付利 楊恒林 郭凱杰 申瑞臣 韓金良 喬磊

1.中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實(shí)驗(yàn)室；3.中石油煤層氣有限責(zé)任公司

渭北煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東緣一走向北東、向西北緩傾的單斜構(gòu)造上，開發(fā)主力煤層為二疊系山西組3#煤和太原組5#、11#煤，前期規(guī)模開發(fā)以直井和定向井為主［1］。隨著渭北煤層氣規(guī)模開發(fā)的持續(xù)推進(jìn)，部分高產(chǎn)井由于檢泵、修井等作業(yè)導(dǎo)致產(chǎn)量突然下降，優(yōu)勢(shì)產(chǎn)能得不到充分利用；此外局部滲透性較差的煤層壓裂效果不理想，單井日產(chǎn)量小于1 000 m3，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)產(chǎn)能。目前急需對(duì)低產(chǎn)能井進(jìn)行修復(fù)與改造作業(yè)，有效提升單井產(chǎn)量，為區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)提供保障。

針對(duì)渭北區(qū)塊井網(wǎng)部署特點(diǎn)及11#煤層特性，提出“側(cè)鉆水平井+分段壓裂技術(shù)”煤層氣老井改造試驗(yàn)方案，一方面評(píng)價(jià)水平井在該區(qū)塊老井改造中的適應(yīng)性，另一方面有效實(shí)現(xiàn)煤層氣老井區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)目標(biāo)。

1 渭北煤層氣田老井改造概念設(shè)計(jì)

渭北煤層氣田3#煤層埋深 320～950 m，厚度1～3 m，平均厚 2 m；5#煤層厚度 2～4 m，大部分地區(qū)超過 2.5 m，埋深 350～1 000 m；11#煤層厚 2～8 m，埋深400～1 100 m。該區(qū)各主力煤層的鏡質(zhì)組反射率為1.5%～2.0%，主要是中高階變質(zhì)煙煤，煤種以瘦煤為主，淺部有零星焦煤分布，深部由瘦煤逐漸過渡到貧煤和無煙煤。該區(qū)11#煤層含氣量、飽和度較高，噸煤含氣量為 6～13 m3/t，飽和度 73%～88%；11#煤層儲(chǔ)層滲透率相對(duì)較高，(0.02～2.2)×10-3μm2［2-3］。渭北煤層氣區(qū)塊主要以300 m×300 m 的叢式井網(wǎng)進(jìn)行部署和開發(fā)(圖1)。

針對(duì)11#煤層厚度大、含氣量和飽和度較高等地質(zhì)特性，結(jié)合原井網(wǎng)部署特點(diǎn)，提出了在11#煤層實(shí)施“側(cè)鉆水平井+分段壓裂技術(shù)”的煤層氣老井改造試驗(yàn)方案：(1)在已有直井(老井)井眼進(jìn)行水平井側(cè)鉆，一個(gè)平臺(tái)至少部署2 口以上水平井，軌跡沿著最小主應(yīng)力方向鉆進(jìn)；(2)11#煤層進(jìn)尺850～950 m；(3)靶前距小于180 m，井眼軌跡狗腿度小于9(°)/30 m；(4)按照與鄰井距離具體設(shè)計(jì)壓裂縫長，并實(shí)時(shí)控制壓裂排量和泵壓。圖1 的設(shè)計(jì)方案部署了2 口水平井，通過分段壓裂改造，橫向上可以一次改造8～11 口以上的低效生產(chǎn)井，具有較大的投入產(chǎn)出比。

圖1 利用水平井改造煤層氣老井區(qū)設(shè)計(jì)方案Fig.1 Design scheme for the stimulation of old CBM well blocks using horizontal well

2 鉆井優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 鉆井難點(diǎn)

渭北煤層氣區(qū)之前未實(shí)施過水平井鉆井與開發(fā)，水平井鉆井主要面臨以下難點(diǎn)。

(1)11#煤層厚度 2～10.8 m，地層傾角一般 2～5°，變化幅度大。

(2)11#煤層上部煤體結(jié)構(gòu)呈塊狀，下部煤體結(jié)構(gòu)呈粉狀，為保證安全鉆進(jìn)，水平井眼軌跡需保持在煤層上部；同時(shí)根據(jù)開發(fā)部署要求，A 點(diǎn)靶前距應(yīng)小于180 m，井眼軌跡狗腿度不能超過9(°)/30 m，這給井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)和控制帶來諸多困難。

