煤层气多分支水平井钻井工艺研究

基于沁水盆地郑庄区块3#煤层的地质和力学特征,其适于采用多分支水平井钻井技术开发煤层气。但由于煤层较脆,且存在互相垂直的天然裂缝,钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故的发生,更严重的甚至会使井眼报废。郑1平-3H井是渤海钻探在沁水盆地郑庄区块的一口科学实验井,为解决煤层气多分支水平井钻井难题,首先将郑1平-3H井的排采直井"洞穴"置于稳定的煤层顶板上,与水平井主支实现硬穿针,从而根除排采洞穴垮塌和上下井眼错位的问题;其次使主井眼在煤层顶部延伸,钻主支时优化钻井液,解决井眼稳定和井眼重入问题,确保形成稳定的排水输灰通道。煤层气多分支水平井井眼轨迹控制技术、U型井联通技术及悬空侧钻技术的采用较好地解决了煤层气多分支水平井钻井的上述难题,具有重要实践意义。     

煤层气羽状分支井定向钻进煤层预测、轨迹控制与完井技术

沁水盆地煤岩具有特殊的双重孔隙结构,其孔隙系统复杂,呈现多裂缝特征,同时具有低压、低孔、低渗、低强度的特点。通过对泌水盆地煤层物理特征及其羽状分支井井身结构分析,介绍了煤层气羽状分支井轨迹类型以及煤层预测井眼轨迹控制方法,指出沁水盆地煤层气羽状分支井主要是双主水平井眼结构,通过实时跟踪不同钻进煤层状态下随钻录井的显示情况,可以帮助识别煤层、预测井眼轨迹的方向。该煤层气羽状分支井通常采用裸眼完井,应采取多种方法减少钻井、完井对煤层的伤害。     

煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。     

水平井地质导向技术在周清庄油田薄油层中的应用

周清庄油田存在地层产状陡、砂体厚度薄、油层埋藏深等特征,导致水平井在油层钻进过程中,极易造成井眼轨迹出层,为了解决这一难题,开展了水平井地质导向技术研究。通过分析该地区邻井钻遇储集层的实际情况,结合录井曲线中的钻时、气测以及测井曲线中的自然伽马、电阻率等参数对周清庄地区沙三3储集层的标志层以及储集层内部进行精细划分,在纵向上建立储集层与标志层在岩性、电性上的响应特征模型,并以该模型指导水平井钻进,即首先把钻遇的标志层与模型中的标志层进行分析对比确保着陆于油层,其次运用“蛙泳法”计算地层动态倾角,为确保水平段始终处于目的层内及时调整井眼轨迹,最终达到提高储集层钻遇率的目的。     

中石油形成特色煤层气钻井技术

2007年9月21日，从中石油华北石油管理局第二钻井工程公司获悉，该公司在山西沁水盆地又施工了两口煤层气羽状水平井。截至目前，该局已成功钻探80余口煤层气井，拥有了成熟的羽状水平井、常规井型施工技术，形成了防斜打直、充气欠平衡、空气钻井、煤层取心等10多项特色煤层气钻井的关键技术。我国的煤层气资源丰富，煤层气储量位居全世界第三。可是煤层气钻井施工难度大，开采困难。以山西沁水盆地为例，地表地层水活跃、易井漏；砂岩硬度大，可钻性差；[第一段]     

沁水煤层气田成藏条件及勘探开发关键技术

沁水盆地历经了油气普查和煤层气勘探开发2个阶段（共60余年）的探索，现已成为中国最大的煤层气产业化基地，也是世界上高煤阶含煤盆地煤层气成功实现商业化的典范。尽管高煤阶煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的"三低一强"特征，但勘探实践和研究表明，沁水盆地煤层气成藏条件优越，主力产层太原组15#煤层和山西组3#煤层为陆表海碳酸盐台地沉积体系及陆表海浅水三角洲沉积体系，煤层厚度大、多由腐殖煤类构成，主要含镜质组。受燕山期构造热事件影响，煤层煤阶高、吸附能力强、含气量大。煤层气成藏经历了两次生烃、气体相态转化和水动力控制顶、底板封闭的3个阶段。针对沁水盆地地形及高煤阶特征，形成了山地地震采集、处理和解释技术，丛式井钻完井技术，"复合V型"为主的多水平井钻完井技术，解堵性二次压裂增产技术，高煤阶煤层气排采控制工艺，煤层气集输技术等一系列关键勘探开发技术，有效支撑了沁水盆地高煤阶煤层气的规模开发和工业化发展。     

