煤层气水平井远距离穿针技术与装备研制

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙斌 王勃 孙钦平 陈刚 孔祥文

作者简介:赵庆波,1950年生,教授级高级工程师,中国石油天然气集团公司高级技术专家,中国地质大学(武汉)兼职教授中国石油学会煤层气学组副组长主要从事煤层气勘探开发工作,编写专著17部,发表学术论文50余篇。地址:河北省廊坊市万庄44号信箱煤层气所。电话:(010)69213108。E-mail:zhqib@petrochi-na.com.cn

(中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)

摘要:煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏,特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回,细划分出优质煤层富含气段进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征:指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段,并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U型井、V型井钻井技术的适用性及国内应用效果。

关键词:煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征 适用技术

Coalbed Methane Accumulation Conditions, Production Characteristics and Applicable Technology Analysis

ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen

(Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang Branch, Langfang 065007 China)

Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas, authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation,late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified, and further more, coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked,unblocked and unsaturated production stages are indicated, and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stagesstructure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting, exporting and importing types. According to geological setting,the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO (Amplitude versus Offset), pinnate horizontal multilateral well, ultrashort radius hyraulic jet- ting, U and V type well drilling technique is analyzed.

Keywords: Coalbed methaneaccumulation modelcoal-forming sourcesproductive and enrichmentpro- duction characteristicsapplicable technology

1 煤层气成藏条件分析

1.1 煤层气成藏模式和成藏期

1.1.1 煤层气成藏模式划分为三类

自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中,构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3郑试60井3#煤埋深1337m,日产气2000m3。

自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的,多为同源共生互动,煤层气一部分以游离态存在于煤层中,有的局部构造高点占主体,早期煤层埋藏深、生气量高,后期抬升煤层变浅压实弱,次生割理发育渗透性好,两翼又是烃类供给指向,在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井,构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好,游离气与吸附气同源共储,煤层深2575m,日产气6500m3。

内生外储型:煤层作为烃源岩,生成的气体向上部或围岩运移,在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏,使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性,可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2~015井山西组煤层顶板砂岩厚14.1m,压裂后井口压力为2.32MPa,日产气2400m3。

图1 煤层气成藏模式图

1.1.2 煤层气成藏期划分为三类

早期成藏:随着沉积作用的进行,煤层埋深逐渐增加,大量气体持续生成。充分的生气环境,良好的运聚势能,足够的吸附作用,有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件,为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1),表现为原生气藏特征。

构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破,即煤层气藏将被水打开,煤层割理被方解石脉充填,则能量将再调整、烃类再分配,古煤层气藏遭受破坏,新的高产富集区块开始形成(图2)。

受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造,抬升使煤层压力降低,气体发生解吸,构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体,使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时,压力逐渐增大,再次生气,背斜翼部气体再吸附聚集,这类气藏多为次生型,δ13C1相对轻(表1)。

表1 不同类型气藏CH4含量及δ13C1分布表

图2 煤层气运聚成藏过程

开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态,开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态,气水将重新分配,解吸气窜层或窜位,从而形成煤层气开采中的二次成藏,这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。

(1)煤层气二次成藏中的窜位

窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移,水向低部位运移,形成煤粉、气、水三相流,再开发几年进入残余态,微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中,在同一地区,有些井高产,有些井低产,这与他们所处的构造部位有关,解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”,煤层气发生窜位,使得高点气大水少,甚至后期自喷,向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3,表2)。

该地区早期整体排水降压单相流,中期气、水、煤粉三相流,后期低部位降压,高部位自喷高产气井单相流,4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多,目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%,产水不产气分别为12%、19%。

(2)煤层气二次成藏中的窜层

窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:(1)原断层早期是封闭的,压力下降到临界点后是开启的(2)水平井穿透顶底板和断层(3)压裂压开顶底板(4)开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气(5)煤层采空后顶板坍塌应力释放,底部出现裂隙带。

典型实例分析:

(1)阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏

采动、采空区:阜新钻井7口,采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气1.5万~2.15万m3,CH4含量大于50%。生产1年,单井累计产气折纯最高260万m3阳泉年产气7.16亿m3,90%是邻层抽采铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。

图3 蒲池背斜煤层气开发特征图

表2 蒲池背斜开发井开采情况

注:日产气及日产水两栏中分子为四年前产量,分母为目前产量。

图4 采动、采空区煤层气开采示意图

(2)直井压裂窜层

蒲南3~8井压裂显示超低破裂压力,为9.6MPa,低于邻井10MPa以上,初期日产水62m3,4年后目前为54.8m3,累计产气仅有3.8万m3。

(3)水平井窜层

FZP03~1井煤层进尺4084m,钻遇率81%,主、分支共钻遇断层4条,明显钻入下部水层,开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3,累计产气29万m3,累计产水4.3万m3,目前日产气392m3,日产水28m3原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3,日产水5m3。