(3)上部地層漏失和煤層垮塌問題嚴(yán)重，影響鉆進(jìn)周期及鉆完井質(zhì)量。

2.2 地質(zhì)建模

由于煤層地質(zhì)條件的不同，水平井井眼軌跡的設(shè)計(jì)也不同，因此在水平井現(xiàn)場(chǎng)鉆井實(shí)施過程中，正確判斷煤層的產(chǎn)狀(傾角、傾向)、厚度是正確指導(dǎo)、調(diào)整鉆井參數(shù)的依據(jù)，直接關(guān)系到水平井井眼軌跡的精確控制，有利于提高煤層水平段的鉆遇率和最終采氣率［4-5］。

在渭北煤層氣田實(shí)際生產(chǎn)中，存在煤層埋深和厚度變化大、地層傾角不確定問題，首先對(duì)設(shè)計(jì)的水平井周圍鄰井的井眼軌跡、煤層埋深及厚度等鉆完井、測(cè)井資料統(tǒng)計(jì)分析，利用Petrel 地質(zhì)建模軟件，建立設(shè)計(jì)的水平井所在工區(qū)的三維地質(zhì)模型，獲得區(qū)域煤層的傾角、傾向、厚度等資料，描繪出煤層空間展布形態(tài)，準(zhǔn)確標(biāo)定煤層層位。以HC 區(qū)塊H3-44 井區(qū)為例 (圖2)，Petrel 地質(zhì)建模獲得的 H3-44 井區(qū)煤層厚度大約為 6.6～8.1 m，H3-44 井至 H3-28 井的煤層下傾，傾角大約0.224°；H3-44 井至H3-3-099井的煤層下傾，傾角大約為2.2°。

圖2 H3-44 井區(qū)煤層厚度示意圖Fig.2 Schematic thickness of coal beds in Well block H3-44

2.3 井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)

地質(zhì)開發(fā)設(shè)計(jì)要求A 點(diǎn)靶前距應(yīng)小于180 m，井眼軌跡狗腿度不能超過9(°)/30 m。針對(duì)以上要求，在保證狗腿度不增加前提下，可以通過降低入靶井斜適度降低A 點(diǎn)靶前距。參考Petrel 地質(zhì)建模得到的煤層地質(zhì)數(shù)據(jù)，以11#煤層上傾、傾角約為2.2°、煤層厚度約 7 m 為例，利用 Landmark 鉆井工程設(shè)計(jì)軟件優(yōu)化計(jì)算了入靶井斜、靶前距、井眼狗腿度的關(guān)系［6］，精確建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度計(jì)算表(表1)。從表1 可以看出，靶前距為130 m 時(shí)，不論煤層狗腿度和上部地層狗腿度如何進(jìn)行設(shè)計(jì)組合，井眼軌跡的最大狗腿度都大于9(°)/30 m，不滿足地質(zhì)開發(fā)設(shè)計(jì)要求；而靶前距為140 m時(shí)，存在煤層狗腿度和上部地層狗腿度的設(shè)計(jì)組合滿足井眼軌跡的最大狗腿度小于9(°)/30 m，由此確定了可設(shè)計(jì)的最小靶前距大約為140 m。

煤層氣水平井通常采用三開井身結(jié)構(gòu)，二開完鉆A 點(diǎn)進(jìn)行套管固井，三開煤層段定向施工作業(yè)時(shí)，為減小二開套管鞋對(duì)螺桿、MWD 等鉆具的干擾，需要以A 點(diǎn)入靶井斜角度繼續(xù)在煤層中穩(wěn)斜鉆進(jìn)約20 m。如圖3 所示，建立煤層有效進(jìn)尺與煤層傾角、入靶井斜角的關(guān)系方程

式中，H為煤層厚度，m；θ1為入靶井斜角，°；θ2為煤層傾角，上傾為正值，下傾為負(fù)值，°；L1為煤層有效進(jìn)尺，m。

考慮11#煤層底部粉煤不穩(wěn)定性及造斜能力差等因素，嚴(yán)格控制設(shè)計(jì)軌跡在煤層頂部以下1～2 m范圍，那么11#煤層上傾、傾角約為2.2°、煤層中穩(wěn)斜鉆進(jìn)20 m 情況下計(jì)算得到的煤層入靶井斜需不小于 86.4°。

