沁水盆地鄭莊區(qū)塊煤層氣水平井鉆井體系優(yōu)化

李貴山 ，于振鋒 ，楊晉東 ，宋新亞 ，郭 琛

（山西藍(lán)焰煤層氣工程研究有限責(zé)任公司, 山西 晉城 048000）

0 引 言

鄭莊區(qū)塊位于沁水盆地西南部，主產(chǎn)氣層位為山西組3 號煤和太原組15 號煤，屬于無煙煤[1]。區(qū)塊內(nèi)多數(shù)井產(chǎn)氣量較低，即使低產(chǎn)井采取了二次壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)，效果仍然不明顯[2]。究其緣由，主要是區(qū)內(nèi)煤層賦存特征以及含氣性無論從垂向上還是橫向上均差異較大，煤層氣井成井情況與地質(zhì)條件不匹配。具體表現(xiàn)為：①3 號煤和15 號煤橫向厚度變化較大，尤其是15 號煤最薄處不足1 m，最厚處超過10 m；②煤層含氣量差異較大，3 號煤層含氣量一般為14～22 m3/t，15 號煤層含氣量一般為8～25 m3/t。但總體上區(qū)塊煤儲層具有好的可改造性[3]，也具有很大的潛力[4]。水平井是現(xiàn)階段煤層氣開發(fā)的重要井型，具有單井儲層產(chǎn)氣面積大的特點(diǎn)，大幅度提高收入產(chǎn)出比。較之于美國、澳大利亞、加拿大等國家，我國的煤層氣儲層具有低地層壓力、低滲透率、低含氣飽和度及強(qiáng)非均質(zhì)性等基本特征，針對我國煤層地質(zhì)條件與地表環(huán)境，需要進(jìn)一步精細(xì)化高煤階水平井鉆井與完井技術(shù)[5]。構(gòu)造是區(qū)塊煤層氣富集的主要控制因素[6]。因此，再加上構(gòu)造和地應(yīng)力的附加作用，使得研究區(qū)煤層氣水平井單井產(chǎn)氣量相差較大，低產(chǎn)井僅為200 m3/d，高產(chǎn)井可以達(dá)到40 000 m3/d。對區(qū)塊內(nèi)水平井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，以5 000 m3/d 為界限，東西向及北東向占比較高，產(chǎn)氣量較好。南北向及北西向占比較低，產(chǎn)氣量稍差?？梢?，水平井的方位對氣井產(chǎn)氣量影響較大。另外，區(qū)塊內(nèi)斷層及陷落柱等構(gòu)造主要依據(jù)地質(zhì)填圖及二維地震資料?，F(xiàn)發(fā)現(xiàn)區(qū)塊內(nèi)斷層30 條，陷落柱50 個(gè)，且實(shí)際鉆井資料顯示部分構(gòu)造位置存在偏差，地層在局部范圍內(nèi)也有明顯偏差。因此，如何在構(gòu)造差異性較大的地質(zhì)條件下提高鉆遇率和縮短水平段施工周期是一項(xiàng)具有挑戰(zhàn)但又很有必要性的研究。

因此，為提高單井產(chǎn)氣量，增加高產(chǎn)井所占比例，本研究從煤層賦存特征、含氣量、地應(yīng)力以及構(gòu)造條件等分析入手，研究煤層氣水平井鉆井體系的關(guān)鍵影響因素，優(yōu)化適合于研究區(qū)的煤層氣水平井鉆井體系，以期提高鉆遇率和縮短水平段施工周期，從而大幅度提高區(qū)塊的單井和總產(chǎn)氣量，推動(dòng)煤層氣水平井在構(gòu)造發(fā)育區(qū)應(yīng)用的理論水平和實(shí)踐能力。目前，該鉆井體系在鄭莊區(qū)塊應(yīng)用效果良好，鄭莊區(qū)塊日產(chǎn)氣量由不足20 萬m3增長至目前75 萬m3，2023 年有望突破80 萬m3。隨著技術(shù)體系的應(yīng)用和井?dāng)?shù)量的增大，鄭莊區(qū)塊有望未來五年實(shí)現(xiàn)產(chǎn)氣量大爆發(fā)。