在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气,二次开发井网找生产中由于开采中压力下降,烃类由吸附态变游离态使气水重新分配,打破原始平衡状态,解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。

1.2 有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段

以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征,通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征,特别是全煤层取心观察,以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的,层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境,并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。

平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高,河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。

图5 FZP03-1、FZP03-3水平井轨迹示意图

表3 鄂东气田C—P不同煤岩相带煤质与产量数据表

纵向上:受沉积环境影响,厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回,亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

武试1井9#煤可划分为4个层内微旋回(图6)。灰分含量:暗煤14%~15%,亮煤3.7%~5.1%镜质组含量:暗煤23%~49%,亮煤66%~79%。

1.3 构造应力场对煤层气成藏的控制作用

古应力场高值区断裂发育,水动力活跃,煤层矿化严重,含气量低低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区,并且煤层渗透率高、单井产量高,煤层气保存条件好,煤层没被水洗刷,含气量高。

1.4 热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用

高煤阶以小于0.01μm的微孔和0.01~1μm中孔为主,一般在80%以上,中、微孔是煤层气主要吸附空间,靠次生割理、裂隙疏通运移

图6 武试1井9#煤沉积旋回图

图7 高、低煤阶孔隙结构特征

低煤阶以>1μm大孔和中孔为主,演化程度低,裂隙不发育,大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道

中煤阶以中、大孔为主,中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。

核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱,为特征的双峰结构,与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照,煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔,这说明对于煤层气储层,束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同,这源于不同的孔隙结构(图7、图8),低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主,高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低,峰值中间零值,低煤阶相反,左峰为不可流动孔隙,右峰为可流动的次生割理裂隙储集体高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育),气井产量越高(图9)。

1.5 水动力场对煤层气藏的控制作用

局部构造高点滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃,符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井东部地下水补给区含气量3/t、含气饱和度55%,见气慢,单井产量200~500m3/d(图10)。

2 煤层气开采特征

对于中国中低渗透性煤层,煤层气井一般为300m×300m井距,单井产量稳产期4~6年,水平井更短,开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段,递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。

2.1 构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征

自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位,层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段,这类井多低产(图11)。

图8 不同煤阶孔隙分布特征图

图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱

图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图

图11 煤层气单井开采特征图

外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出,而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减,这类井多低产,并且产量递减快。

蒲池背斜的P1-11、PN1-1、PN2-5、HP1-10、HP2-11-3井位于背斜的翼部,属于构造的相对低部位,基本上没有气产出,而产水量较大,分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出,具有输出型的开采特征。

输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出,后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点,这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。

蒲池背斜中位于构造高点的PN1-4、P1-3、PN2-7、P1-5井产气量高而产水量低,这与低部位气体的扩散输入有关,具有典型的输入型开采特征。

2.2 降压速率不同形成三类开采效果

2.2.1 畅通型解吸

抽排液面控制合理,降压速率接近解吸速率,有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应,渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定,气泡带出部分束缚水,产量理想(图12-Ⅰ)。以固X-1井为例,该井排采制度合理,经半年的排水降压后液面基本保持稳定,日产气稳定在4320m3/d以上,目前还保持稳产高产。

图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线

2.2.2 超临界型解吸

解吸速率小于降压速率,降压液面下降速度太快,煤层裂缝、割理产生应力闭合,日产气急剧上升—急剧下降,渗透率下降—稳定,产气效果差(图12-Ⅱ)。以固Y-2井为例,该井经30余天的排水降压,液面降至煤层以下,由于抽排速度过快,前期产气效果差,2010年7月二次压裂及排采制度调整后,气体日产气量最高达4000m3/d,后期稳定在1600m3/d以上PzP03井在产气高峰期日降液面63~87m,造成该井初期是全国单井产量最高(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。

2.2.3 阻碍型解吸

降液速率过慢,解吸速率大于降压速率,有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应,气泡变形解吸困难,降压早期受煤粉堵塞,液面阻力作用解吸不畅通,日产气不稳定,开发效果差(图12-Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上,开发效果很差。

2.3 煤层水类型及其开采特征

煤层水可划分为层内水、层间水和外源水高产气区为层内、层间水,有外源水区为低产气区。

(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小,开采中后期高部位几乎不产,低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(-5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。

