煤層氣L型水平井鉆井工藝在山西鄭莊區塊應用與研究

范偉順,劉元忠,馬登賢,鄭成光,張景遠,孫振興

(1.山東科技大學,山東 青島 266590;2.山東省第八地質礦產勘查院,山東省地礦局有色金屬礦找礦與資源評價重點實驗室,山東 日照 276826)

0 引言

煤層氣水平井技術是低滲透和超低滲透煤層氣經濟高效開采的有效途徑之一,是利用特殊的井底動力工具與隨鉆測量儀器,鉆成井斜角大于86°,并保持這一角度鉆進一定長度井段的定向鉆井技術。水平井鉆井技術包括隨鉆測量技術、井眼軌跡控制技術、井壁穩定技術、鉆井完井液技術等。

煤層氣資源開發利用助力“碳達峰”和“碳中和”目標。煤層氣資源是不可多得的低碳、清潔、過渡性氣體能源,與煤伴生、共生的氣體資源,俗稱“瓦斯”,熱值高于通用煤1～4倍[1],1m3純煤層氣的熱值相當于1.13kg汽油、1.21kg標準煤,其熱值與天然氣相當,其高效利用可有效地減少高碳能源(煤炭)的利用,可有效地減少碳排放,有效利用可使甲烷的溫室效應降低近二十倍,可有效地推動“碳達峰”前的高碳能源的過渡性的清潔替代[2-3]。

沁水盆地位于華北地臺西部,是我國最大的構造聚煤盆地,也是國家勘探開發煤層氣首選的重點地區之一[4]。山西鄭莊區塊,位于沁水盆地南部區內地形為丘陵山地,溝谷發育,切割較深,地面海拔800～900m。本文以山東省第八地質礦產勘查院利用TSJ-3000水源鉆機在該區塊施工的ZS6-15-3L型水平井為例論述。ZS6-15-3L型水平井,著陸點垂深990.01m,完鉆井深2033.94m,目的層位山西組3#煤,完鉆層位山西3#煤,完鉆原則鉆至靶點,保證煤層進尺850m左右。

沁水盆地為中生代末形成的構造盆地[5]:元古界、太古界為盆地基底;古生界、中生界組成盆地的構造層,包括震旦系,寒武系,奧陶系下、中統,石炭系上統,二疊系,三疊系及局部殘存的侏羅系;新生界不整合覆蓋于盆地之上。盆地最深處奧陶系頂面深約2500m。

1 地質概況

主要層系以及礦產如下:本溪組:由海陸交替相泥巖、砂質泥巖、黏土巖、石灰巖、褐鐵礦層夾煤線組成,組厚10～50m。太原組由海陸交替相砂巖、泥巖、石灰巖和煤層組成,組厚50～150m。一般含煤層7～10層,其中3～5層可采,可采煤層總厚度4～10m,北厚南薄。

山西組:由陸相及濱海相砂巖、泥巖夾煤層及薄層石灰巖組成,組厚40～110m。含煤層3～6層,其中2～4層可采,可采煤層總厚度2～7m。下石盒子組:由陸相砂巖、泥巖,底部夾煤線1～2層緩成,組厚90～214m。鄭莊區塊地層按形成時間由老至新包括下古生界奧陶系中統峰峰組、上古生界石炭系中統本溪組、上統太原組、二疊系下統山西組、下石盒子組、上統上石盒子組、石千峰組、中生界三疊系、新生界第三系、第四系。

依據山東省第八地質礦產勘查院近年來在鄭莊區塊鉆資料,區內大部被第四系黃土覆蓋,底界深度24m,厚度20.80m,頂部黃色砂質黏土為主、中、下部含砂礫石層,與下伏地層呈不整合接觸。石千峰組,底界深度289m,厚度265m,由灰綠色泥巖,砂質泥巖,灰綠色細砂巖,灰白色中砂巖組成,與下伏上石盒子組呈整合接觸。上石盒子組,底界深度810m,厚度521m,由灰綠色、淺灰色粉砂巖,灰色泥巖,砂質泥巖,粉砂巖,淺灰色細砂巖,灰白色中砂巖組成,與下伏下石盒子組呈整合接觸。下石盒子組,底界深度970m,厚度160m,由深灰色泥、砂質泥巖,淺灰色粉砂巖組成,與下伏山西組呈整合接觸。山西組,底界深度2016m(未穿),厚度1046m,主要由灰黑色、深灰色泥巖、粉砂巖,灰色、灰白色細砂巖,黑色煤組成。與下伏地層整合接觸。