煤层气仿树形水平井的探索与实践

多分支水平井是目前煤层气开发的主要井型之一,传统的煤层气多分支水平井主支、分支追求最大限度穿越煤层,其结果可能是煤层垮塌,进尺达不到设计要求,主支不可监测、不可重入、不可冲洗。为此,提出了"主支疏通、分支控面、脉支增产"的仿树形水平井设计理念,将多分支水平井的主支建在稳定的煤层顶板或底板上,分支由主支侧钻进入煤层,再从分支侧钻若干脉支。一个主支与若干分支以及每个分支上的若干脉支,构成了主支长期稳定并可监测和重入维护的仿树形多分支水平井。已在山西沁水盆地成功钻成了该类井型,试验井ZS1平-5H井主支全部在煤层顶板泥岩内,该井顺利完成1个主支、13个分支、26个脉支的钻进工作,总进尺12 288m,见煤后总进尺9 512m,纯煤进尺9 408m,实现了单井万米进尺无事故,并成功实现了主支洗井,为我国煤层气高效开发提供了一种新的井型。     

煤层气羽状水平井井眼轨迹控制技术

为了提高煤层气的钻遇率、减少井下复杂事故,开展煤层气羽状水平井井眼轨迹控制技术研究至关重要。通过分析煤层气产出机理和羽状水平井技术特点,给出了羽状井井眼轨迹控制综合分析流程图及常用的控制方法,详细介绍了随钻电阻率、自然伽马测井等测井响应井眼轨迹综合控制技术及不同地层倾角煤储层井眼轨迹实施跟踪预测控制技术。研究结果表明:准确掌握煤储层物性参数、地层倾角及顶底板岩性等是实现井眼轨迹有效控制的基础和关键,在钻进过程中通过实时跟踪和分析钻井参数,并结合随钻电阻率、自然伽马测井及综合录井信息等对井眼轨迹进行实时监测和调整,可有效控制钻头在目标层中最佳层位延伸钻进,从而可确保煤储层钻遇率及减少井下复杂事故发生。     

川西地区气体钻水平井井壁稳定性评价模型研究及应用

川西地区地层岩性自上而下分布十分复杂,不同深度泥页岩层段黏土矿物成分特性有明显差异,底部层段存在煤层,部分砂岩层段为高压高产气层。据实钻资料及地质分析,认为新场构造区块的中浅储层具有气体钻进水平井的条件。为此,在直井井壁稳定性评价方法的基础上,利用坐标转换,建立了气体钻水平井井壁稳定性评价模型,该模型考虑了井斜角、方位角的变化对气体钻井井壁坍塌密度的影响。现场实钻数据验证了该模型计算结果的正确性,表明该模型可以作为川西地区气体钻水平井作业的一种井壁稳定性评价方法。     

煤层气水平井录井地质导向技术在T-P 08井的应用

煤层气地质导向工作内容包括钻前的邻井资料准备与研究、施工方案的制定、导向施工的现场实施、完钻后的资料总结汇报等,按照时间顺序,重点论述现场煤层气录井地质导向施工的3个关键技术阶段,即导向施工前准备、着陆轨迹控制和水平段轨迹控制。针对煤层气水平井钻探过程中遇到的地质和工程难题,在山西煤层气现场的实际施工中,以T-P 08井为例,从地层的地质特征入手,通过地层倾角计算、地层精细对比、地质模型建立与更新、细分煤层内外部结构特征等技术手段,为地质导向提供基本地质保障,总结出一套切实有效的煤层气录井地质导向方法,并从导向施工前准备、着陆轨迹控制、水平段轨迹控制3个关键阶段进行了应用分析。实践证明,该方法井眼轨迹控制效果较好,可实现水平段井斜角匹配地层倾角在优质煤层中快速钻进。     