(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减,可控制。

有层间水的气井连续降压可控制水产量,提高开发效果。沁水樊庄FzP11-1井煤层总进尺4710m。2009年4月投产,最高日产水175m3,目前日产气21436m3,日产水20.7m3,套压0.15MPa,液面4m,累计产水3.7万m3,累计采气814万m3。可以看出,对有层间水进入煤层气井的情况,短期加大排水量,后期日产气持续上升,开发效果较好。

(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大,难控制。

3 煤层气勘探开发适用技术分析

3.1 地震AVO技术预测高产富集区

煤层与围岩波阻抗差大,煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点),这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同,具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水),煤层段为大截距、大梯度异常,即亮点中的强点低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。

煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t,日产气2847m3(图13)低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3,日产气64m3,产水90m3。据此理论,可用地震AVO技术预测高产富集区。

图13 吉试1井5#煤AVO特征图

3.2 定向羽状水平井钻井适用地质条件

全国已钻定向羽状水平井160余口,单井最高日产气10.5万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体,能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统,使同一个地区单井产量可提高5~10倍,适用地质条件有以下10点:

(1)构造稳定无较大断层:FzP03-1钻遇4条断层,日产气最高1366m3,目前687m3,日产水32~75m3韩城04、07、09井日产水20~48m3,日产气小于60m3。

(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚3,19个月产水4.6万m3,不产气。

(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。

(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800~1000m的武m1-1、Fz15-1井日产气3。

(5)煤厚>5m:柳林CL-3井煤层厚4m,最高日产气0.95万m3,稳产160天递减,日产气2807m3,累计121万m3。

(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2~5m),北部15~22m3/t(盖层厚>10m),尽管东部比北部浅100~200m,而北部6口井单井平均日产气3.0万m3,东部7口为1869m3,最高3697m3,相距6km单井产量差20倍。

(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析,水平井轨迹:平行煤层产状最好,其次上倾,下倾差“凸”“凹”型最差。

(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺3,阶段累计采气3。

(9)分支展布合理:主支长1000m左右,分支间距200~300m,夹角10°~20°。

(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率3,最高3,阶段平均累计采气27万m3。

3.3 超短半径水力喷射钻井适用条件

我国利用该技术已钻煤层气井23口以上,效果均不理想。主要原因为低渗透,喷孔直径小、弯曲大,前喷后堵水力喷射开窗直径28mm,孔径小,排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。

3.4 “山”型井、U型井、V型井钻井适用条件

由于中国煤层气藏具有低渗透的特点,且多属断块气藏,U型水平井沟通煤层面积小,应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上,增产效果不明显。

SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3,累计产气19.1万m3,开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功,低渗透气藏效果差。较高渗透区[(1.0~3.6)×10-3μm2]效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万~1.4万m3。

今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验,目前国外利用该技术开发盐岩已成功。

4 结论

(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类同时,认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类,开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。

(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区分析厚煤层的层内微旋回,成煤母质控制煤岩组分和单井产量,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高,是高产富集段碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。

(3)古应力场低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。

(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征,由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。

(5)高产井强AVO异常,即亮点中的强点低产井弱AVO异常,为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差,高渗透区效果好。

参考文献

陈刚,赵庆波,李五忠等.2009.大宁—吉县地区地应力场对高渗区的控制[J].中国煤层气,6(3):15~20

陈振宏,贾承造,宋岩等.2007.构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响[J].石油勘探与开发,34(4):461~464

陈振宏,王一兵,杨焦生等.2009.影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例[J].石油学报,30(3):409~412

邓泽,康永尚,刘洪林等.2009.开发过程中煤储层渗透率动态变化特征[J].煤炭学报,34(7):947~951

康永尚,邓泽,刘洪林.2008.我国煤层气井排采工作制度探讨[J].天然气地球科学,19(3):423~426

李金海,苏现波,林晓英等.2009.煤层气井排采速率与产能的关系[J].煤炭学报,34(3):376~380

乔磊,申瑞臣,黄洪春等.2007.煤层气多分支水平井钻井工艺研究[J].石油学报,28(3):112~115

鲜保安,高德利,李安启等.2005.煤层气定向羽状水平井开采机理与应用分析[J].天然气工业,25(1):114~117

赵庆波,陈刚,李贵中.2009.中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术[J].天然气工业,29(9):13~19

赵庆波,李贵中,孙粉锦等.2009.煤层气地质选区评价理论与勘探技术[M].北京:石油工业出版社

Diessel C F K. 1992. Coal-bearing depositional systems-coal facies and depositional environments.Springer-verlag. 19～22