表1 給定靶前距條件下，最小入靶井斜與井眼狗腿度的關(guān)系Table 1 Relationship between the minimum target-entering deviation and the hole dogleg at the given frontal distance from target

圖3 入靶井斜與煤層有效進(jìn)尺、煤層傾角關(guān)系Fig.3 Relationship between the target-entering deviation and the effective drilling footage & dip of coal bed

綜合考慮常規(guī)測(cè)井、完井工具及儀器通過性、螺桿造斜能力、鉆進(jìn)摩阻等，建議狗腿度采用9(°)/30 m，結(jié)合入靶井斜≥86.4°，優(yōu)選出A 點(diǎn)靶前距約為 175～180 m(圖4)。

圖4 入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度計(jì)算圖版Fig.4 Chart for calculating target-entering deviation－frontal distance from target point－h(huán)ole dogleg

2.4 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)

原來直井(老井)為二開井身結(jié)構(gòu)，一開采用?311.2 mm 鉆頭，鉆穿第四系黃土層，進(jìn)入基巖不少于10 m，下入?244.5 mm 表層套管固井，水泥上返至井口，封固地表疏松層、礫石層。二開采用?215.9 mm 鉆頭鉆至目的井深，下入?139.7 mm 生產(chǎn)套管固井，水泥上返至煤層以上200 m。

渭北區(qū)塊煤層氣側(cè)鉆水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)考慮上部地層、煤層井壁穩(wěn)定、完井作業(yè)及后期排水采氣等因素，采用二開模式［7］：(1)一開井眼維持原來直井(老井)一開井身結(jié)構(gòu)；(2)對(duì)老井?139.7 mm 生產(chǎn)套管未固井段拔套管作業(yè)，然后回填水泥，水泥返高至側(cè)鉆點(diǎn)以上50 m，便于后續(xù)開窗側(cè)鉆；(3)二開側(cè)鉆采用?215.9 mm金剛石鉆頭，到達(dá)著陸點(diǎn)后更換?165.1 mm 金剛石鉆頭再進(jìn)行水平段煤層鉆進(jìn)。水平段井眼軌跡主要部分位于煤層頂部以下1～2 m，設(shè)計(jì)煤層進(jìn)尺850～900 m。二開井段下入?127 mm生產(chǎn)套管并固井，水泥返至地面。

2.5 鉆井液優(yōu)化設(shè)計(jì)

上部地層漏失和煤層垮塌問題是影響渭北煤層氣區(qū)鉆井周期及鉆完井質(zhì)量的首要復(fù)雜情況［8-10］。2011年HC 區(qū)塊已完鉆和正在鉆進(jìn)的總井?dāng)?shù)達(dá)379口，其中有174 口發(fā)生不同程度的漏失，所占比例高達(dá)46%，其中47.1%的漏失屬于失返性漏失。

針對(duì)上部地層漏失、煤層垮塌嚴(yán)重問題，通過深入研究和實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，渭北煤層氣區(qū)水平井鉆井全井段采用可循環(huán)微泡沫鉆井液體系［11-14］。該體系以液相為連續(xù)相，表面活性劑、聚合物處理劑通過物理、化學(xué)作用自然形成粒徑15～150 μm、壁厚3～10 μm、密度 0.75～1.50 g/cm3、內(nèi)部似氣囊、外部黏附絨毛的泡體，分散在連續(xù)相中形成穩(wěn)定的氣液體系。遇到與泡體尺寸接近的漏失通道時(shí)，泡體被低壓漏失層吸入時(shí)拉長，增加流入的阻力，耗壓封堵漏失層；遇到比泡體尺寸大得多的漏失通道時(shí)，泡體膨脹封堵，或堆積成橫放的圓錐狀，將鉆井液液柱壓力分解成樹枝狀，作用在地層流體的壓力相對(duì)減小，分壓封堵控制漏失；遇到比泡體尺寸小得多的漏失通道時(shí)，聚合物和表面活性劑吸附地層表面形成高黏度薄膜，承壓封堵漏失地層。同時(shí)，通過鉆井前收集的地質(zhì)資料，設(shè)計(jì)好密度(可提高至1.1～1.2 g/cm3)和抑制性等參數(shù)，降低鉆井液濾失量，抑制煤巖水化膨脹，并提高鉆井液黏切力、鉆井液攜巖屑效率，來控制煤層的井壁失穩(wěn)問題。

