沁水盆地某煤层气井射孔完井技术适应性探讨

1. 沁水盆地某煤层气井射孔完井技术适应性探讨

杨庆龙 吴财芳
项目资助:国家“973”煤层气项目(2009CB219605)、国家科技重大专项项目(2011ZX05034)、国家自然科学基金重点项目(40730422)及青年科学基金项目(40802032)资助。
作业简介:杨庆龙,男,1987年7月出生,中国矿业大学资源与地球科学学院,在读硕士,专业方向:煤层气勘探与开发,Tel:13852485883,E-mail:yangqinglong325@126.com。
(中国矿业大学资源与地球科学学院 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 徐州 221008)
摘要:本文从剖析射孔完井的优缺点出发,结合山西省沁水盆地寺河矿区某井所采取的完井工艺技术,对沁水盆地煤层气气井的射孔完井技术进行适应性探讨。研究发现:各个地区的地层属性都有其独特性,有必要根据本地区地层的区域性的具体特点,对煤层气井的钻井工艺做出相应的改善;必须高度重视煤层气钻井完井过程中压力对煤层的伤害问题;研究更低密度、低固相、高强度的水泥浆体系,以及其他低伤害高效压裂液是煤层气钻井完井技术的重要保障。
关键词:沁水盆地 煤层气 射孔 钻井 完井
Study of Qinshui Basin CBM Technical Adaptation of Perforated Completion
YANG Qinglong WU Caifang
(1.The School of Resources and Earth Science, China University of Mining and technology,Ministry of Education Key Laboratory of CBM resources and accumulation process,Xuzhou, 221008, China)
Abstract: Base on the technology of well completion in Sihe mine of Qinshui Basin, This paper analyzes the advantages of Perforated completion, and Discuss the adaptation about it in Qinshui Basin CBM wells.The results indicate that: the formation of each region has its unique properties, it is necessary to make corresponding im- provement process about the drilling technique of CBM wells according to the regional stratigraphy of the region's specific characteristics; we must attach great importance to pressure harm to coal seam during CBM drilling and completion; it is an important guarantee to research more low-density, low solids, high strength cement slurry and other low damage, Efficient fracturing fluid for CBM drilling and completion technology.
Keywords: Qinshui Basin; CBM; Perforation; Drilling; Completion
自20世纪90年代以来,随着地面煤层气开采技术的引进,山西地面煤层气开发利用发展迅速。截至2009年底,中外十余家企业在沁水煤层气田已建成各类煤层气井2621余口,地面煤层气年抽采能力达到22亿立方米。由于直井钻井成本低、工艺技术简单、技术最成熟。煤层气开发方式以地面垂直井为主。多分支水平井、丛式井试验成功标志着我国煤层气开发技术取得重大突破,但由于该技术属于试验阶段,大规模展开尚需时日。目前完井方式主要有裸眼洞穴完井和套管射孔完井。由于套管射孔完井技术具有对地层适用范围广、层间封隔好,允许进行选择性完井、有利于水力压裂和采气作业、井筒稳定,寿命长,便于修井等优点[1]。所以本地区主要最优的完井工艺依然是套管射孔完井,裸眼洞穴完井的适用性还有待研究。
1 钻井的目的
本井为煤层气开发井,本井完钻层位位于石炭系上统太原组3号煤层底板以下41.54m。本井揭露煤系地层厚度82.36m,共见主要可采煤层1层。3号煤层,位于山西组底部,似金属光泽,镜煤、暗煤次之。其钻探深度为443.85~450.45m,厚度为6.6m。测井为44.02~450.62m,厚度为6.6m,结构简单。钻井目的为开发利用3号煤层的煤层气,降低煤层瓦斯含量。
2 本井的工艺技术
本井井身结构符合设计要求,井身质量合格(图1)。

图1 煤层气井井身结构示意图

2.1 井身结构
(1)一开井身井径φ311.15mm,井深41.06m(钻入基岩26.05m),下入φ244.50mm的表层套管,为了使水泥浆较为便利的注入井内,表层套管长度为40.23m。固井水泥上返地面。
(2)二开井径φ215.90mm,钻至井深492.16m完钻。下入φ139.70mm的生产套管,套管长490.49m,高出地面0.28m。固井水泥返高为187.50m。
(3)阻位深487.66m,人工井底深度为487.00m。
2.2 井身质量评述
终孔489.00m处井斜为1.1°,该井的最大井斜在井深375.00m处,斜度为1.3°。全井在400m处全角变化率最大,为1.7°/25m。
全井平均井径224.20mm,平均井径扩大率为4.82%,井眼规则。非煤系地层平均井径225.92m,平均扩大率为4.46%。煤系地层平均井径223.56mm,平均扩大率3.54%,全井井径最大处为450~475m深度附近3号煤层底板山西组泥岩坍塌带,最大井径为301.57mm,最大扩大率为39.68%。
井底水平位移5.10m,全井方位均在272°~285°之间变化,闭合方位角为279°。未见井身扭曲现象。
2.3 钻具及钻井液设计
钻具组合如表1所示。
表1 钻具组合


钻井液要求:尽可能采用与煤层水理化性质相近的活性水钻进;如井下情况异常需要用钻井液钻进时,钻井液要严格按照保护煤层的要求控制好固相含量(特别是微颗粒和胶体颗粒的含量)和虑失量[2]。
本井采用清水钻进,钻井非煤系地层泥浆比重保持在1.05g/m3以下,钻进煤系地层泥浆比重保持在1.02g/m3以下,完全符合甲方钻井要求。
2.4 固井质量
对水泥浆的要求:严格控制水泥浆的失水量,一般不得超过200mL,水泥石的高压强度要达到14MPa以上;水泥至少要反至煤层顶部200m以上才为固井质量合格。
对生产套管的要求:套管串中要有短管,便于用磁定位测井校正射孔深度。短套管的下入深度在煤层顶界5~10m的范围内;套管接箍、扶正器及套管其他附件应尽量避开煤层。
该井的套管及水泥浆的使用情况如表2所示。
3号煤顶板至水泥返高面的距离为252.52m,在完井试压测试中,在15MPa的压力下,经过30分钟的检测,压降为0。固井质量合格。测井曲线解释为煤系地层固井优良率为100%,非煤系地层固井合格率为100%。
2.5 完井设计
井筒与煤层的连通技术要求:井筒与煤层的连接方法采用射孔枪射孔方法。射孔孔径10~15mm;孔眼几何形状短轴与长轴之比小于0.8;孔径轨迹须沿套管表面螺旋分布,在任一横截面只能最多有一个孔眼;孔眼密度为15~25孔/m。孔眼除有效穿透套管和水泥环外,还要尽可能穿透煤层伤害区,进入无伤区。
该井3号煤层使用套管射孔完井,使用牙轮钻头钻完全部孔深,下套管、固井并将煤层用水泥封住后,用射孔器射穿套管、水泥环和部分煤层。射孔参数如表3所示。
表2 套管及水泥浆