1 構(gòu)造特征與地應(yīng)力

1.1 構(gòu)造特征

區(qū)塊位于沁水復(fù)式向斜的軸部南端，晉～獲褶斷帶西部，沁水盆地南緣東西～北東向斷裂帶的北部[2,6]。區(qū)塊構(gòu)造以次級褶皺發(fā)育為特點(diǎn)，區(qū)塊內(nèi)斷層不發(fā)育，以落差較小的煤層段斷層為主，但是在研究區(qū)東部發(fā)育一系列小規(guī)模的陷落柱，陷落深度不超過10 m。

1.2 地應(yīng)力條件

研究區(qū)缺少水平主應(yīng)力方向的直接測試，但可以借助大量的水力壓裂資料來間接判斷。前人研究表明：水力壓裂的裂縫延伸總是沿著水平最大主應(yīng)力方向[7-9]。本次研究收集了研究區(qū)內(nèi)36 口井的水力壓裂資料和相對應(yīng)的裂縫監(jiān)測資料，并分別對3號煤和15 號煤的主裂縫延伸方向進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，繪制了玫瑰花圖（圖1）。

從圖1 中可以看出，3 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東45°～60°，南西225°～240°；15 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東60°～75°，南西240°～255°。15 號煤水平最大主應(yīng)力方向與3 號煤的相差15°左右，這種差別可能有2 個(gè)主要因素：①水力壓裂裂縫延伸可能與最大主應(yīng)力方向不完全一致，只是近似一致；②地層中水平最大主應(yīng)力方向可能隨地下構(gòu)造的深度及位置的變化而發(fā)生很大變化。但可以得出結(jié)論，3 號煤和15 號煤水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)該為北東45°～70°，南西225°～255°。

2 煤層賦存特征與含氣性

2.1 煤層厚度分布

3 號煤層屬特低硫～低硫無煙煤，煤層厚度橫向變化不大。僅在區(qū)塊南部ZH-020、H-023、ZH-024煤層氣井及其附近見煤厚小于4 m 的較小塊段，且在ZH-020 見煤厚3.43 m 的極小值；在區(qū)塊的中西部ZH-098 和中東部ZH-205 附近煤厚分別出現(xiàn)了6.78、6.87 m 的極值；其他塊段煤厚基本在5～6 m。

15 號煤層屬中高硫～高硫無煙煤，煤層厚度在橫向上總體較穩(wěn)定，一般為4～5 m，僅局部塊段變化較大，煤層結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜（特別是區(qū)塊西北部）。在ZH-80、ZH-86、ZH-228、ZH-230、ZH-238、ZH-407、ZH-423 氣井處分別出現(xiàn)了煤厚極大值，煤厚均在7 m以上，在ZH-423 氣井處煤厚達(dá)13.75 m。

2.2 含氣性特征

3 號和15 號煤層的煤層氣含量均較大，且8 m3/t 以上的區(qū)域占絕對優(yōu)勢，但兩極值差異明顯，說明兩煤層煤層氣含量的橫向變化均較大。煤層氣成分以甲烷為主，重氫微量。區(qū)塊大面積處于甲烷帶，僅區(qū)塊南部見小范圍的氮?dú)狻淄閹А?/p>

1）3 號煤層。煤層煤層氣含量分布很不均衡，兩極值差達(dá)10 m3/t 即是這種不均衡性的體現(xiàn)。

宏觀上，煤層含氣量由區(qū)塊南部向北部略有增加的趨勢，呈現(xiàn)北東向展布的相對富集區(qū)（含氣量20 m3/t 左右）間夾小面積零星分布的相對低含氣量區(qū)（含氣量17 m3/t 左右），只是這種趨勢受到上述煤層氣含量橫向變化的較大干擾。

區(qū)塊北部氣井出現(xiàn)向北西方向和北東方向煤層氣含量的遞增，至ZH-423 井含量達(dá)22 m3/t。區(qū)塊東南部煤層氣含量由ZH-038 井向北東先增大后降低遞減，ZH-042 井和ZH-036 井煤層氣含量小于13 m3/t，其附近為一含量低值區(qū)。中部ZH-189 井一帶向南東和南西煤層氣含量均趨增，到南東部ZH -076井增至23 m3/t 以上，至南西部ZH-360 井同意增至23 m3/t 以上。

2）15 號煤層。煤層煤層氣含量同樣分布很不均衡，兩極值差達(dá)16 m3/t 即是這種不均衡性的體現(xiàn)。煤層煤層氣含量有由區(qū)塊南部向北部略增的現(xiàn)象，宏觀上呈含氣量高值（＞20 m3/t）區(qū)夾含氣量較低（17 m3/t 左右）區(qū)。

