準南煤田東段煤層氣開發鉆完井技術現狀及發展方向

周梓欣 王一兵 崔德廣 李瑞明

(1.新疆維吾爾自治區煤田地質局,新疆 830091;2.新疆科林思德新能源有限責任公司,新疆 831500)

“十二五”以來，新疆煤層氣進入快速發展的10年黃金期，使得準南煤田、庫拜煤田、三塘湖煤田煤層氣勘查程度和地質認識大幅提高，其中準南煤田東段是煤層氣勘查和開發工作投入最多的地區，建成了烏魯木齊河東、阜康礦區四工河等煤層氣開發利用先導試驗，最高年產氣量8235×104m3。以準南煤田東段為研究對象，通過“十三五”國家科技重大專項的專題研究和勘查開發實踐，煤層氣勘查開發理論技術取得較大進步，初步形成了適應中低煤階、大傾角、多厚煤層地質特點的理論和鉆壓排工藝技術體系，本文主要針對研究區的鉆完井技術開展研究。

1 概況

準南煤田東段地處北天山博格達山北麓，構造上位于準噶爾盆地南緣烏魯木齊山前坳陷帶，西起烏魯木齊河，東到吉木薩爾水西溝，主要包括烏魯木齊河東、阜康和吉木薩爾3個礦區(圖1)，面積約567.5km2，2000m以淺煤炭資源量約292×108t，煤層氣資源量約1920×108m3。

圖1 準南煤田東段位置及交通示意圖

烏魯木齊河東礦區目標煤層組可采厚度1.80～51.42m，結構復雜，阜康礦區煤層單層厚度3.67～34.27m，煤層結構簡單-較簡單，吉木薩爾水西溝礦區單層可采厚度1.47～18.54m，煤層結構簡單-復雜。各礦區目的煤層間距最小為3.32m，最大為120m；各礦區構造以向斜為主，地層傾角一般在30°～65°，局部倒轉，河東礦區北單斜為一急傾斜構造，地層傾角一般72°～85°，局部倒轉；阜康礦區煤類以氣煤為主，其余地區以低變質的弱粘煤和長焰煤為主。

2 鉆井施工難點

準南東段煤層氣鉆井施工主要存在以下難點：由于地層傾角大，鉆頭在非均等面切削作用下，產生不平衡的鉆進狀態，導致鉆頭偏離原井眼軸線，產生“小變向器”作用，這一作用隨地層傾角增大而增強，井斜的程度也越大，因此定向井施工過程中存在著直井段井斜不易控制和穩斜段井斜和方位漂移等問題；由于巖層軟硬交錯影響，對鉆頭產生“小變向器”作用，在軟硬界面處易形成“狗腿”；構造復雜，煤層產狀沿走向和傾向均是變化的，導致順煤層井以及水平井在沿儲層鉆進時易出頂底板，從而導致煤層鉆遇率低，重新入煤困難，頂底板判斷不清。同時，煤層夾矸多影響目的煤層的判斷，無法判斷是否進入目的煤層。主力煤層間距大，井網間距控制困難。如阜康白楊河礦區39和42號煤層最大間距100m，要求在滿足排采要求的前提下入煤層段井斜角盡可能小，使各目的煤層水平位移不會相差太大，保證兩個主力煤層在開發過程中的井網間距均勻分布，滿足整體壓降，這就給鉆井施工帶來了挑戰。煤層段長，易垮塌，易受鉆井液污染，以往使用的鉆井液體系不能滿足井壁穩定和儲層保護的目的。

3 鉆完井技術現狀及效果

3.1 井型

井型是從井眼的軌跡形狀出發去分類的，與地層傾角、煤層厚度及發育的穩定性、滲透率等密切相關，目前，我國煤層氣開發多采用叢式井、多分支水平井、U型井等幾種井型。為適應新疆大傾角、多煤層、厚煤層的地質特點，節約土地資源和方便管理，研究區形成以叢式井為主，水平井為輔的開發模式，其中，叢式井包括直井和定向井，水平井包括順煤層井、L型井單分支水平井、多分支水平井3種井型。

直井與定向井相結合形成叢式井組，是準南東段普遍采用的井型(圖2)，共施工生產井215口，其中包括20口五段制井。優點是節約土地資源，減少鉆前費用，方便鉆井和壓裂統一作業，減少設備搬遷費用，便于統一進行排采、集輸及管理，可以在同一口井中同時開采縱向上的多個主力煤層(一般開采2～3層)的煤層氣資源。缺點是相比于水平井單井控制面積較小，同時，由于研究區地層傾角大，開發的多個主力煤層縱向間距大，要實現多個主力煤層等井距開采比較困難。通過重大專項攻關和試驗，創新研發了五段制定向井，并與直井相結合，解決了鄰井在多個目的煤層沿傾向上實現等井距分布的難題，增加了可利用煤層的層數。該種井型的開發效果創國內同類井型產氣量之最，最高單井日產氣量達2.8×104m3，約有15口井單井日產氣量大于5000m3，多數井單井日產氣量大于1000m3。