表3 射孔参数


2.6 压裂设计
该井采用水基压裂液压裂,液体准备数量及配方:活性水650m3,钻井液用HT-01润滑防塌剂325.0kg,钻井液用HT-2(腐殖酸钾)防塌剂325.0kg,配方为清水+0.05%HT-01+0.05%HT-2。支撑剂选择石英砂,数量为:粒径0.15~0.3mm,准备量10.0m3,粒径0.45~0.9mm,准备量26.0m3。压裂车及辅助设备车辆名称及数量如表4所示。
表4 压裂车及辅助设备车辆名称及数量


本井3号煤层设计注入液体566.1m3,石英砂36m3(0.15~0.3mm石英砂10.0m3,粒径0.45~0.9mm石英砂26.0m3);实际注入液体569.6m3,加入石英砂36.0m3(0.15~0.3mm石英砂10.0m3,粒径0.45~0.9mm石英砂26.0m3),加砂率100%,施工达到了设计要求。
3 排采效果及工艺技术分析
3.1 排采效果
该井从2009年6月17日开始进行排采作业。至2010年4月9日该井煤层气产能随时间的变化关系如图2所示。
由图可知,该井在排采6个月左右达到产气高峰1000m3/d,随着排采过程的继续,排采效果稳定在1000m3/d,之后没有明显的提升。而经过测井计算所得该煤层的天然渗透率为(0.1~1)×10-3μm2,含气量高达22.5m3/t,具有较好的储层参数,与其煤层气井的产能明显不符。

图2 煤层气井前期产能变化曲线

3.2 工艺技术分析
分析该井的排采效果,综合工程的工艺技术特点,除了地质条件影响外,在工程上主要是目前所使用的射孔完井工艺技术存在一定的不足[3]。形成了较大的表皮系数,从而降低煤储层的有效渗透率,对煤储层造成较大伤害。采用射孔完井方式时,对煤层气储层的损害包括钻井过程中钻井液、固井过程中水泥浆以及射孔压裂等三个方面。
本井的钻井方式采用常规的清水钻进,但常规的煤层气钻井方式在本区有一定的局限性。这是由于本区主要含煤地层二叠系下统山西组岩性由灰、深灰色泥岩、砂质泥岩和浅灰色砂岩及煤层组成,钻井液从井底上返至地面的过程中,依次经过泥岩—煤层—灰岩—第四系土层。由于泥岩是水敏性地层,在接触到活性水钻井液之后势必会引起体积膨胀,作用于煤储层之上的应力增大,造成煤储层渗透率降低,在近井筒地段尤为明显,严重影响煤层气向井筒内的渗流。同时,泥岩具有较强的造浆能力(由测井资料可知在井深为450.00~475.00m范围内的井径达到301.57mm,井径扩大率达到39.68%。则从另一方面证明了泥岩的造浆能力),虽然本井采用清水钻进,在地面控制钻井液体系的固相含量,保持比重在1.02g/m3以下等一系列降低固相含量的措施,但钻井液在经过泥岩层时,经过泥岩的造浆作用,又形成了普通的泥浆体系,这种浆液直接接触煤岩层,则会对煤层造成更大的伤害。
钻井液性能包括钻井液密度、粘度、失水、含砂、pH值等,其中最重要是钻井液密度。本井的固井方式采用密度为1.85g/cm3的水泥浆液,水泥浆固井过程由于较大的水泥浆密度在井筒中存在较高的围压,煤层应力敏感性也同样会造成储层损害问题。压力敏感性是指施加在煤层上有效压力的变化对煤储层微观结构的影响,在宏观上表现为煤层的孔隙度、渗透率随着围压的增加而降低的现象。煤层裂缝和割理发育,由于煤层是一种弹塑体,裂缝在高围压下闭合,这种闭合是不可完全恢复的。郑毅[4]等人研究认为密度为1.85g/cm3的水泥浆所产生的液柱压力对煤储层的伤害也是不可低估的。若钻井完井过程中液柱压力没有控制在煤层压力以下,会造成煤层应力改变和塑性变形,使渗透率无法完全恢复,从而影响产气量。
射孔压裂过程一方面是为气流建立若干沟通气层和井筒的流动通道,另一方面又会对产气气层造成极大的损害,有时甚至超过钻井损害,从而使煤层气井产能很低。压裂液对煤层的伤害也是煤层气井增产效果不理想的重要原因。本井采用的是水基压裂液压裂。水基压裂液的成本低,性能好,易于使用,应用最广泛。但是熊友明[5]等人研究中国煤层多数不含水,目前多采用水基压裂液进行增产改造,而压裂液的返排率仅为35%~68%,剩余水滞留在煤层。由于煤岩具有很强的吸附性,吸附压裂液后会引起煤岩基质的膨胀及堵塞割理,从而降低割理孔隙度和渗透率及限制煤层气的解吸[6],在一定程度上造成二次伤害,极大地影响了煤层气的产出;加之煤层松软、煤粉多,压裂砂的支撑效果相对较差,井筒周边的压裂砂还会因卸压回灌到井筒,这也是导致部分井压裂无效的重要原因。经过压裂施工后有些井的产能只是天然生产能力的20%~30%,甚至完全丧失产能。此外,固井液、压裂液中的固体颗粒侵入煤储层,直接堵塞煤储层的空隙通道,结果将导致降低煤储层的绝对渗透率和相对渗透率,对煤层气井的产能也会造成较大的影响。
综合以上分析并结合本井实况,在完井过程中,要达到煤层气井增产、稳产的效果,需要多种措施来试图降低完井对地层造成的损害。在固井过程中,需要降低作用在煤层上的有效应力,就需要在保证强度的前提下降低固井所采用浆液的密度,使用低密度水泥浆、泡沫水泥浆等,目前,国外已成熟的煤层气井固井技术主要有水泥浆中加入固体降重剂(如粉煤灰、空心微珠等)形成高强度、低密度、低失水水泥浆、在水泥浆中加入氮气组成泡沫水泥浆等。在钻进过程中,需要减少钻井液和煤层的接触,考虑到本井含煤层位的上下部位均有土层,马永峰[7]等提出在含煤层位使用套管外封隔器,这样就有效地防止钻井液和煤层接触。最大限度地降低对煤层的伤害。同时,使用封隔器也解决了固井过程中煤层压力敏感性、水泥浆渗透等一系列问题。若是多煤层煤层气共采,这样就可以分段对煤层进行射孔和压裂施工。在压裂过程中,需要降低压裂液的失水量及固相含量。研制低伤害高效压裂液是当前亟待解决的关键问题,也是今后的发展趋势。泡沫压裂液、清洁压裂液等对低压、低渗煤层气储层比较适用,在沁水盆地已经取得较好的效果[8]。目前该技术成本高、应用范围局限,但前景很好,是值得推广的适宜中国煤层气储层条件的新技术。
4 结论
煤层的渗透性低,孔隙压力低,煤储层保护一直是整个煤层气钻井完井过程施工中必须重点考虑的问题。钻井液、固井液、完井液对煤储层污染程度如何,直接影响到目的煤层物化参数的正确评价及产能的精确评估[9]。如果对完井技术不重视,采取的措施不当,煤层气产能则会遭受重大影响。煤储层保护的核心就是尽量使所采取的钻井完井工艺技术少伤害、不伤害煤层。
(1)各个地区的地层属性都有其独特性,在探明地下煤岩层的地质环境后,有必要根据本地区地层的区域性的具体特点,对煤层气井的钻井工艺做出相应的改善。否则,很难保证不会对煤储层造成更大伤害。
(2)高度重视煤层气钻井完井过程中压力对煤层的伤害问题,在保证携带岩屑、润滑钻具等钻井液的基本功能的前提下,尽量减少钻井液的固相含量、失水量。研究更低密度、低固相、高强度的水泥浆体系,以进一步降低对煤层的液柱压力。
(3)从目前的发展看,今后一段时间水力压裂仍是煤层气增产的首选方法和主要措施,应继续深入对低伤害高效压裂液的研究。
参考文献
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2. 煤层气参数井的生产实验研究