北部煤層氣富集區(qū)的含氣量極大值為29 m3/t 以上（ZH-407 井），南部煤層氣富集區(qū)的含量極大值則為27 m3/t 以上（ZH-104 井）。北部煤層含氣量低值區(qū)主要出現(xiàn)在ZH-283 井（小于17 m3/t）及其附近；而區(qū)塊東南部和東部的兩個(gè)煤層氣含量低值塊段，其含量值均低于9 m3/t。

3 鉆井設(shè)計(jì)方案優(yōu)化

3.1 鉆井設(shè)計(jì)方案優(yōu)化的依據(jù)

鉆井設(shè)計(jì)方案的優(yōu)化必須要有遵循的依據(jù)，不能隨意優(yōu)化，更不能違反客觀規(guī)律。本鉆井設(shè)計(jì)方案的優(yōu)化主要遵循的依據(jù)是：

1）符合國家及政府有關(guān)機(jī)構(gòu)或行業(yè)有關(guān)的規(guī)定、要求以及標(biāo)準(zhǔn)。

2）鄰近鉆井資料，包括鉆井設(shè)計(jì)、鉆井過程以及復(fù)雜情況處理情況等。這些資料是對井位選擇、未來鉆井過程以及可能的產(chǎn)氣情況預(yù)判的基礎(chǔ)依據(jù)。

3）目前鉆井的技術(shù)水平以及設(shè)備施工水平。這是保障鉆井作業(yè)在安全的情況下能夠順利施工完成的基本條件。

3.2 鉆井設(shè)計(jì)理念的優(yōu)化

優(yōu)化鉆井設(shè)計(jì)理念的主要目的是將縮短水平段施工周期和提高煤層鉆遇率有機(jī)的統(tǒng)一起來以提高單井產(chǎn)氣量。具體措施如下：

1）根據(jù)水平井的具體情況設(shè)計(jì)要求煤層的鉆遇時(shí)間控制在7～10 d，盡可能快速完井，以降低鉆井液對煤層氣儲層的污染。

2）詳細(xì)分析設(shè)計(jì)井位周邊井的鉆井和測井資料，繪制詳細(xì)的煤層厚度和底板等高線（實(shí)時(shí)更新），對設(shè)計(jì)井水平段在煤層中的軌跡走勢、厚度變化作出預(yù)測，并實(shí)時(shí)跟蹤現(xiàn)場，視實(shí)際鉆遇情況適時(shí)調(diào)整。

3）量化泥漿指標(biāo)體系，在設(shè)計(jì)中統(tǒng)一了泥漿指標(biāo)體系，根據(jù)不同區(qū)域不同地層的不同巖性，對鉆井液常規(guī)性能如密度、黏度、濾失量和pH 值等指標(biāo)進(jìn)行量化和統(tǒng)一，為鉆井工程提供保障。

3.3 井位優(yōu)化

井位的選擇是布井首要考慮的問題，研究區(qū)水平井井位優(yōu)化主要遵循以下主要原則：

1）應(yīng)充分考慮與未來礦井生產(chǎn)的銜接，并關(guān)注煤層煤層氣含量相對較高的地段，可布井位含氣量最低值為12 m3/t。

2）應(yīng)結(jié)合區(qū)塊構(gòu)造特征，考慮煤層裂隙發(fā)育特點(diǎn)，盡量布在構(gòu)造相對簡單的背、向斜翼部。

3）避開斷層和陷落柱50 m 以上。

4）盡量注意地形條件，以便道路施工和井場布置及集輸、輸電線路的建設(shè)。

3.4 鉆井軌跡設(shè)計(jì)優(yōu)化

鉆井軌跡直接關(guān)系到后期壓裂施工改造的效果以及最終的產(chǎn)氣能力，研究區(qū)水平井鉆井軌跡主要從以下6 方面進(jìn)行優(yōu)化：

1）選擇地層傾角在6°以內(nèi)的軌跡方向。

2）L 型井沿地層上傾方向，U 型井沿地層下傾方向。

3）方向與最大主應(yīng)力方向成30°左右夾角。

4）鉆井軌跡距離周圍井50 m 以上，不超過100 m，形成井間干擾。周圍井必須為低產(chǎn)井，以防降低高產(chǎn)井產(chǎn)量。

5）水平井采用三開結(jié)構(gòu)。研究區(qū)目前水平井設(shè)計(jì)采用更為安全的三開設(shè)計(jì)。一開為鉆入穩(wěn)定基巖10 m，起表層未固結(jié)巖石防塌作用；二開為鉆至著陸點(diǎn)上1 m，起造斜著陸作用；三開為水平段鉆進(jìn)，是水平井的產(chǎn)氣段。