鄭莊區塊主要開發產氣層為山西組3#煤層,該煤層位于地表下500～800m,厚4～5m,厚度穩定,呈現出由南向北緩慢遞增的趨勢,煤層氣儲量十分可觀,52口直井3#煤層排水試氣,日平均產氣2×104m3。山西組:為陸表海背景之上的三角洲沉積,一般有三角洲前緣河口砂壩、支流間灣逐漸過渡到三角洲平原相。地層由深灰色—灰黑色泥巖、砂質泥巖、粉砂巖夾煤系地層組成,底部普遍發育灰色中細粒砂巖、含細礫粗砂巖,厚度34～72m,一般60m左右。與下伏太原組呈整合接觸。山西組存在有4層煤層,按照從上到下的順序進行編號,3#煤層厚度相對較厚,且分布廣泛、煤層穩定,作為鄭莊區塊的主力煤層進行開發。本組與下伏太原組K6頂-K7砂巖底構成一個完整的進積型三角洲旋回[6-7]。

電性特征:自然伽馬曲線顯示煤為塊齒狀低值;泥巖為齒狀、尖峰狀高值;砂巖為塊齒狀、尖谷狀低值。深淺雙側向曲線大多重合,局部小—中幅正差異,煤為塊齒狀高阻,泥巖為淺齒狀低阻,砂巖為尖峰狀中高阻[8]。

2 關鍵鉆井技術優化

2.1 井身結構

一開鉆進選用套管尺寸D311.2mm牙輪鉆頭,鉆穿基巖風化帶20m后,且井深不小于60m下D244.5mm表層套管,封固地表疏松層、礫石層。下入深度約59m,注水泥全封固。施工過程中因上部地層漏失,將表層套管深下,以封隔上部易漏層位,為二開安全施工提供保障,井身結構示意圖1。

圖1 井身結構示意圖

二開選用D215.9mm鉆頭,鉆至井深2033.94m,下入D139.7mm套管,水泥封固段為地面-1159m(封隔器位置)。封隔器應放置于3#煤層頂板泥巖內,確保固井水泥漿不進入煤層,井深結構數據表1。

表1 井深結構數據表

2.2 井眼軌跡控制

水平井井眼軌跡控制是水平井鉆井中的關鍵,是將水平井鉆井理論、鉆井工具儀器和施工作業緊密結合在一起的綜合技術。水平井主井眼一般采用“單彎螺桿鉆具+近鉆頭隨鉆測井儀(LWD)”的地質導向鉆具組合鉆進[9-10]。首先利用前期地震的資料建立區塊的地質模型,然后利用隨鉆監測到的儲層伽馬參數來修正地質模型并調整井眼軌跡。另外,可以結合綜合錄井儀實時監測到的鉆時和泥漿返出的巖屑,判斷鉆頭是否穿出煤層。鉆進過程中建立工程和地質相結合的的導向模式,堅持少滑動、多轉動、微調和勤調的原則。

根據測井資料優選儲層段,合理設計井斜角、井深剖面、曲率半徑、造斜點、著陸點、井眼方位等參數(圖2)。直井段測斜間距小于等于50m,造斜及扭方位段應單根記錄一次,其余井段測斜間距小于30m。直井段井眼軌跡井斜小于等于2°,全角變化率小于等于1.2°/30m,位移小于等于10m,造斜段全角變化率不超過設計值3°/30m,穏斜段不超過設計井斜角5°。自二開開始采用LWD或MWD測井,項目包含自然伽馬,水平井段連續測量,著陸后,鉆井水平段853.94m。

圖2 井眼軌跡控制過程圖

2.3 鉆具組合

(1)二開鉆具組合力學分析

套管內摩擦系數0.20,裸眼摩擦系數0.25,泥漿密度1.05g/cm3,設計滑動鉆進鉆壓20～40kN,旋轉鉆進鉆具扭矩7.83kN·m,鉆壓40～60kN,鉆具組合力學分析結果見表2。井眼軌跡剖面、鉆具組合以設計為準。分析工況:起鉆、下鉆、鉆柱旋轉(鉆頭有鉆壓與無鉆壓)、滑動鉆進。