黄晓明1 F.Andrew2 莫日和1 王洪洲2 林亮1
黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:huang-cucbm@sina.com.cn,电话:64298881。
(1.中联煤层气有限责任公司 北京 1000112.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)
摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件,这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性,(2)确定储层的排采条件,(3)评价并改进完井技术,进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等-偏高,含气饱和度较高,表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产,本文着重探讨了CLG09V-01井的煤层气生产条件。
关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件
Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area, Suzhou, China
HUANG Xiaoming1 F. Andrew2 MO Rihe1 WANG Hongzhou2 LIN Liang1
(1. China United Coalbed Methane Co. Ltd., Beijing 100011, China2. Canelite Energy, Suzhou 235200, China)
Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal - mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to (1) assess gas productivity, (2) determine if the reser- voir can be dewatered, (3) evaluate and improve completion techniques, and (4) assess full-field development issues, and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals, and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on production in April 2010, and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.
Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM productivity
安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘,距宿州市20km,矿区面积23km2,煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局,1996),矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km2,是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目,目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井,CLG09V-01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区,也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入,该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初,依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ-4,5井),取得了较好的勘探成果。1998~2002年,美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15~20km范围内施工了9口煤层气参数井,包括一个300m井间距的生产试验井组,最高单井产气量为1700m3/d,最低500m3/d。2004~2008年,芦岭煤矿在距CLG09V-01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井,井间距250m,初期单井最高产气量为3000m3/d,投产两年多以来,目前单井产量稳定在1000m3/d左右,所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电,实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征
(1)构造
淮北煤田位于华北板块的东南缘,区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上,受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布,地层倾向偏东,倾角一般为23°。
芦岭矿区位于淮北煤田东南缘,北界为东西向的宿北断裂,南部靠近板桥断裂,这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑,对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层,对煤系地层起到明显的改造和控制作用,矿区呈北西向展布,地层北倾,使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育,从东向西呈叠瓦式推覆,矿井下常见层滑小构造,对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁,主要表现为酸性火成岩侵入体,多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中,下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显,煤质变化大,煤类复杂,以贫煤,无烟煤,天然焦为主。然而,岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小,煤变质程度相对不高,以气煤为主。
(2)地层
芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区,晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积,含多层可采煤层(中煤地质总局,2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征,将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V-01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井,钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层,以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。
从图2中可以看出,山西组10号煤层的电性特征明显,结构稳定,厚度为2.69m。其直接底板为砂质泥岩,厚3.38m,含水性弱,渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互,表现为高伽马和中高电阻率特征,弱含水,渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为6.08m厚的细砂岩,纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为,渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出,从而促进了煤层气的大量生成,有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等,2010),这点在本文后面的讨论中再次得到印证。
下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达9.19m,但井身结构不稳定,煤芯破碎,扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩,含水性弱,渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2),渗透性好,若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触,可有效地提高煤层的排烃效率,从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚2.36m,顶、底板为泥岩,含水性弱,渗透性差,内生裂隙发育,具有较好的煤层气渗流通道,但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。
CLG09V-01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处,以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层,在本井区不发育。
(3)水文地质
淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱,断层破碎带一般为泥质充填,亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2~3层,一般厚5~20m,单位涌水量0.26~1.21L/s·m,最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下,单位涌水量变化较大,在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源,但因其含水性弱,对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征
(1)煤岩、煤质特征
7 号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,内生裂隙发育,煤芯呈块状,玻璃光泽,断口呈阶梯状,网状结构。煤显微组分含量:镜质组为78.9%,惰质组为17.4%,壳质组未见,无机组分占12.6%,镜质体反射率为0.71%。煤视密度为1.37,灰分为21.97%,挥发分为37.84%,固定碳含量为83.55%。
8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成,宏观类型为半亮型煤,条痕为黑灰色。煤芯十分破碎,以至于裂隙无法描述,少部分小碎块断口为参差状,呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为76.2%~85.5%,惰质组为12.0%~19.5%,含微量壳质组成分,镜质体反射率为0.76%~0.83%。无机组分含量不高,平均为7.6%,一般为分散状粘土,个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为1.32~1.38,灰分为11.72%~16.78%,挥发分为31.08%~33.74%,固定碳含量为84.88%~85.84%。
10号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,宏观类型以半亮型煤为主,内生裂隙十分发育,裂隙面光滑平整,面裂隙40~42条/5cm,端裂隙28~32条/5cm。煤芯呈块状,条痕为灰黑色,呈金属光泽和玻璃光泽,断口参差状,具孤立网状结构,裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为76.3%~88.1%,惰质组为10.0%~18.8%,壳质组为1.95%~5.0%,无机组分占2.2%~16.2%,镜质体反射率为0.83%~0.90%。煤视密度为1.36,灰分含量平均为10.05%,挥发分平均为36.69%,固定碳含量为82.57%~85.57%。
(2)含气量、等温吸附特性
7 号煤的两个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为6.10~6.68m3/t;干燥无灰基含气量为7.30~8.00m3/t,吸附时间变化在4.60~4.67天,平均4.64天。气体成分以甲烷为主,占96.67%~96.82%,氮气含量2.92%~2.96%,重烃含量极微。等温吸附实验表明,7号煤的原煤饱和吸附量为12.87cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量为16.71cm3/g,兰氏压力为2.21MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),原煤等温吸附曲线平缓,干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为8.05~9.85m3/t;干燥无灰基含气量为9.49~11.26m3/t,吸附时间变化在1.34~2.35天,平均2.08天。气体成分以甲烷为主,占94.10~98.25%,氮气含量0.65%~4.87%,重烃含量0%~0.39%。等温吸附实验表明,8号煤的原煤饱和吸附量范围14.89~17.01cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围18.18~20.12cm3/g,兰氏压力平均为2.35MPa。从图3中可以看出,8号煤等温吸附性与7号煤相比,其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近,曲率变化明显增大。
10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为7.28~8.69m3/t;干燥无灰基含气量为8.82~10.42m3/t,吸附时间变化在1.37~2.50天,平均1.95天。气体成分以甲烷为主,占94.10%~95.79%,比前述两组煤层的甲烷含量略低,氮气含量变化在3.92%~5.41%,重烃含量0.06%~0.11%。等温吸附实验表明,10号煤的原煤饱和吸附量范围为11.44~15.09cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围为15.91~16.29cm3/g,兰氏压力为2.04MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近,曲率相对较大。
3 生产条件
煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等,2010),这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的,也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲,石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件,而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。
芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层,分别为下石盒子组的7号煤和8号煤,以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高,但随埋深略微增高,煤类以气煤为主。受构造作用影响明显,煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高,甲烷含量高,重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低,但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。
从前述CLG09V-01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩,渗透性极差,按传统的煤层气地质观念来讲,其对煤层气具有较好的保存条件。然而,从煤层气生成的角度来看,较强的封闭性不利于煤层气的排出,反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是,7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育,煤层气的生成才得以持续发生,因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩,渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍,降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩,渗透性好,且煤层厚度适中,煤层受热变质程度最高,因此,煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出,同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。
通过以上分析结合煤层的等温吸附特性,我们可以看出:CLG09V-01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,等温吸附曲线曲率大,兰氏压力低的特点,在三个主要目的煤层中,其生产条件最好,初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育,含气饱和度高的特点,生产条件也是比较好的,特别是8号煤层巨厚,是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓,表明解吸条件相对较差,测试数据也表明其解吸天数是最多的,此外,其兰氏压力也较大,而兰氏体积相对不高。
另外,有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中,将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱,2010)。CLG09V-01井的煤芯样品分析结果表明,本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低,但其对生产条件的影响到底有多大,还需更多的实际资料加以验证,至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明,三层煤的惰质组组分含量几无差别,均普遍偏低,但煤层气解吸时间却相差较大,7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多,10号煤解吸时间最短。可见,惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。
结语
安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部,是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一,也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔-米勒公司(William W.Vail et al.,2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价,结果均表明该地区煤层气潜力巨大,勘探开发风险较小。
芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程,商业开采也有两年以上,目前的煤层气生产井以直井为主,采取的是套管完井技术,水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产,实现了商业化利用,提高了煤矿安全生产保障。
下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高,中等变质程度,煤吸附能力和煤层厚度适中,顶底板条件好,有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,临/储压力比大,有利于煤层气的产出。
10号煤层的储层压力大,含气饱和度高,煤解吸速率高,对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大,煤层气资源丰富,是煤层气高产稳产的基础,但煤层受构造影响而破碎,在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低,但饱和度较高,顶底板封闭性强,使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补,合理的控制生产节奏,就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造,从而加快厚煤层中煤层气的持续析出,我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等,2010)。
参考文献
黄晓明等,2010.煤层气地质勘探实例分析[M].苏州:石油工业出版社
吴昱,2010.西山矿区煤层气资源可采性评价[J].中国煤层气,(4)
中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局,1996
中国煤田地质总局,2001.中国聚煤作用系统分析[M].徐州:中国矿业大学出版社
William W. Vail and J.Matthew Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession, Anhui, Chi-na Marshall Miller & Associates