二開造斜段不超過7（°）/30 m，其中造斜段在70°左右要求約30 m 造斜度數(shù)不超過3（°）/30 m，三開水平段不要超過4（°）/30 m。

6）提高質(zhì)量要求。水平井深≤1 000 m 時(shí)，二開著陸點(diǎn)位置偏差不得大于20 m；水平井深＞1 000 m時(shí)，偏差不得大于30 m。三開水平段長度≤500 m時(shí)，靶區(qū)橫向偏移不得大于10 m；500 m＜水平段長度≤1 000 m 時(shí)，橫向偏移不得大于15 m；水平段長度＞1 000 m 時(shí)，橫向偏移不得大于20 m。

4 鉆井過程優(yōu)化

4.1 鉆井設(shè)備

1）鉆機(jī)及配套設(shè)備。鉆機(jī)的選擇要滿足以下基本條件：①研究區(qū)水平井單井總長度在2 000 m 以上，②同一井場先后可完成導(dǎo)眼井、以3 號煤為目的層的水平井以及以15 號煤為目的層的水平井。尤其是以3 號煤為目的層的水平井以及以15 號煤為目的層的水平井屬于同一井場，但不是同一井眼，這就要求鉆井設(shè)備要具有方便移動(dòng)的特點(diǎn)。因此，研究區(qū)煤層氣水平井鉆井施工采用帶軌道整體可平移式石油ZJ30、ZJ40 鉆機(jī)或者機(jī)動(dòng)性比較強(qiáng)的全液壓車載鉆機(jī)。充分考慮水平井鉆井液固相顆粒不利于儲層的保護(hù)以及鉆井安全，研究區(qū)采用四級固孔方案，分別為振動(dòng)篩、除砂器、除泥器和離心機(jī)。

2）螺桿鉆具。根據(jù)地層傾角以及設(shè)計(jì)所需要的螺桿造斜能力，研究區(qū)二開普遍采用?236 mm 螺旋扶正器的5LZ185×7.0-5 1.5°單彎螺桿，三開普遍采用?146 mm 螺旋扶正器的7LZ127×7.0-4 1.5°單彎螺桿。

3）隨鉆測量裝置。由于成本原因，煤層氣地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)所用設(shè)備、儀器較常規(guī)油氣井簡單，一般只需要能夠測量上下雙伽馬即可。因此，研究區(qū)煤層氣水平井鉆井施工多采用EMWD(帶方位伽馬)無線隨鉆測量系統(tǒng)。無線傳輸方式又分為泥漿脈沖、電磁波和聲波3 種[10-12]，研究區(qū)普遍采用較為先進(jìn)的電磁波脈沖加無磁鉆鋌方案。

4.2 鉆井液

以保護(hù)儲層為前提，研究區(qū)鉆井液體系以水基鉆井液為基礎(chǔ)，通過添加劑的正交實(shí)驗(yàn)，最終確定適合研究區(qū)的水平井鉆井液體系。

羧甲基纖維素鈉（CMC）：起降低失水量、提高鉆井液粘度、使井壁形成薄而堅(jiān)，滲透性低的濾餅的作用。同時(shí)，能使鉆機(jī)得到附加初切力，使泥漿易于放出裹在里面的氣體，把碎屑很快沉淀于泥漿池或固控中[13-15]。

褐煤樹脂（SPNH）：主要起降失水量的作用，是目前鉆井液處理劑中降失水性能較優(yōu)越的產(chǎn)品。

高粘防塌劑（PAM）：是一種高分子量且分子鏈很長的橋聯(lián)型防塌劑，起保護(hù)井壁，防止地層坍塌的作用。

廣譜護(hù)壁劑（GSP）：主要起抑制井壁膨脹縮徑作用，具有良好的吸附充填加固井壁的功能。同時(shí)，可在適度增加黏度的條件下，顯著降低失水量，可降低鉆頭扭矩，防止粘附卡鉆[16-18]。

以上述4 種鉆井液中基本的添加劑進(jìn)行鉆井液正交試驗(yàn)（表1），得到不同配比條件下的鉆井液物理參數(shù)（?600 和?300 分別為600 r/min 和300 r/min 下直讀式黏度計(jì)的讀值）。根據(jù)這些參數(shù)最終確定了不同階段的鉆井液配方：