表2 鉆具組合力學分析表

(2)下套管摩擦阻扭矩分析

套管內摩阻系數0.20,裸眼摩阻系數0.25,鉆井液密度1.05g/cm3,在下套管過程中523～632m發生螺旋屈曲,摩阻最大134.5kN,套管有效重量為207.15kN,下套管前加足液體和固體潤滑劑以降低摩阻[11-12],在發生遇阻時,應大幅度活動套管,多方向活動套管,輕壓慢放,保證順利下入,下套管摩擦阻扭矩分析見表3。

表3 鉆具組合摩擦阻扭矩分析表

(3)優化鉆具組合

鉆具組合應適當減小第一穩定器至鉆頭的距離,盡量不改變鉆鋌的長度,即不使用特制的鉆鋌。鉆井參數的優選應遵循以下原則:適當減小鉆壓,但不能低于破巖的正常鉆壓;適當提高鉆頭轉速,增強鉆頭對井眼低邊的切削,ZS6-15-3L井鉆具組合表4。

表4 ZS6-15-3L鉆具組合

3 泥漿技術應用

3.1 鉆井液施工工藝

(1)一開鉆進:使用膨潤土漿,本井段所鉆地層為砂質黏土、砂礫、膠結疏松,鉆井液體系為高粘度膨潤土漿[13],ZS6-15-3L鉆井液配方見表5,密度1.02～1.04 g/cm3,失水FV 35～50s。

表5 ZS6-15-3L一開鉆井液配方

一開鉆井液配制:膨潤土量1000kg、IND30量100kg配備膨潤土漿80m3。經充分預水化性能達到使用要求:密度1.02g/cm3、粘度40s開始一開鉆進。

一開鉆進正常沒有發生明顯漏失。

鉆完一開進尺采用60s高粘IND30鉆井液充分循環洗井[14-16],確定井筒內清洗干凈后起鉆。下表層套管作業順利,固井正常,水泥返出地面。

一開井身結構:Φ244.5 mm套管×59.00 m;Φ311.2 mm鉆頭×60.00 m。

(2)二開鉆井液性能:二開井段鉆頭尺寸:215.9mm,著陸點前(60.00～1180.00m)該井段采用聚合物鉆井液體系,適當控制失水,加強抑制性,增強井壁穩定,ZS6-15-3L鉆井液配方見表6。

表6 ZS6-15-3L二開鉆井液配方

二開鉆井液配制:在一開鉆井液基礎上,加入處理劑NPAN-21000 kg、IND30 200kg。調整鉆井液性能達到設計要求后,進行二開鉆進,ZS6-15-3L鉆井液性能見表7。

表7 ZS6-15-3L鉆井液性能

鉆井液性能密度1.03～1.06g/cm3、粘度35～40s。

本井上部井段地層較硬鉆速較慢,井深120m開始定向造斜,隨井斜增加,剝蝕、掉塊增加且掉快較大,定向造斜困難,進尺緩慢,增加定向鉆進卡鉆風險。定向鉆進中需要勤加活動、轉動鉆具,提高鉆井液粘度、增加循環時間防止卡鉆發生。

本井井深1180m著陸見煤,清理鉆井液罐更換可降解聚膜鉆井液體系[17-18]。

3.2 可降解聚膜鉆井液配制

配方:清水+0.3%可降解IND30[19]。

起鉆、放掉循環罐鉆井液清理鉆井液罐,加清水使用可降解IND30,200kg配可降解鉆井液80m3。充分循環溶解,調整鉆井液性能密度1.01 g/cm3、粘度42s,下鉆頂替出井內鉆井液,及時補充清水,按比例、按循環周補加可降解IND30調整鉆井液性能密度1.01 g/cm3,粘度38s進行煤層段鉆進。

煤層段鉆進,隨井深增加按0.3%加量,補充可降解IND30維護鉆井液性能,保持井壁穩定和鉆井液有效攜砂。

鉆井液性能:密度1.01～1.06g/cm3、粘度35～40s。

本井鉆進過程中,由于定向困難粘卡嚴重鉆時慢,增加了數趟短起下鉆。增加了IND30使用量,使鉆井液性能滿足煤層鉆進需要。

鉆進至1180m著陸見煤,著陸點1180m,垂深990.01m,井斜78.58°,方位119.2°,閉合距322.45m。著陸后起出煤層段循環,轉換可降解聚膜鉆井液[20],不適用任何其他添加劑,嚴格按工程設計執行。