3. （三）沁水盆地煤层气勘探初期成果

沁水盆地煤层气勘探程度较其它盆地为高，已施钻煤层气井50口，且主要集中在盆地东南部，1991年始中国煤炭集团与外方合作在南部阳城获取潘2井排水采气4300 m3/d产量，中油集团1997年施工的晋试1井亦获取4050 m3/d产气量，中联煤层气公司1996年后在盆地北部寿阳、东部屯留、南部阳城部署煤层勘探井20余口，中国煤炭集团和中国石油集团都投入一定的钻井工作量，在盆地南部阳城北潘庄、樊庄形成两个试验区块。
沁水盆地南部阳城斜坡带，主煤层为山西组3 煤和太原组9、15 煤，以无烟煤为主，单层厚度大，全区分布稳定。煤层多，厚度大，含煤11～16层，煤层厚12 m，可采煤单层厚4～7 m，最厚10 m，煤层埋深200～1500 m，面积近1700 km2，煤层气资源量4500×108m3。构造部位为北倾单斜，构造简单，地层平缓，断裂不发育，3煤之上有24 m厚泥岩盖层，有利煤层气保存。煤层含气量大，一般为13～20 m3/t，最高39 m3/t，解吸率较高为70%左右，最高90%。煤层储层物性较好，构造裂缝发育，试井测试渗透率（0.3～1.61）×10-3μm2。甲烷风化带浅仅200 m，其下气体中甲烷含量大于95%。潘2井、晋试1井试采，产水6～38 m3/d，地层水总矿化度3100～3415 mg/L，Cl- 含量2100～1196 mg/L。盆地中部沁参1井煤系地层水矿化度高于奥陶系，亦高于上覆石盒子组和上倾斜坡带煤系地层水，说明含煤岩系为封闭水动力系统。
位于阳城北樊庄的晋试1井，井深705 m，钻遇山西组3煤厚5.15 m，太原组15煤厚3.04 m，石炭、二叠系煤层厚9.17 m，属Ⅱ号无烟煤。测试含气量19.8～30.46 m3/t，主要成分为甲烷，含气饱和度71%～98%。3煤之上为55.4 m厚泥岩盖层，15煤之上为13 m厚致密灰岩，封盖性能较好。区域性盖层为150 m厚的泥岩、粉砂质泥岩。煤层裂隙发育，高角度裂隙为主，密度为4～1.1条/cm。煤层埋藏较浅，地应力为7.9～9.4 MPa。测试井段521.6～527.4 m，原始地层压力3.949 MPa，压力梯度0.0076 MPa/m，原始渗透率0.5144×10-3μm2。排采近2个月，产水6.88 m3/d，产气2000～4000 m3/d，最高4050 m3/d。中国石油集团在樊庄区块施钻晋试1井后，又在区块内钻探了晋试2～6井五口勘探井，组成六口试验井井网，控制面积182.22 km2，取得了353.26×108m3煤层气探明储量，170.13×108m3可采储量。
中国煤炭集团晋城矿务局与美中能源公司合作，在潘庄区块进行煤层气勘探，施钻了潘1～7井，形成井距300 m的七口井梅花式试验井网，采用了地面钻孔、酸化压裂、释压抽气工艺技术。潘2井3煤顶埋深217.6 m，煤层厚6 m；9煤顶埋深268.9 m，煤层厚1.50 m；15煤顶埋深314.2 m，煤层厚2.8 m；完井井深425 m。经射孔、酸化、加砂压裂、抽水排气，排采260天（除去故障实际排采151天），产水量3500 m3，产气量16×104 m3。初始阶段30天，产水量428 m3，产气量100 m3，单位产气量很小，为0～2.84 m3/h。停泵33天后，排采29天，产水量832 m3，产气量50500 m3，排采后17天平均日产气量达6160 m3/d。第二次停泵76天后，排采92天，产水量2240 m3，产气量11×104 m3，前期产气量10～100 m3/h，第82天后增至607 m3/h，排水量为1.4 m3/h，后10天平均日产气量为7963 m3/d，最高达9428 m3/d。潘2井排采情况说明，初始排水量小于来自井孔周围的补充水量，储层压力较大，不利于排采。随着产气量增加，储层压力逐渐降低，当排水量超过井孔周围补充水量，孔内液面不断降低，周围煤层逐渐脱离水面，甲烷解吸释放产气量大增。当排采停止，周围地层水涌出补给井孔，产气量又下降复原。中联煤层气公司1999年在潘庄施钻TL—007井获16303 m3/d煤层气产量。
中联煤层气公司在阳城以北已施钻了TL3—4、6—9、11等七口勘探井，在固县枣园TL3井之西布置了Fz1—9试验井，形成十口井组成的井网，同时在中国煤炭集团潘庄区块试验井网基础上，控制面积164 km2，取得402.19×108m3煤层气探明储量，218.39×108m3可采储量。沁水盆地南部煤层气勘探成果，初步证实了沁水盆地煤层气资源潜力。参见《中国煤层气盆地图集》“沁水盆地南部煤层气勘探成果图”、“TL003井3煤等温吸附曲线”、“TL003井15煤等温吸附曲线”、“TL006井3煤等温吸附曲线”、“TL006井15煤等温吸附曲线”、“TL003井气水产量曲线”、“TL006井气水产量曲线”、“晋试1井15煤等温吸附曲线”、“晋试1井3煤等温吸附曲线”、“晋试1井3煤气水产量曲线”、“晋试1井3煤井底流压曲线”。