表1 鉆井液正交試驗(yàn)結(jié)果Table 1 Results of drilling fluid orthogonal experiment

一開鉆井液配比采用：5.0%～7.0%膨潤土+0.1%～0.2%燒堿+0.1%～0.2%純堿+0.1%～0.3%聚合物包被抑制劑+0.2%～0.5%CMC。其中聚合物包被抑制劑主要用于抑制鉆屑或黏土分散和膨脹，因?yàn)橐婚_地層主要為未固結(jié)的松散黏土。

二開鉆井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC。

三開鉆井液配比采用：清水，可根據(jù)實(shí)際情況添加少量廣譜護(hù)壁劑。護(hù)壁劑不是三開鉆井液的基本配方。

鉆井液密度既要能夠順利返出巖屑，又不能破壞儲層。根據(jù)多次實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研究區(qū)采用：井斜不足35°，鉆井液密度不得超過1.06 g/cm3；井斜在36°～43°，鉆井液密度不得超過1.11 g/cm3；井斜超過44°，鉆井液密度不得超過1.15 g/cm3。

4.3 井眼軌跡控制

井眼軌跡控制是鉆井過程中最重要的一個(gè)環(huán)節(jié)，為提高井眼軌跡控制質(zhì)量，研究區(qū)采取了以下措施：

4.3.1 彎曲段井眼軌跡控制

彎曲段指的是從垂直段開始増斜至著陸前的部分，按照是否増斜分為第一増斜段、穩(wěn)斜段和第二増斜段。彎曲段的井眼軌跡能否控制好是鉆井能否按照預(yù)計(jì)精準(zhǔn)著陸的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，需要從以下幾個(gè)方面來進(jìn)行井眼軌跡控制：①合理選擇鉆孔的造斜點(diǎn)深度和増斜度數(shù)。在増斜鉆井過程中，有兩條紅線，一是造斜點(diǎn)深度不能小于100 m，二是増斜度數(shù)不能超過6（°）/30 m。同時(shí)，為了提高有效進(jìn)尺，還需要盡量降低靶前距。研究區(qū)3 號煤和15 號煤的埋深一般在700～900 m，限定條件水平段軌跡選擇地層傾角不超過6°，靶前距不超過400 m。根據(jù)地質(zhì)資料，運(yùn)用compass 軟件進(jìn)行鉆井軌跡計(jì)算，確定研究區(qū)増斜度數(shù)在4（°）/30 m～6（°）/30 m，靶前距在340～370 m。第一增斜段和第二增斜段増斜度數(shù)一致，穩(wěn)斜段保持70 m 不増斜。②適時(shí)進(jìn)行軌跡監(jiān)測和軌跡計(jì)算，保證井眼軌跡圓滑，減少摩阻扭矩。這一步是保障工程質(zhì)量的重要前提，首先如果不能保證井眼軌跡圓滑和減少摩阻扭矩，則會造成起下鉆具和后期下套管不暢，甚至造成井下事故；其次適時(shí)進(jìn)行軌跡監(jiān)測和軌跡計(jì)算是保障鉆井軌跡按照設(shè)計(jì)要求完成的重要技術(shù)支撐，確保鉆井保質(zhì)完成。③了解當(dāng)前鉆頭的方向參數(shù)及待鉆井眼的延伸趨勢并預(yù)判軌跡走向。根據(jù)當(dāng)前鉆頭的方向參數(shù)及待鉆井眼的延伸趨勢來預(yù)判軌跡走向的目的在于分析軌跡走向是否能夠滿足嚴(yán)格按照設(shè)計(jì)目的以及工程安全等的要求。預(yù)判軌跡走向還包括地層的預(yù)判、預(yù)計(jì)軌跡幾何形態(tài)以及判斷鉆具的工作狀態(tài)是否能夠滿足繼續(xù)施工的要求等。④控制軌跡井斜范圍能夠滿足巖屑順利上返。沉砂卡鉆是造成水平井的安全事故最重要的原因之一，造成沉砂卡鉆主要是由于巖石破碎程度不足以及鉆井方案不合適。鉆井方案不合適表現(xiàn)為：局部井斜過大、鉆井井徑過大以及鉆井泥漿參數(shù)不當(dāng)?shù)?。在鉆井軌跡方面，局部井斜過大會導(dǎo)致巖屑不能順利上返、形成巖屑床、造成局部摩阻增大、發(fā)生沉砂卡鉆。因此，在彎曲段鉆進(jìn)過程中，要全程控制軌跡井斜范圍。