圖2 叢式井組示意圖

順煤層井主要是針對大傾角煤層提出的順煤層傾向的井，采用直井段+增斜段+穩斜段的井身軌跡，沿煤層下傾方向鉆進200m以上，增加沿傾向上儲層鉆遇長度，減少定向井數量，擴大儲層泄壓面積。該井型在烏魯木齊河東礦區煤層氣開發中得到應用，共施工5口井，其中篩管完井1口，套管固井射孔完井4口，最高單井日產氣量3500m3，平均單井日產氣量2000m3左右。

圖3 順煤層井示意圖

L型井主要是順煤層走向的水平井，經研究分析，多采用沿煤層走向或沿走向小角度向上擺動的最佳水平井軌跡。該井型增加了單井儲層泄壓面積，降低滲流阻力，實現了對厚煤層的充分動用，解決了大傾角儲層不同深度解吸相互干擾的問題。該井型在研究區各礦區的煤層氣開發中均有應用，其中在烏魯木齊河東礦區應用最廣，共施工35口井，最大單井日產氣量大于3000m3，多數井單井日產氣量在1000m3以上。

圖4 L型井示意圖

多分支水平井在美國得到廣泛應用，在我國的多個地區也進行了試驗和應用。該井型主要在四工河礦區煤層氣開發中得到應用，為U型多分支水平井，如圖5所示，共施工2口井，位于淺部(1000m以淺)靠近煤礦采動區的高滲區，單井最高日產氣分別為3.35×104m3/d、0.52×104m3/d，其中CSP-1H井“十三五”期間累計產氣3701×104m3。該井型與單井多分支水平井相比雖然增加了一口工程井，工程成本相對較高，但直井作為生產井，排采設備相對簡單，生產成本相對較低。

圖5 U型多分支水平井井身結構示意圖

3.2 井身結構與完井方式

合理的井身結構能最大限度的避免漏、塌、卡等工程事故的發生，保證鉆井作業安全順利進行，降低鉆井成本。目前我國煤層氣開發井身結構多采用二開井身結構，復雜情況下采用三開井身結構。在準南煤田東段的煤層氣開發中，針對不同井型和鉆遇的地層、儲層條件，有針對性的采用二開或三開井身結構，配套套管射孔完井、篩管完井等不同完井方式，與沁水盆地相比既有借鑒性又有其自身特點。由于受博格達山前區域擠壓地應力場控制，地應力高，滲透性較差，煤體結構碎軟，煤巖力學強度低等原因，多采用套管固井射孔完井的方式，以長期支撐井壁穩定。

叢式井組的直井、定向井和順煤層井多采用二開井身結構，一開φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，二開φ215.9mm井眼×φ139.7mm套管，生產套管固井水泥漿返至地面或目的層段頂面以上300m，遇復雜地層，采用三開結構。

L型水平井一般為三開井身結構，數據見表1，但在烏魯木齊河東礦區L型井施工中，根據對以往鉆井事故分析，在儲層以上井段未出現因地質因素而發生鉆井事故，同時，通過井壁穩定性研究發現，地層壓力特性突變點在50～100m，此段為第四系不穩定地層，易漏易塌，鉆井液安全窗口較小，需用套管隔離，進入穩定基巖至完鉆井深，屬于同一坍塌與漏失壓力梯度，井壁穩定性較好，鉆井液安全窗口幾乎重疊，因此，在這種情況下，井身結構由三開改為二開，大大縮短了工期，節約了成本。截至目前，共計以二開井身結構施工L型井33口，共節約成本2310×104元。

表1 L型水平井套管完井三開結構數據

U型多分支水平井由水平井和洞穴井組成，由于井位位于區內地應力場低值區，煤體結構以原生結構和碎裂煤為主，水平井眼成孔和井壁穩定性好，靠近煤礦采動區，地層壓力低，煤層滲透性好，不壓裂即可產氣，因此采用多分支水平井篩管完井技術。水平井作為工程井，采用三開井身結構復合完井方式，一開φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，表層套管下至穩定基巖，封固上部不穩定地層；二開φ215.9mm井眼×φ177.8mm套管，下至煤層或接近煤層的頂板地層，固井封固煤層上部地層；三開由1～2個主支和6～8個分支組成，主支φ152.4mm井眼×φ114.3mmPE篩管完井，有效維護井壁穩定，防止煤層垮塌，提供穩定生產通道，分支φ152.4mm井眼裸眼完井，最大限度的減少儲層流體滲流阻力。洞穴井作為生產井，采用二開井身結構，一開φ311.1mm井眼×φ244.5mm套管，下至穩定基巖，封固上部不穩定地層，二開φ215.9mm井眼×φ139.7mm套管固井完井，煤層段采用鋼套管或玻璃鋼套管，通過鍛銑在煤層段造洞穴。