4 綜合鉆井技術分析應用

(1)一開鉆進

組合一開鉆具,鉆具結構為:Φ311.2mmPDC鉆頭+Φ203mm螺桿+631/410接頭+411/4A10+Φ165mmDC×5根,鉆至60.00m,完成一開。一開完鉆后為順利下入套管充分循環,并泵入高粘鉆井液清洗井底,高粘泥漿返出后起鉆。下入Φ244.5mm套管×鋼級J55×壁厚8.94mm×扣型LTC×長度59.00m。下完套管固井注水泥漿5.5m3,水泥漿密度1.83g/cm3,替清水2.20m3,水泥漿返出地面。下鉆探塞鉆塞,塞面40.00m,塞厚20.00m。

(2)二開鉆進

驗收合格后二開,鉆具結構:Φ215.9mmPDC鉆頭+1.5°單彎螺桿+MWD接頭+Φ127mmHWDP×1根+Φ127mmDP。鉆至井深120m開始定向鉆進。通過復合鉆進與滑動鉆進相結合確保隨時校正井斜、方位,確保井眼軌跡達到設計要求。

該井于120m開始定向造斜(圖3),鉆進至1180m著陸見煤,著陸點1180m,垂深990.01m,井斜78.58°,方位119.2°,閉合距322.45m(圖4)。著陸后起出煤層段循環,轉換可降解聚膜鉆井液,無任何其他添加劑,嚴格按工程設計執行。

圖3 ZS6-15-3L實鉆水平垂剖面圖

圖4 ZS6-15-3L井實鉆水平投影圖

該井主眼進2033.94mm,水平進尺853.94m,其中純煤進尺853.94m,鉆遇率100%(圖5)。

圖5 ZS6-15-3L井三維立體投影圖

(3)通井、下套管

完鉆后,更換常規鉆具通井至井底,打封閉漿起鉆。下入φ139.7mm套管,管串組合:浮鞋+139.7mm篩管+139.7mm套管串P110+封隔器+139.7mm套管串N80+聯入。套管下深:2032.50m,套管總長:2027.74m,封隔器位置:1154.20～1159.00m。

(4)固井、電測

下完套管打通、循環洗井后。隨后泵入前置液4m3,注入G級低密度水泥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,水泥用量共計42.01t,替漿12.0m3,碰壓20MPa,穩壓15 min,壓降零。測聲幅完井,測量井段0～997.30m,水泥返高地面,質量合格。

(5)鉆井周期

鉆機臺月計算公式:鉆機臺月=鉆井總時間(h)/720。一臺鉆機的鉆井總時間(h)(不包括搬遷安裝時間)除以720 h(一個月的時間)后所得的數值,單位為臺月或鉆機臺月[21-22]。鉆機月速=有效鉆井進尺(m)/鉆機臺月。TSJ-3000水源鉆機在ZS6-15-3L井施工中,以鉆井周期20.1d,完井井深2033.94m,鉆機月速2991.67m,創造了2022年度華北油田煤層氣該區塊同類型井鉆井周期和鉆機月速的雙記錄(圖6)。

圖6 鉆機月速對比圖

5 結論

(1)鄭莊區塊煤層氣鉆井遇到的復雜情況主要為井漏和坍塌,部分探井淺層有涌水及煤層段存在井徑擴大現象,說明所在區塊煤層結構不穩定,易破碎。鉆進時,應注意預防卡鉆,控制好井眼軌跡,確保順利鉆進煤層。

(2)山西組及以上地層適合PDC鉆頭鉆進。根據地質資料及鉆探成果,山西組煤層地層為略欠壓—正常地層壓力,壓力系數0.97～1.0。在鉆進施工過程中應做好地層壓力檢測,及時調整鉆井液性能,做好井控工作,可有效防止井漏事故發生。

(3)綜合研究煤層氣水平井施工中一開鉆進、二開鉆進、固井工藝和鉆井液配比。正確應用定導向技術完成測量井眼軌跡工程參數和實時測量地質參數,綜合自然伽馬、電阻率等曲線,解釋評價地層特性、煤層界面,控制鉆具有效穿過煤層最佳位置,能有效提高煤層鉆遇率、鉆井成功率和采收率。