煤层气藏顶板水平井排水采气数值模拟

为解决沁水盆地15号煤层气开采排水周期长,产气效果差的问题,避免顶板K2灰岩层对煤层气开发的影响,对煤层气藏顶板地层水采用水平井排水采气工艺提高煤层气开采效率,通过数值模拟方法建立流动机理模型,研究排水采气对15号煤层和顶板K2灰岩层合层开采的效果及其影响因素。结果表明:水平井排水采气可明显缩短排水降压时间,增加累积产气量。产气量与水平井在顶板中的位置、水平井与直井压裂缝的角度、水平段长度等有关;见气时间与水平井排采强度有关。水平段越长,产气量越高;水平井位于K2灰岩层中部时产气效果好于位于K2灰岩层底部;当水平井与直井压裂缝呈45°夹角时,产气效果最好。水平井排水强度对见气时间影响较大,对累积产气量影响较小。     

旋转导向系统在深层页岩油水平井的应用

页岩油已成为全球非常规油气资源开发的重要领域,水平井是页岩油勘探与开发采用的主要技术之一。为解决钻井过程中轨迹控制、高压、近距离防碰、托压以及目的层段无任何实钻和测试参考资料等问题,根据方位伽马探测原理,建立了三地层数学模型,结合随钻测井曲线提出了"标志层地层倾角计算方法"并推导出相关公式。采用了旋转导向钻井系统与地质导向技术相结合对井眼轨迹进行控制,现场应用结果表明,应用旋转导向钻井系统可实时监测井底环空压力、提高机械钻速、实现自动导向控制和地层评价、通过标志层地层倾角提前预测目的层"着陆"点井斜及钻头到边界的距离,使井眼轨迹光滑并精准中靶。优化了井身结构并完善了地质导向模型,对后期页岩油开发提供了新的参考资料和策略。     

沁端区块煤层气渗流过程中压力变化规律

针对前人多集中于煤层气的吸附特征和解析机理研究,忽视对煤层气排采过程中渗流机理的研究问题,开展了煤层气渗流机理的研究,建立了弹性多孔介质单相可压缩气体不稳定渗流的基本微分方程模型,并在此模型基础上引出定压边界和不渗透边界的数学模型,得出了渗流过程中的压力分布关系式。通过对基础数据的分析,确定了沁水盆地沁端区块下二叠统山西组3~#和上石碳统太原组15~#煤层渗透率与压力的关系式。对定压边界和不渗透边界的压力分布公式的修正,得出了适合于沁端区块煤层气弹性不稳定渗流规律,为不稳定试井提供了可靠的理论基础,也可用来确定煤层参数和目前地层压力,同时为煤层气开发设计及动态分析提供了重要的信息和资料。     

南堡深层水平井探潜山面井斜角设计方法

为保证深层潜山水平井实钻轨迹能够顺利有效进入潜山,且沿地质要求的有利储层段钻进,建立了一种深层潜山水平井探潜山面井斜角的设计方法。以设计轨道沿潜山高部位向低部位钻进这种相对难进山且进山后容易穿出有利储层的情况为研究对象,分析了地层倾角、有利储层预测厚度和工具造斜能力与设计探潜山面井斜角之间的关系,考虑了地层倾角与设计轨道方位间的夹角、地层倾角预测误差和有利储层厚度预测误差等主要影响因素,建立了探潜山面井斜角计算模型,并应用于冀东油田深层潜山水平井设计。实钻表明:该设计方法达到了有效探潜山面并顺利沿地质要求的井段钻进的目的。     

页岩气水平井储集层追踪和评价关键技术

湖南保靖页岩气区块地质构造复杂、岩石致密、断层和褶皱发育、地层倾角变化大、下志留统龙马溪组地层分布广泛、有机质含量高但优质页岩层薄,水平井钻井存在水平段长、纵向靶窗范围小、埋深不确定、标志层不明显、可钻性差等困难,给井眼轨迹控制和地质导向钻井带来挑战,实钻中井眼轨迹存在脱靶和出层风险。针对上述难点,基于地震解释、邻井地层评价等资料,水平井段采用先进的旋转导向钻井系统,推广应用"钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价"三大关键技术,即:钻前根据储集层特征,制定高自然伽马结合高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案;钻井过程中利用随钻成像测井拾取地层倾角,结合录井岩屑和气测显示,对比地层,分析钻头和地层的切割关系,实现井眼轨迹精细化控制和储集层精准追踪、识别;钻后综合解释、全面评价划分有效页岩气储集层。完钻后统计储集层钻遇率100%,机械钻速7.36～8.88 m/h,达到了优快钻井目的,实现了页岩气勘探高效、低成本开发。     