4. 煤层气U型井钻完井新技术研究

张义 鲍清英 孙粉锦 张继东
作者简介:张义,1983年生,工程师,硕士,主要从事煤层气多分支水平井、欠平衡钻井及钻完井新技术等方面的研究。电话:(010)69213514。E-mail:zhangyi15@petrochina.com.cn
(中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘要:针对不同煤阶煤层气开发过程中存在的问题,结合U型井自身技术优势,开展了沿煤层钻井筛管完井、沿煤层充气欠平衡钻井、沿顶/底板钻井分段压裂等U型井钻完井新技术研究。研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
关键词:U型井 筛管完井 欠平衡钻井 分段压裂 优化设计
Study on Drilling and Completion Technologies for Coalbed Methane U-shaped Wells
ZHANG Yi BAO Qingying SUN Fenjin ZHANG Jidong
(Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang, PetroChina, Langfang 065007, China)
Abstract: In order to solve the problems in producing coal bed methane, some new drilling and completion technologies for coal bed methane U-shaped wells are studied in this paper.With the study on such technologies, it comes to conclude that the PEC sieve tubes used for horizontal wells not only can protect the stability of boreholes, but also can provide good channels for coal bed water and coal bed methane flowing.The coal seams can be protec- ted from pollution with the use of aerated under-balanced drilling technology.The borehole wall is easy to collapse while drilling in pulverized coal or tectonically deformed coal, for such coal seams, it should be better to drill wellbores in its roof or floor and then use the oriented perforating and staged fracturing technologies to intersect the coal seams and release the reservoir stress, as a result to produce the coal bed methane.After optimizing the well paths and drilling parameters such as annular gas injection rate, gas injection pressure, mud discharge rate, and so on, it can enlarge the desorption range of coal bed methane, accelerate the desorption rate of coal bed meth- ane, and also protect the coal seams from pollution.
Keywords: U-shaped wells; screen completion; under-balanced drilling; staged fracturing; optimal design
我国煤层气资源丰富。全国埋深2000m以浅的煤层气资源量大约为36.81×1012m3,其中,中、高煤阶煤层气资源量约为21.68×1012m3,占总资源量的58.9%,低煤阶煤层气资源量约为15.13×1012m3,占总资源量的41.1%[1,2]。中高煤阶煤层气开发目前采用的钻完井技术主要为直井水力压裂、定向井/丛式井、多分支水平井等,但由于中高煤阶煤层气富集地区(如沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等)地形条件比较复杂,多以山地、沟壑为主,地表高差大,水力压裂施工难度大,且煤岩机械强度低,多分支水平井在排采过程中随着储层压力的降低,主支及分支井眼周围煤层易发生破碎、垮塌,部分直井、水平井单井产气效果差,有的产气量一直很低,有的前期产量高、后期递减严重且无法恢复;低煤阶煤层气的开发目前尚处于研究探索阶段[3~5]。因此,为了进一步丰富煤层气开发技术和推动高、中、低煤价煤层气的全面开发,开展U型井等煤层气钻完井新技术研究具有非常重要的意义。
1 U型井技术简介
U型井一般由洞穴直井和定向水平井两口井组成,由于水平井在水平段的靶点末端与洞穴直井相连通,两口井形成一个“U”字形的井筒结构,因此形象地称为U型井(如图1所示)。煤层气U型井中洞穴直井一般布置在煤储层构造低部位(见图1中A井),水平井布置在煤储层构造高部位(见图中B井)。在钻井过程中,当水平井造斜进入目的层以后沿目的层倾向从高端向低端钻进,并与洞穴直井定向连通(参见图1中CD段)[6]。

图1 U型井示意图

整个U型井的有效排水采气井段为水平井,位于煤层/目的层中的斜直井段CD段。由于煤层气U型井这种独特的井身结构充分利用了倾斜煤层水的重力优势,在生产阶段煤层水很容易依靠重力作用排到生产井A井的井底,再经过排采设备抽排到地面,因此非常有利于排水降压采气和排除煤粉。
U型井技术由于能够有效疏导和沟通煤储层割理、裂缝,从而改善煤储层导流能力、提高煤层气井的单井产量,因此该技术目前在国外(尤其是澳大利亚)的煤层气开发中得到了广泛应用,并取得了良好的经济效益和社会效益。澳大利亚博恩盆地和苏拉特盆地等高渗煤层气富集区的U型水平井单井产量达到7000~50000m3/d。国内该技术目前山西晋城、寿阳地区及山西保德等地区煤层气开采中也开展大量的应用试验,取得了初步成功。

图2 U型井沿煤层钻井筛管完井示意图


图3 注气接头系统示意图

2 U型井钻完井新技术研究
2.1 沿煤层钻井筛管完井技术
沿煤层钻井筛管完井技术即水平井在二开完钻以后,三开沿煤层进行定向钻进与洞穴直井相连通,并在煤层段下入φ78mm的PEC筛管进行完井(图2)。由于PEC筛管具有良好的挠度和强度,下入水平井眼煤层段后对井壁具有一定的支撑作用,能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌;即便在煤层气排采过程中,随着储层压力的降低,井壁失稳,水平井眼局部发生一定程度的垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道,从而避免出现目前部分多分支水平井存在的井眼垮塌、堵塞气、水流动通道,煤层气产量严重下降的现象。该技术对于构造相对稳定的中高煤阶煤层气开发具有良好的适用性。
2.2 沿煤层充气欠平衡钻井技术
沿煤层充气欠平衡钻井技术即水平井二开完钻后,通过二开技术套管在水平井造斜段下入特定的注气接头系统(图3)。当水平井在煤层中沿煤层定向钻进时,通过注气接头系统进行环空注气,降低水平井环空液柱压力,从而可实现水平井在煤层中的欠平衡钻进[7]。
由于煤层割理、裂缝发育,钻井过程中煤储层易受钻井液的污染,致使煤储层渗透率严重下降,且这种储层渗透率伤害具备不可逆性,因此采用充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,可有效保护煤储层。该技术对于沿煤层钻水平井开发煤层气具有非常好的储层保护作用。
2.3 沿顶/底板钻井分段压裂技术
沿顶板/底板钻井分段压裂技术即U型井二开完钻后,三开沿煤层顶部/底板或煤层间隔层进行定向钻进与洞穴直井相连通,下套管固井,三开水平段采用定向分段射孔压裂完井(图4)。该技术根据水平段长度进行合理地分段,通过定向射孔大排量水力压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,从而实现煤层气的开采。该技术对于构造煤、粉煤发育的煤储层煤层气开发具有良好的应用可行性,在下一步低煤阶煤层气规模开发中也具有良好的应用前景。