可循環(huán)微泡沫鉆井液體系在柳林、大佛寺、長治以及延川南等煤層氣井防漏堵漏方面取得了較好的工程效果，在馬必、鄭莊以及樊莊等區(qū)塊煤層氣井的長水平段安全鉆進(jìn)、井壁穩(wěn)定方面也取得了較好的工程效果?？裳h(huán)微泡沫鉆井液體系的具體技術(shù)參數(shù)：密度 0.90～1.2 g/cm3，抗溫-20～120 ℃，潤滑系數(shù)≤0.1，體系承壓≥20 MPa，表觀黏度25～60 mPa · s，塑性黏度15～35 mPa · s，動(dòng)切力15～25 Pa，pH 值8～11。

3 設(shè)計(jì)應(yīng)用實(shí)例

渭北煤層氣HC 區(qū)塊H3-44 井區(qū)單井日產(chǎn)量小于1 000 m3，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)產(chǎn)能，為此在該井區(qū)優(yōu)化設(shè)計(jì)了1 口水平井——H3-44 側(cè)平1 井，并進(jìn)行壓裂改造作業(yè)。

H3-44 側(cè)平1 井水平段煤層下傾，傾角約0.224°，鉆井進(jìn)尺1 785 m，11#煤層著陸點(diǎn)井斜82.23°，水平位移201.9 m；煤層水平段位于煤層上部3 m 內(nèi)，總進(jìn)尺958 m，煤層鉆遇率91.13%，水平井全井段最大狗腿度為8.92(°)/30 m。全井采用可循環(huán)微泡沫鉆井液，鉆井液密度 0.95～0.99 g/cm3，漏斗黏度 38～42 s，動(dòng)塑比維持在0.8 Pa/(mPa · s)以上，pH 值8～9。在鉆井過程中，H3-44 側(cè)平1 井未發(fā)生失返性漏失，僅在井深330 m 處出現(xiàn)惡性漏失，瞬間漏失鉆井液量20 m3，其余層段平均漏失量穩(wěn)定在0.8 m3/m，實(shí)現(xiàn)了水平井較快速度鉆進(jìn)，其中，非煤層段日進(jìn)尺59～181 m/d，煤層段日進(jìn)尺 30～366 m/d(圖5)。

圖5 H3-44 側(cè)平1 井鉆井井深與日進(jìn)尺對(duì)比Fig.5 Comparison between drilling depth and daily drilling footage of sidetracking horizontal well H3-44-1

H3-44 側(cè)平1 井改造區(qū)存在8 口老井，其中與H3-20 井相距最近，約為84.2 m；與H3-24 井相距最遠(yuǎn)，約為202.1 m。通過壓裂縫長優(yōu)化設(shè)計(jì)并控制排量、泵壓，形成有效壓裂縫網(wǎng)，H3-44 側(cè)平1 井在11#煤層橫向上可一次改造水平段兩側(cè)的6 口低效生產(chǎn)井(圖6)，同時(shí)壓裂縫網(wǎng)之間和井間干擾明顯，有助于增大泄流面積，提高水平井單井產(chǎn)量。

4 結(jié)論

圖6 H3-44 側(cè)平1 井鉆井軌跡及改造鄰井分布示意圖Fig.6 Hole trajectory of sidetracking horizontal well H3-44-1 and the schematic distribution of its stimulated neighboring wells

(1)通過Petrel 軟件進(jìn)行地質(zhì)建模，準(zhǔn)確標(biāo)定煤層層位，明確井區(qū)煤層厚度、傾角等地質(zhì)參數(shù)；結(jié)合利用Landmark 鉆井工程設(shè)計(jì)軟件，計(jì)算并建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度計(jì)算圖表，實(shí)現(xiàn)不同地層傾角、厚度下的井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)。

(2)可循環(huán)微泡沫鉆井液具有耗壓堵漏、分壓堵漏、承壓堵漏等特點(diǎn)，較好降低了渭北煤層氣田水平井鉆井過程中的鉆井液漏失量。

(3)利用常規(guī)水平井鉆井和分段壓裂改造技術(shù)對(duì)低產(chǎn)老井區(qū)進(jìn)行改造，可一次改造4～6 口低效生產(chǎn)井，不僅在主力11#煤層橫向形成有效壓裂縫網(wǎng)，增強(qiáng)井間干擾，同時(shí)實(shí)現(xiàn)了泄流面積的增大、單井產(chǎn)量的提高，具有較大的投入產(chǎn)出比。