4.3.2 著陸時(shí)井眼軌跡控制

著陸時(shí)井眼軌跡控制要從以下4 個(gè)方面來進(jìn)行：

①略高勿低。應(yīng)按照比計(jì)算值高10%～20%的造斜率來選擇造斜工具。例如設(shè)計(jì)計(jì)算的造斜率為5.4（°）/30 m，則選用的造斜工具的造斜率最低應(yīng)為5.94（°）/30 m。按照二開著陸井眼直井為241.3 mm計(jì)算，則至少要選用45＇的單彎螺桿，因?yàn)椴煌瑥S商生產(chǎn)的45＇的單彎螺桿在該工況下理論造斜率最低為6（°）/30 m。②早扭方位。井斜角的大小直接影響了軌跡的控制，尤其是對方位的控制[19]。大量實(shí)踐表明，井斜角在15°～40°時(shí)，能有效的調(diào)整井斜角和方位，而后隨著井斜角的增大，井斜角和方位調(diào)整的難度逐漸增大。研究區(qū)著陸時(shí)井斜角基本在90°左右，因此，在軌跡預(yù)測的基礎(chǔ)上要盡早完成方位的調(diào)整。在實(shí)際過程中，要加強(qiáng)對對孔斜方位的動(dòng)態(tài)監(jiān)測。③先高后低。在著陸時(shí)實(shí)鉆造斜率高于設(shè)計(jì)造斜率時(shí)，利于軌跡控制，反之則困難[20-21]。這是因?yàn)楫?dāng)螺桿本身無造斜時(shí)，螺桿會由于本身自重有向下造斜的趨勢。所以，當(dāng)實(shí)鉆造斜率高于設(shè)計(jì)造斜率，需要降低造斜率時(shí)，螺桿可以在自身造斜率和向下自重影響下快速降斜。反之，需要増斜時(shí)，實(shí)際造斜率會小于自身造斜率。④嚴(yán)格控制著陸點(diǎn)垂深。在著陸時(shí)，由于井斜角接近90°，鉆井軌跡接近水平，垂深上的誤差就需要通過長距離的無效進(jìn)尺來修正，也就是說垂深上的誤差將會放大鉆井軌跡控制的質(zhì)量。因此，因此要嚴(yán)格控制著陸點(diǎn)的垂深。

4.3.3 著陸后水平段井眼軌跡控制

著陸后水平段井眼軌跡控制要從以下幾個(gè)方面來進(jìn)行：

1）鉆具平穩(wěn)。鉆具平穩(wěn)才可以在很大程度上降低井眼在設(shè)計(jì)軌跡周圍的偏移量，從而減少孔眼軌跡調(diào)整的工作量，保障井眼軌跡順滑。

2）靠近煤層中上部延伸。從利于鉆孔施工和后期井眼安全的角度出發(fā)，要求水平段的軌跡盡量在靠近煤層的中上部延伸。如果井眼軌跡靠近下部，井眼上部的煤層容易坍塌堵塞井眼，造成鉆具被埋或后期無法下套管等安全問題。

3）鉆-錄-定導(dǎo)一體化綜合分析。由于成本原因，煤層氣地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)所用設(shè)備、儀器較常規(guī)油氣井簡單，但由于煤田地質(zhì)勘探的精度及煤系地層小構(gòu)造發(fā)育狀況，煤層氣水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)難度較大，主要通過兩個(gè)方式實(shí)現(xiàn)：巖屑錄井+鉆時(shí)錄井與頂?shù)装逑啾容^，煤層機(jī)械強(qiáng)度較低，進(jìn)尺較快，通過鉆時(shí)及巖屑分析，實(shí)時(shí)修正地層剖面。氣測錄井一般而言，在煤層中鉆進(jìn)時(shí)，氣測顯示全烴及甲烷較為明顯，通過氣測實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，可判定鉆頭是否在煤層中鉆進(jìn)。鉆-錄-定導(dǎo)水平段鉆進(jìn)時(shí)最重要的是當(dāng)鉆頭出煤層時(shí)判斷是頂出還是底出。當(dāng)鉆頭將要出煤層時(shí)，鉆進(jìn)速度會顯著降低，氣測值明顯降低，這個(gè)時(shí)候需要進(jìn)一步降低鉆進(jìn)速度，甚至穩(wěn)鉆頭不進(jìn)尺，等待定向設(shè)備的雙伽馬值返回定向控制房。由于泥巖的自然伽馬明顯高于煤層，如果上伽馬值明顯增加，則可判斷為頂出，反之下伽馬值明顯增加，則為底出。