图4 U型井沿顶/底板钻井分段压裂示意图

3 U型井欠平衡钻井优化设计
3.1 井眼轨迹优化设计
为了使水平井二开完钻后能顺利地进入煤层并沿煤层定向钻进,水平井井眼轨迹设计采取“双增双稳”五段式井眼轨迹设计方法,如图5所示。
在井眼轨迹设计过程中,第一个增斜段井斜角α1及第一个稳斜段长度L2的确定主要依据煤储层埋深而定;第二个增斜段的井斜角α2则主要根据煤储层地层倾角而定,其目的是为了二开完钻后,所钻井眼井斜角与煤储层地层倾角基本一致,三开水平井眼能平滑地进入煤储层并沿煤层进行钻进;第二个稳斜段则主要是为了连通洞穴直井,其长度L3即为整个U型井有效排水降压段的长度。
以沁水盆地某U型井(ZU09井)设计为例,该井预计煤层埋深560m左右,煤储层地层倾角平均4°~5°,但U型井设计方位73.9°,与煤层走向几乎垂直,通过采用五段式设计方法,U型井中水平井第一个增斜段井斜角设计为27.23°,第二段增斜段井斜角89.56°,直井段段长378m,第一个稳斜段段长2.3m,第二个稳斜段段长519.5m,具体设计参数如表1所示,井眼轨迹参加图6。

图5 五段式井眼轨迹设计方法示意图

表1 ZU09-H井主水平井眼设计剖面数据


为了增大U型井单井控制面积,扩大煤层气降压解吸范围,U型井井眼轨迹设计采取了“双翼”U型井井眼轨迹结构(图7)。该井眼轨迹结构的优势在于通过左右侧钻分支井眼分别与洞穴直井相连通,既扩大了煤层气降压解吸范围,又可通过井眼间井间干扰作用加快煤层气的解吸。此外,U型井主水平井眼采用筛管完井,在排采过程中可有效保障U型井煤层气、水流动通道;两翼分支井眼采用裸眼完井,由于分支井眼两端分别与主井眼及洞穴直井相连通,因此即便排采过程中分支井眼发生了井眼垮塌、堵塞,仍能最大限度地保障分支井眼内煤层气、水的流动通道。
3.2 充气欠平衡钻井优化设计
由于在U型井充气欠平衡钻井过程中,注气接头系统是下入在水平井第二段增斜段中。以ZU09井为例,由表1中设计参数可以看出,两个增斜段造斜率相差不大(第一段为9.87°/30m,第二段为9.69°/30m),且两者之间的稳斜段长度仅为2.3m,因此为了便于计算,将第一个增斜段、第一个稳斜段、第二个增斜段视为一段,即假定三者为造斜率相同的同一个增斜段。因此,U型井充气欠平衡钻井物理模型可以简化为两部分组成:直井段、造斜(增斜)段,如图8所示。
在造斜段内选取任一微元段ds进行分析(如图8)。
通过对微元体内流体质点建立质量守恒方程、能量守恒方程、伯努利方程、沿程摩擦损失达西公式等,并进行推导计算,可得出增斜段及稳斜段井筒环空内压降计算模型如下[8~10]:
增斜段井筒环空压降计算模型:

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集

式中:p为混相流体压力,MPa;α为井斜角,(°);ρm为混相流体密度,g/cm3;g为重力加速度,m/s2;Rw为弯曲段曲率半径,m;vm为混相流体平均流速,m/s;λ为沿程阻力系数,无因次;Db为三开井眼直径,m;DP为三开钻杆柱外径,m。

图6 ZU09-H井井眼轨迹示意图


图7 “双翼”U型井井眼轨迹示意图


图8 U型井欠平衡钻井简化物理模型

竖直井筒环空内压降计算公式:

中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集


图9 井底欠压值随环空注气量变化曲线


图10 井底欠压值随钻井液排量变化曲线

式中:p为混相流体压力,MPa;y为竖直方向基准坐标轴,m;θ为水平井眼倾角,(°);ρm为混相流体密度,g/cm3;g为重力加速度,m/s2;fm为摩阻系数,无因次;vm为混相流体平均流速,m/s;D为井眼环空当量直径,m。
以ZU09井为例,利用上述建立的数学计算模型,对注气接头系统不同注气压力、注气量以及不同钻井液排量条件下井底欠压值井下了计算,得出井底欠压值与环空注气量、钻井液排量关系曲线如图9、图10所示。
图9反应的是不同注气压力(Pgas)条件下井底欠压值随环空注气量(Qg)变化曲线。由图可以看出,在同一注气压力下,井底欠压值随着环空注气量的增大呈单调递减变化规律;注气压力接近地层压力(Pe=0.82*560*9.8*0.001=4.5MPa)时,井底欠压值随注气量的增大变化较平稳;注气压力越大,井底欠压值随注气量的增大波动也较大。图10反应的是不同环空注气量条件下井底欠压值随钻井液排量变化规律。由图可以看出,当环空注气量选在某一合理范围内时,井底欠压值随钻井液排量的增大单调递增;当注气量超出该合理范围时,井底欠压值随钻井液排量的变化波动较大。为了满足现场欠平衡钻井工艺要求(井底欠压值控制在-0.5~-0.2MPa之间),综合图9、图10关系曲线,可以优化得出环空注气量、注气压力、钻井液排量的合理取值区间为:环空注气压力控制在4.5~4.7MPa,环空注气量22~25m3/min,钻井液排量13~16L/s。
4 结论
(1)U型井能充分利用倾斜煤层水的重力优势进行排水采气,能有效疏导和沟通煤储层割理、裂缝,改善煤储层导流能力、提高煤层气井的单井产量,因而在煤层气开发中具有良好的应用前景。
(2)水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌;即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道,因此对于构造相对稳定的中高煤阶煤层气开发具有良好的适用性。
(3)充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层,对于沿煤层钻水平井开发煤层气具有非常好的储层保护作用。
(4)沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,通过进行定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。该技术在下一步低煤阶煤层气规模开发中具有良好的应用前景。
(5)通过采用“五段式”+“双翼”井眼轨迹优化设计方法,既可扩大单井煤层气降压解吸范围,充分利用井间干扰作用加快煤层气的解吸,又能最大限度地保障分支井眼内煤层气、水的流动通道;通过合理优化环空注气量、注气压力、钻井液排量等工艺参数,可实现水平井沿煤层欠平衡钻进,从而减少钻井液对煤储层的污染,有效保护煤储层。
参考文献
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5. 煤层气U 型井钻完井新技术研究