利用爆炸压裂开采煤层气方法探索

国内煤层具有低压力、低饱和度、低渗透率的"三低"特性;主要煤层气富集区煤层顶板主要是泥岩、砂岩和砂泥岩互层且顶板抗压强度和抗拉强度都较高。吸取井内爆炸采油的教训,借鉴高能气体压裂的成功经验,根据煤层气储层地层特性和煤层气开发方法,提出了在贴近煤层的顶板钻多分支水平井,然后在水平井眼中利用"爆炸技术"炸开顶板,并使炸药部分能量压裂煤层,从而提高煤层渗透率,增加煤层气开采的经济效益。     

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为：压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策：①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3＃煤层,15＃煤层在3＃煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。     

煤层气水平井的煤层实时识别技术

煤层气排采开发阶段,井眼轨迹与煤层的有效接触面积对优化采气速度和提高采收率有着重要意义。而在煤层气水平井钻井过程中实时、精确地识别煤层,可以明显地提高井眼轨迹在煤层中延伸长度,增加有效接触面积。应用LWD数据开展煤层识别已在工程现场得到广泛应用,而整合综合录井数据实时识别煤层的方法还处于研究阶段。基于煤层与围岩的地层岩性差异在综合录井数据上表现的特征,采用BP神经网络算法,以综合录井数据为依托,提出了实时识别煤层的录井解释方法。研究显示,通过煤层识别录井解释方法,应用综合录井数据不但可以实现煤层实时识别,而且获得的分析结果还可以指导水平段轨迹在煤层中的延伸,为水平井钻进过程中煤层识别提供了新的思路。结论认为,该方法性能稳定,数据来源广泛,响应时间短,准确度高,并拓宽了综合录井数据的应用领域,可以在煤层气水平井导向钻井的研究工作中发挥更大的作用。     

基于测井信息的煤层顶板水平井抽采煤层气技术

碎软煤层顶板水平井煤层气抽采技术目前尚处于发展初期,卡钻塌孔、加砂困难等问题频发,严重影响了煤层气的开发效果。为了提高碎软煤层水平井的成孔率和煤体改造效率、强化顶板水平井抽采工艺,以沁水盆地晋城矿区赵庄井田3号煤层为研究对象,综合利用井田测井信息,提出了一套基于测井信息的顶板水平井煤层气开发优化技术:利用声波测井资料,引入形变系数建立煤系有效应力测井解释公式,修正组合弹簧模型,解释井田X-01V井地应力,并通过井壁应力场分析,结合摩尔库伦理论和拉伸屈服准则,建立了X-01H井井壁稳定评价方法,得到X-01H井水平段安全钻井密度窗口介于1.15～1.81 g/cm~3;完钻后利用随钻自然伽马数据,绘制X-01H井水平段泥质含量曲线和X-01H水平段与目标煤层相对位置曲线,优选泥质含量小于50%和井眼轨迹距离煤层小于1 m的位置,优化第3压裂段至第6压裂段射孔位置。现场应用效果表明,X-01H井水平段钻井周期为8 d,加砂完成率达110%,目前已累计产气168×10~4 m~3,日产气量最高达11 000 m~3。结论认为,所建立的基于声波测井信息的井壁稳定评价方法 +"双曲线"射孔位置优选法,对于指导碎软煤层顶板水平井煤层气开发具有良好的效果。     

特殊测井技术在煤层评价中的应用

煤层易碎容易造成井眼垮塌,这对常规测井仪器纵向分辨率和测量精度提出了严峻的挑战。在常规储层评价中形成的成熟理论、方法和模型已不适用于煤层气储层评价,急需新的测井技术和方法。利用具体实例,详细介绍了地层元素俘获测井、声波扫描测井和电成像测井这3种特殊测井技术在沁水盆地和顺区块煤层评价中的应用。地层元素俘获测井在煤层评价中...