4）地層傾角分段預(yù)測。地層傾角在軌跡延伸方向上，絕大部分傾角是有變化的，即地層有起伏。因?yàn)樗蕉危苯墙咏?，井斜調(diào)整相對需要較長的無效進(jìn)尺，所以就要求必須提前預(yù)判地層走勢，從而提前調(diào)整井眼軌跡，最大程度保障鉆井軌跡在煤層中的有效段。這就需要考慮在水平井井眼軌跡的延伸方向，根據(jù)周邊井的任意兩點(diǎn)對應(yīng)的煤層底板標(biāo)高及相對距離，計(jì)算出兩點(diǎn)之間的地層傾角。

5 應(yīng)用實(shí)例

以ZH-L36 井為例，該井布置在鄭莊區(qū)塊東南部ZH-044 井場附近，與鄭莊區(qū)塊主應(yīng)力方向成30°，以3 號煤層為目的煤層。收集周圍井的測井資料，中部煤體物性較好，煤層在中下部普遍有一層夾矸，水平段軌跡要求在中偏上部鉆進(jìn)。根據(jù)周邊4 口鉆井的3 號煤層及頂?shù)装逦镄院蜏y井?dāng)?shù)據(jù)，結(jié)合煤層底板等高線圖，3 號煤層自西向東標(biāo)高逐漸降低，呈下傾趨勢。鉆遇3 號煤層時(shí)傾角大約為-0.23°（89.77°）。根據(jù)周圍井的地質(zhì)資料，設(shè)計(jì)了鉆井軌跡和具體參數(shù)（圖2、表2）。

表2 ZH-L36 井設(shè)計(jì)井眼軌跡剖面數(shù)據(jù)Table 2 Data of Well ZH-l36 design trajectory profile

圖2 ZH-L36 井設(shè)計(jì)井眼軌跡垂直剖面Fig.2 Vertical profile of well ZH-L36 design trajectory

圖中A、B 為靶點(diǎn)，井身結(jié)構(gòu)采用三開設(shè)計(jì)：

1）一開采用?311 mm 鉆頭鉆入穩(wěn)定基巖10 m，下J55 鋼級?273 mm 表層套管，固井水泥返至地面。

2）二開采用?241.3 mm 鉆頭鉆入目的煤層，下J55 鋼級?193.7 mm 技術(shù)套管至目的煤層頂板3～5 m，固井水泥返至地面。

3）三開采用?171.4 mm 鉆頭鉆進(jìn)，沿目的煤層鉆進(jìn)至設(shè)計(jì)井深完鉆。

根據(jù)地質(zhì)情況，結(jié)合鉆機(jī)性能，設(shè)計(jì)了鉆井液性能（表3）以及鉆井液采用的方案為：

表3 鉆井液性能要求Table 3 Requirements of drilling fluid performance

一開鉆井液配比采用：5.0%～7.0%膨潤土+0.1%～0.2%燒堿+0.1%～0.2%純堿+0.1%～0.3%聚合物包被抑制劑+0.2%～0.5%CMC。二開鉆井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC，添加適量潤滑劑防止鉆頭被鉆屑包裹。三開鉆井液配比采用：清水，添加適量成膜劑和護(hù)壁劑。

以鉆井設(shè)計(jì)為依據(jù)，鉆井軌跡優(yōu)化方案為實(shí)施原則，井深337 m 開始造斜，井斜角變化率為4（°）/30 m，764.83 m 進(jìn)入穩(wěn)斜段，井斜角為61.30°，797.31 m 進(jìn)入第二増斜段，井斜角變化率仍然為4（°）/30 m。鉆至881.06 m，根據(jù)鉆-錄-定導(dǎo)一體化綜合分析，判斷目的煤層垂深要比預(yù)計(jì)垂深要大，遂降低井斜角變化率變?yōu)?（°）/30 m。為防止實(shí)際垂深再次與判斷偏差較大，現(xiàn)場決定以85°探煤著陸，最終在993 m 以85.63°著陸。

進(jìn)入水平段，由于地層起伏較大，因此需要借助鉆-錄-定導(dǎo)一體化綜合分析，以觸及或穿過夾矸、頂板和底板為判斷依據(jù)，分段計(jì)算地層傾角，并指導(dǎo)后續(xù)穩(wěn)斜井斜角。具體過程如下：