张 义 鲍清英 孙粉锦 张继东
( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘 要: 针对不同煤阶煤层气开发过程中存在的问题，结合 U 型井自身技术优势，开展了沿煤层钻井筛管完井、沿煤层充气欠平衡钻井、沿顶/底板钻井分段压裂等 U 型井钻完井新技术研究。研究结果表明: 水平井煤层段采用 PEC 筛管完井能有效保护井壁稳定性，减少井眼坍塌，即便排采过程中井眼发生局部垮塌，筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道; 充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害，保护煤储层; 沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题，定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层，释放储层应力，实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计，可增大煤层气降压解吸范围，加快煤层气解吸，并减少煤储层伤害。
关键词: U 型井 筛管完井 欠平衡钻井 分段压裂 优化设计
Study on Drilling and Completion Technologies for Coalbed Methane U-shaped Wells
ZHANG Yi BAO Qingying SUN Fenjin ZHANG Jidong
( Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang，PetroChina， Langfang 065007，China)
Abstract: In order to solve the problems in producing coal bed methane，some new drilling and completion technologies for coal bed methane U-shaped wells are studied in this paper. With the study on such technologies，it comes to conclude that the PEC sieve tubes used for horizontal wells not only can protect the stability of boreholes， but also can provide good channels for coal bed water and coal bed methane flowing. The coal seams can be protec- ted from pollution with the use of aerated under-balanced drilling technology. The borehole wall is easy to collapse while drilling in pulverized coal or tectonically deformed coal，for such coal seams，it should be better to drill wellbores in its roof or floor and then use the oriented perforating and staged fracturing technologies to intersect the coal seams and release the reservoir stress，as a result to produce the coal bed methane. After optimizing the well paths and drilling parameters such as annular gas injection rate，gas injection pressure，mud discharge rate，and so on，it can enlarge the desorption range of coal bed methane，accelerate the desorption rate of coal bed meth- ane，and also protect the coal seams from pollution.
Keywords: U-shaped wells; screen completion; under-balanced drilling; staged fracturing; optimal design
作者简介: 张义，1983 年生，工程师，硕士，主要从事煤层气多分支水平井、欠平衡钻井及钻完井新技术等方面的研究。电话: ( 010) 69213514。E mail: zhangyi15@ petrochina. com. cn
我国煤层气资源丰富。全国埋深2000m以浅的煤层气资源量大约为36.81×1012m3，其中，中、高煤阶煤层气资源量约为21.68×1012m3，占总资源量的58.9%，低煤阶煤层气资源量约为15.13×1012m3，占总资源量的41.1%［1，2］。中高煤阶煤层气开发目前采用的钻完井技术主要为直井水力压裂、定向井/丛式井、多分支水平井等，但由于中高煤阶煤层气富集地区(如沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等)地形条件比较复杂，多以山地、沟壑为主，地表高差大，水力压裂施工难度大，且煤岩机械强度低，多分支水平井在排采过程中随着储层压力的降低，主支及分支井眼周围煤层易发生破碎、垮塌，部分直井、水平井单井产气效果差，有的产气量一直很低，有的前期产量高、后期递减严重且无法恢复;低煤阶煤层气的开发目前尚处于研究探索阶段［3～5］。因此，为了进一步丰富煤层气开发技术和推动高、中、低煤价煤层气的全面开发，开展U型井等煤层气钻完井新技术研究具有非常重要的意义。
1 U型井技术简介
U型井一般由洞穴直井和定向水平井两口井组成，由于水平井在水平段的靶点末端与洞穴直井相连通，两口井形成一个“U”字形的井筒结构，因此形象地称为U型井(如图1所示)。煤层气U型井中洞穴直井一般布置在煤储层构造低部位(见图1中A井)，水平井布置在煤储层构造高部位(见图中B井)。在钻井过程中，当水平井造斜进入目的层以后沿目的层倾向从高端向低端钻进，并与洞穴直井定向连通(参见图1中CD段)［6］。

图1 U型井示意图

整个U型井的有效排水采气井段为水平井，位于煤层/目的层中的斜直井段CD段。由于煤层气U型井这种独特的井身结构充分利用了倾斜煤层水的重力优势，在生产阶段煤层水很容易依靠重力作用排到生产井A井的井底，再经过排采设备抽排到地面，因此非常有利于排水降压采气和排除煤粉。
U型井技术由于能够有效疏导和沟通煤储层割理、裂缝，从而改善煤储层导流能力、提高煤层气井的单井产量，因此该技术目前在国外(尤其是澳大利亚)的煤层气开发中得到了广泛应用，并取得了良好的经济效益和社会效益。澳大利亚博恩盆地和苏拉特盆地等高渗煤层气富集区的U型水平井单井产量达到7000～50000m3/d。国内该技术目前山西晋城、寿阳地区及山西保德等地区煤层气开采中也开展大量的应用试验，取得了初步成功。
2 U型井钻完井新技术研究
2.1 沿煤层钻井筛管完井技术

图2 U型井沿煤层钻井筛管完井示意图

沿煤层钻井筛管完井技术即水平井在二开完钻以后，三开沿煤层进行定向钻进与洞穴直井相连通，并在煤层段下入Φ78mm的PEC筛管进行完井(图2)。由于PEC筛管具有良好的挠度和强度，下入水平井眼煤层段后对井壁具有一定的支撑作用，能有效保护井壁稳定性，减少井眼坍塌;即便在煤层气排采过程中，随着储层压力的降低，井壁失稳，水平井眼局部发生一定程度的垮塌，筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道，从而避免出现目前部分多分支水平井存在的井眼垮塌、堵塞气、水流动通道，煤层气产量严重下降的现象。该技术对于构造相对稳定的中高煤阶煤层气开发具有良好的适用性。
2.2 沿煤层充气欠平衡钻井技术
沿煤层充气欠平衡钻井技术即水平井二开完钻后，通过二开技术套管在水平井造斜段下入特定的注气接头系统图3)。当水平井在煤层中沿煤层定向钻进时，通过注气接头系统进行环空注气，降低水平井环空液柱压力，从而可实现水平井在煤层中的欠平衡钻进［7］。

图3 注气接头系统示意图

由于煤层割理、裂缝发育，钻井过程中煤储层易受钻井液的污染，致使煤储层渗透率严重下降，且这种储层渗透率伤害具备不可逆性，因此采用充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害，可有效保护煤储层。该技术对于沿煤层钻水平井开发煤层气具有非常好的储层保护作用。
2.3 沿顶/底板钻井分段压裂技术
沿顶板/底板钻井分段压裂技术即U型井二开完钻后，三开沿煤层顶部/底板或煤层间隔层进行定向钻进与洞穴直井相连通，下套管固井，三开水平段采用定向分段射孔压裂完井(图4)。该技术根据水平段长度进行合理地分段，通过定向射孔大排量水力压裂可有效沟通煤储层，释放储层应力，从而实现煤层气的开采。该技术对于构造煤、粉煤发育的煤储层煤层气开发具有良好的应用可行性，在下一步低煤阶煤层气规模开发中也具有良好的应用前景。