3.3 井網形態與井間距

研究區煤層氣開發中對矩形井網和菱形井網布井方式進行了嘗試，并根據各礦區滲透率、資源豐度等特征，在借鑒國內外經驗和產能模擬的基礎上，確定了不同的井間距。阜康四工河礦區叢式井組采用菱形井網布井(圖6)，根據地應力和主裂縫發育情況確定煤儲層主滲透方向，沿主滲透方向和垂直于主滲透兩個方向布井，主滲透方向井距適當加大，垂直于主滲透方向井距較小。考慮深部煤層滲透性變差，適當減小井距提高產氣效果。埋深1000m以淺較高滲透區叢式井采用300～350m井距，埋深1000～1500m的較深部位中-低滲透區叢式井采用250～300m井距；阜康白楊河礦區采用矩形井網布井，主裂縫方向為北東-南西向，井網與主裂縫方向一致，沿主裂縫方向以250m間距布井，垂直主裂縫方向以210m間距布井；烏魯木齊河東礦區形成定向井、L型井空間立體井網，八道灣向斜北翼地層傾斜較緩區域，采用以L型水平井為主的開發井型，北單斜高陡區域以定向井為主，L型井以80×280m壓裂點間距布置，定向井、順煤層井以250m走向間距布置。

圖6 叢式井組菱形井網、矩形井網布井示意圖

3.4 鉆井液類型及特征

煤層具有低壓、低滲特征，過高的鉆井液密度易造成儲層傷害，甚至壓漏地層，同時，由于煤巖機械強度低、內部裂縫系統發育，過低的鉆井液密度易導致井壁失穩，甚至井筒坍塌，造成井下復雜事故，另外，鉆井液中流體與固相顆粒易侵入近井筒煤巖，對煤巖儲層造成傷害，直接影響煤層氣單井產量及采收率。因此，鉆井過程中既要確保鉆井安全施工和井身質量又要最大程度的減少對儲層的污染。

研究區煤層氣開發中，針對不同儲層物理特性下鉆井液對煤層的傷害做了大量研究工作。通過儲層傷害試驗評價方法、煤樣滲透率傷害測定，評價鉆井液儲層傷害程度，優化形成低固相低傷害強抑制水基/鉀基鉆井液和無固相低傷害鉆井液體系。針對水敏性不強的地層，低固相鉆井液配方為：水+納土+磺化瀝青+降失水劑+LV-CMC；針對坍塌嚴重的泥頁巖地層，即水敏性地層，優選出低/無固相強抑制性鉀基鉆井液，配方為：水+納土+甲酸鹽+(+KCL)磺化瀝青+降失水劑+LV-CMC；無固相強抑制水基鉆井液(HP)體系，配方為：水+NaOH+HP-HIB+HP-VIS+LV-CMC+潤滑劑，主要由高性能流型調節劑HP-VIS、高性能包被抑制劑HP-HIB以及降濾失劑LV-CMC等關鍵處理劑組成。低固相鉆井液體系基本性能穩定，溫度適應范圍寬，具有優良的抗煤巖污染和極強的防塌能力，對煤巖的穩定指數較好，不會造成垮塌現象，對煤巖的滲透率降低較小，不會影響后期的采氣過程，且能提高機械鉆速。無固相鉆井液體系具有無固相侵入傷害、流變性能好、防塌性能佳，提高機械鉆速等優點，確保了斜井段、水平段的安全施工。

在實際應用中根據儲層特點選擇與之適用的鉆井液體系，并根據具體情況對鉆井液中主要成分含量優化調整，同時，根據經驗總結及分析研究，總結出鉆井液安全密度窗口。鉆井過程中，一開、二開采用低固相聚合物鉆井液保護井壁和保障快速鉆進，進入煤層段，為了加強儲層保護，采用強抑制性低密度無固相-低固相鉆井液體系，嚴格控制鉆井液密度和固相含量，防止井壁垮塌和近井筒儲層污染，減少鉆井液浸泡時間保護好儲層。

4 鉆井技術發展方向

經過近10年的發展，在煤層氣開發中，發現了很多還未解決的鉆井難題，為今后的鉆井攻關指明了方向。今后煤層氣開發中鉆完井技術要攻關的方向為：

(1)由于低階煤的煤體強度較高階煤低，低煤階儲層應力敏感性和滲透率損害率遠高于中高煤階且難以恢復，同時，施工中存在地層傾角、地應力變化大，地層可鉆性差異大等情況，現有鉆井液與地層的配伍性還需提高，因此需要更有針對性的開展儲層敏感性和儲層保護技術研究、鉆井液技術研究。

(2)由于新疆煤層氣富集區多位于山前構造擠壓帶，地質條件復雜，煤層非均質強，同一區塊，采用相同的理論和工藝技術，開發中也會出現不同的問題，不同井單井產量差別很大，因此，需進一步加強地質與工程的一體化研究，精細化研究和分析，根據儲層實際條件選用合適的井型、井身結構和完井方式、井距及鉆井液等，提高鉆完井技術與儲層條件的適應性。

(3)鑒于當前形成的多種井型相結合的開發模式，需要開展混合井網優化研究與試驗。