鉆至井深1 038 m，下穿夾矸，判斷鉆井井斜角小于地層傾角，井斜角變化率遂調(diào)整為4°/30 m 増斜。鉆至1 057 m 觸底，井斜角為88.3°，繼續(xù)増斜。鉆至1 130 m 再次觸底，井斜角為94.82°，繼續(xù)増斜。鉆至1 176 m，上穿夾矸，判斷軌跡上行，開始降斜鉆進(jìn)，根據(jù)夾矸在煤層中大于位于距底1 m 左右的位置以及鄰近煤層標(biāo)高，計(jì)算該段地層傾角為89°，井斜角變化率遂調(diào)整為降斜2（°）/30 m。鉆至1 242 m，井斜角為89°，井眼軌跡為下行，與計(jì)算地層傾角一致，改為穩(wěn)斜鉆進(jìn)。鉆至1 357 m，下穿夾矸，判斷軌跡井斜角比地層傾角小，開始增斜鉆進(jìn)，根據(jù)夾矸在煤層中的位置以及鄰近煤層標(biāo)高，計(jì)算該段井地層傾角為89°，再次計(jì)算該段地層傾角為97°，井斜角變化率遂調(diào)整為增斜2（°）/30 m。以此類推，直至鉆井完成，最終煤層鉆遇率達(dá)到99%，實(shí)鉆軌跡剖面如圖3所示。

圖3 ZH-L36H 水平段實(shí)鉆軌跡剖面Fig.3 Actual drilling track profile of ZH-L36H horizontal section

壓裂作業(yè)中，壓裂點(diǎn)選在盡可能在煤層中部，避開頂板、底板、夾矸等井段，選擇煤層中泥質(zhì)含量相對較低的區(qū)域進(jìn)行壓裂（選擇低自然伽馬的煤層段）?？紤]周圍已經(jīng)壓裂的鄰井距離，防止壓穿。避開陷落柱、斷層等地質(zhì)構(gòu)造，最終選擇了7 個(gè)壓裂點(diǎn)，壓裂方式為噴槍射流壓裂方式。根據(jù)該區(qū)塊整體性儲層特征，確定壓裂液配方如下：壓裂施工液體：活性水（清水+1.0%氯化鉀），噴砂射孔液體：滑溜水（清水+0.12%降阻劑）。攜砂液階段環(huán)空排量為5.5 m3/d，砂比由最初的6%均勻增加至最終的18%。壓裂后產(chǎn)氣量達(dá)4 萬m3/d。

6 結(jié) 論

1）3 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東45°～60°，南西225°～240°；15 號煤的水平最大主應(yīng)力方向應(yīng)為北東60°～75°，南西240°～255°。15 號煤水平最大主應(yīng)力方向與3 號煤的相差15°左右。

2）3 號煤層厚度橫向變化不大，僅在區(qū)塊南部見煤厚小于4 m 的較小塊段，在區(qū)塊的中西部分別出現(xiàn)了6.78、6.87 m 的煤厚極值，其他塊段煤厚基本都在5～6 m。15 號煤層厚度在橫向上總體較穩(wěn)定，一般為4～5 m，僅局部塊段變化較大，煤層結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜。

3）3 號煤層和15 號煤層含氣量由區(qū)塊南部向北部略有增加的趨勢，呈現(xiàn)北東向展布的相對富集區(qū)（含氣量20 m3/t 左右）間夾小面積零星分布的相對低含氣量區(qū)（含氣量17 m3/t 左右），只是這種趨勢受到上述煤層氣含量橫向變化的較大干擾。

4）優(yōu)化鉆井體系主要從鉆井設(shè)計(jì)方案優(yōu)化和鉆井過程優(yōu)化2 個(gè)方面來實(shí)施。鉆井設(shè)計(jì)方案優(yōu)化主要包括：鉆井設(shè)計(jì)理念的優(yōu)化、井位優(yōu)化和鉆井軌跡設(shè)計(jì)優(yōu)化。鉆井過程優(yōu)化主要包括：鉆井設(shè)備優(yōu)化、鉆井液體系優(yōu)化和井眼軌跡控制。ZH-L36 井運(yùn)用優(yōu)化后的鉆井體系，最終煤層鉆遇率達(dá)到99%，壓裂后產(chǎn)氣量達(dá)4 萬m3/d。