图4 U型井沿顶/底板钻井分段压裂示意图

3 U型井欠平衡钻井优化设计
3.1 井眼轨迹优化设计
为了使水平井二开完钻后能顺利地进入煤层并沿煤层定向钻进，水平井井眼轨迹设计采取“双增双稳”五段式井眼轨迹设计方法，如图5所示。
在井眼轨迹设计过程中，第一个增斜段井斜角α1及第一个稳斜段长度L2的确定主要依据煤储层埋深而定;第二个增斜段的井斜角α2则主要根据煤储层地层倾角而定，其目的是为了二开完钻后，所钻井眼井斜角与煤储层地层倾角基本一致，三开水平井眼能平滑地进入煤储层并沿煤层进行钻进;第二个稳斜段则主要是为了连通洞穴直井，其长度L3即为整个U型井有效排水降压段的长度。
以沁水盆地某U型井(ZU09井)设计为例，该井预计煤层埋深560m左右，煤储层地层倾角平均4°～5°，但U型井设计方位73.9°，与煤层走向几乎垂直，通过采用五段式设计方法，U型井中水平井第一个增斜段井斜角设计为27.23°，第二段增斜段井斜角89.56°，直井段段长378m，第一个稳斜段段长2.3m，第二个稳斜段段长519.5m，具体设计参数如表1所示，井眼轨迹参加图6。

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集
图5 五段式井眼轨迹设计方法示意图|L1—直井段段长，m;L2—第一个稳斜段段长，m;L3—第二个稳斜段段长，m;α1—第一个增斜段井斜角，(°);α2—第二个增斜/降斜后井斜角，(°)
表1 ZU09-H井主水平井眼设计剖面数据


为了增大U型井单井控制面积，扩大煤层气降压解吸范围，U型井井眼轨迹设计采取了“双翼”U型井井眼轨迹结构(图7)。该井眼轨迹结构的优势在于通过左右侧钻分支井眼分别与洞穴直井相连通，既扩大了煤层气降压解吸范围，又可通过井眼间井间干扰作用加快煤层气的解吸。此外，U型井主水平井眼采用筛管完井，在排采过程中可有效保障U型井煤层气、水流动通道;两翼分支井眼采用裸眼完井，由于分支井眼两端分别与主井眼及洞穴直井相连通，因此即便排采过程中分支井眼发生了井眼垮塌、堵塞，仍能最大限度地保障分支井眼内煤层气、水的流动通道。
3.2 充气欠平衡钻井优化设计
由于在U型井充气欠平衡钻井过程中，注气接头系统是下入在水平井第二段增斜段中。以ZU09井为例，由表1中设计参数可以看出，两个增斜段造斜率相差不大(第一段为9.87°/30m，第二段为9.69°/30m)，且两者之间的稳斜段长度仅为2.3m，因此为了便于计算，将第一个增斜段、第一个稳斜段、第二个增斜段视为一段，即假定三者为造斜率相同的同一个增斜段。因此，U型井充气欠平衡钻井物理模型可以简化为两部分组成:直井段、造斜(增斜)段，如图8所示。

图6 ZU09-H井井眼轨迹示意图


图7 “双翼”U型井井眼轨迹示意图

在造斜段内选取任一微元段ds进行分析(如图8)。
通过对微元体内流体质点建立质量守恒方程、能量守恒方程、伯努利方程、沿程摩擦损失达西公式等，并进行推导计算，可得出增斜段及稳斜段井筒环空内压降计算模型如下［8～10］:
增斜段井筒环空压降计算模型:

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:p为混相流体压力，MPa;α为井斜角，(°);ρm为混相流体密度，g/cm3;g为重力加速度，m/s2;Rw为弯曲段曲率半径，m;vm为混相流体平均流速，m/s;λ为沿程阻力系数，无因次;Db为三开井眼直径，m;DP为三开钻杆柱外径，m。

图8 U型井欠平衡钻井简化物理模型

竖直井筒环空内压降计算公式:

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:p为混相流体压力，MPa;y为竖直方向基准坐标轴，m;θ为水平井眼倾角，(°);ρm为混相流体密度，g/cm3;g为重力加速度，m/s2;fm为摩阻系数，无因次;vm为混相流体平均流速，m/s;D为井眼环空当量直径，m。
以ZU09井为例，利用上述建立的数学计算模型，对注气接头系统不同注气压力、注气量以及不同钻井液排量条件下井底欠压值井下了计算，得出井底欠压值与环空注气量、钻井液排量关系曲线如图9、图10所示。

图9 井底欠压值随环空注气量变化曲线


图10 井底欠压值随钻井液排量变化曲线

图9反应的是不同注气压力(Pgas)条件下井底欠压值随环空注气量(Qg)变化曲线。由图可以看出，在同一注气压力下，井底欠压值随着环空注气量的增大呈单调递减变化规律;注气压力接近地层压力(Pe=0.82*560*9.8*0.001=4.5MPa)时，井底欠压值随注气量的增大变化较平稳;注气压力越大，井底欠压值随注气量的增大波动也较大。图10反应的是不同环空注气量条件下井底欠压值随钻井液排量变化规律。由图可以看出，当环空注气量选在某一合理范围内时，井底欠压值随钻井液排量的增大单调递增;当注气量超出该合理范围时，井底欠压值随钻井液排量的变化波动较大。为了满足现场欠平衡钻井工艺要求(井底欠压值控制在0.5～0.2MPa之间)，综合图9、图10关系曲线，可以优化得出环空注气量、注气压力、钻井液排量的合理取值区间为:环空注气压力控制在4.5～4.7MPa，环空注气量22～25m3/min，钻井液排量13～16L/s。
4 结论
(1)U型井能充分利用倾斜煤层水的重力优势进行排水采气，能有效疏导和沟通煤储层割理、裂缝，改善煤储层导流能力、提高煤层气井的单井产量，因而在煤层气开发中具有良好的应用前景。
(2)水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性，减少井眼坍塌;即便排采过程中井眼发生局部垮塌，筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道，因此对于构造相对稳定的中高煤阶煤层气开发具有良好的适用性。
(3)充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害，保护煤储层，对于沿煤层钻水平井开发煤层气具有非常好的储层保护作用。
(4)沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题，通过进行定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层，释放储层应力，实现煤层气的开采。该技术在下一步低煤阶煤层气规模开发中具有良好的应用前景。
(5)通过采用“五段式”+“双翼”井眼轨迹优化设计方法，既可扩大单井煤层气降压解吸范围，充分利用井间干扰作用加快煤层气的解吸，又能最大限度地保障分支井眼内煤层气、水的流动通道;通过合理优化环空注气量、注气压力、钻井液排量等工艺参数，可实现水平井沿煤层欠平衡钻进，从而减少钻井液对煤储层的污染，有效保护煤储层。
参考文献
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