扶正器和刚性扶正器，确保套管居中。

具体安放方法：套管串中使用旋转引鞋，第一根套管安放1只滚珠扶正器，确保套管抬头；水平段每1根套管安放一只滚珠扶正器；A靶点-造斜点每3根套管安放1只滚轮扶正器；直井段每5根套管安放1只刚性扶正器。提高套管居中度可有效减少壁面附着钻井液，提高固井水泥浆顶替效率，保障固井质量。

(3)浆柱结构和注替参数设计。前置液占环空高度长于300 m，冲洗时间大于7 min；油顶300 m以上使用1.45 g/cm3高强低密度水泥浆，以降低液柱压力，降低漏失风险；冲顶300 m以下采用1.90 g/cm3增韧防窜水泥浆体系，提高水泥浆压稳效果和防气窜性能；采用清水顶替，以防止微环隙的出现。

固井前调整钻井液流变参数，其中漏斗黏度50～60 mPa·s、塑性黏度控制在15～30 mPa·s之间、动切力小于12 Pa；施工时采用双车注水泥浆，大排量施工，确保水泥浆在环空时返速范围在1.0～1.2 m/s，以提高固井顶替效率。

3 现场应用效果

2022年，大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井技术在25口井进行了应用，与以往已完钻井相比，在平均井深、平均水平段长度增加的前提下，平均钻遇率提高了16.27%，钻井周期缩短了30.97%，平均机械钻速提高了22.01%，复杂事故时效降低了6%，固井合格率达100%。相关参数对比如表9所示。

表9 完钻水平井技术参数对比表Table 9 Comparison of technical parameters for drilled horizontal wells

(1)山西组-太原组提速效果。通过采用高性能PDC钻头和强增钻具组合，优选钻井参数，优化增斜扭方位井段钻井液防塌和润滑性能，在4口井进行了试验应用，均实现“一趟钻”钻穿山西组-太原组多套岩性，平均单只钻头进尺491 m，平均机械钻速4.68 m/h，平均进尺增加52%，平均机械钻速提高144%。

(2)防漏堵漏效果。先导性试验区第三轮9口井应用了防漏堵漏工艺技术，其中3口井未发生漏失，漏失率由第一轮的100%降低至66.7%。漏失的6口井中，平均单井漏失量由343.8 m3下降至142.33 m3，漏失量同比减少65.9%，平均单井损失时间由6.77 d缩短为2.44 d，损失时间同比减少63.9%。

(3)现场应用驱油冲洗液体系、增韧防窜水泥浆体系和配套固井工艺技术，采用连续管传输测试固井，25口深层煤岩气水平井固井质量均合格。

4 结论与建议

(1)针对大宁-吉县区块深层煤岩气水平井钻井技术难点，开展了井眼轨道优化设计、防漏堵漏工艺技术、高性能PDC钻头设计、长裸眼段钻井液和固井等关键技术攻关研究，形成了深层煤岩气水平井钻井完井技术。

(2)25口井的现场应用效果表明，深层煤岩气水平井钻井技术能够有效提高钻速、降低井漏复杂时效和保证固井质量，可为大宁-吉县区块深层煤岩气的有效勘探开发提供技术支撑。

(3)结合深层煤岩气储层特征和大规模储层改造工艺需求，建议持续深化水平段井壁稳定和提高二界面固井质量等技术研究，以保证水平段钻完井作业提效提质。