郭本广 孟尚志 莫日和 赵 军

( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘 要: 多分支水平井是煤层气高效开发的重要钻完井技术，但面临着井壁稳定、储层保护、水动力条件等复杂的工程和地质难题。为保障柳林烟煤储层多分支水平井的安全和高产，开展了地应力与水平井井壁稳定性、储层伤害机理与保护措施、煤层厚度与强度、煤层含水特性、井眼轨迹优化设计等研究，并就水平井与洞穴连接、地质导向控制井眼轨迹、清水循环介质保护储层等实施工艺进行了分析论述。两口多分支水平井钻井中井壁稳定、储层得到有效保护，储层钻遇率 96%，排采的产气量达到一万方，初步取得了良好的示范效果，推广应用的前景广阔。

关键词: 煤层气 多分支水平井 井壁稳定 储层保护

Drilling and Completion Techniques of Coalbed Mathane Multi-lateral Horizontal Well in Liulin

GUO Benguang MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

( China United Coalbed Mathane Corpation，Ltd. Beijing 100011，China)

Abstract: Multi-lateral horizontal well is the main type of drilling and completion in the exploration of coal- bed methane reservoirs. But this technique is fronted with complex engineering and geological problems such as borehole stability，reservoir protection and water in the coalbed. To the aim of safe and high production of multilat- eral horizontal well in exploring coalbed methane in Liulin，the insitu-stress and horizontal well stability，the inju- ry and protection of reservoir，the thickness and strength of coalbed，and water in the coalbed are studied in this paper. Also，the junction of horizontal well and vertical well，well trajectory control using geology-steering tech- nique，and water as drilling liquid to protect reservoir are discussed. The two multilateral horizontal wells were drilled in Liulin successfully，with the borehole keeping stable，the reservoir protected，the 96 percent length in coalbed，and with the gas production 10000 m3/ d. In the end，multi-lateral well technique is the good choice in Liulin CBM exploration.

Keywords: coalbed methane，multi-lateral horizontal well，borehole stability，reservoir protection

基金项目: 国家科技重大专项项目 62 ( 2009ZX050662) 资助。

作者简介: 郭本广，1962 年生，中联煤层气有限责任公司副总经理，国家科技重大专项项目 62 “鄂尔多斯盆地东缘煤层气开发示范工程”副项目长。

1 引言

煤层气多分支水平井技术具有单井产气量高、采收率高、生产周期短、井场占地面积少的优点，集钻井、完井和增产措施于一体，是开发煤层气的主要技术。美国CDXGAS公司于1999年开发出了新型羽状定向水平井系统，在美国低渗煤层气田取得了非常好的效益。从2008年到2010年，在樊庄胡底区块、柿庄南区块和潘庄等区块均将多分支水平井作为开发的主要手段进行部署［1］。我国煤层气多分支水平井钻井中面临着井壁稳定、储层保护等难题，部分井煤层钻进中井壁垮塌严重，据统计，发生垮塌的井数占已钻水平井总数的32.65%［2］。

煤层气藏的保存程度取决于顶底板的封盖能力、构造活动、水动力环境等条件，煤层中承压水有助于阻止煤层甲烷的逸散，增加煤层吸附甲烷的能力。煤层水的不可压缩性还可对煤层割理、孔隙起到支撑作用，使得煤岩储层能保持较高的渗透率。因此，在多分支水平井实施中需要研究煤层的含水特性，工程与地质更多地结合是实现多分支水平井产能的保障［3，4］。

柳林示范区内3+4号煤层渗透率为0.01～2.8mD，平均0.6mD5号煤层渗透率变化范围为0.06～1.59mD，平均0.7mD8+9号煤层渗透率变化范围0.005～24.8mD，平均4.8mD适宜采用多分支水平井技术进行高效开发。

针对多分支水平井面临的井壁稳定性、储层保护、煤层含水特性、井眼轨迹优化设计和控制等问题，系统地研究柳林烟煤储层采用多分支水平井的可行性，并简介了实施过程中煤层造洞穴、水平段与直井穿针、井眼轨迹控制和提高煤层钻遇率的工艺技术，多分支水平井的排采效果良好，初步形成了高效开发柳林煤层气的示范技术。

2 柳林多分支水平井钻完井技术研究

2.1 储层伤害机理与保护措施

柳林烟煤储层的比表面积平均为1.80m2/g，总孔容平均为0.00255mL/g，平均孔直径8.205nm，见图1，试验结果表明柳林烟煤储层孔喉特征类似于“墨水瓶”，具有“口小肚大”的特点，因此一旦储层受到伤害，就很难以恢复。

进一步对储层岩心进行速敏、水敏、碱敏、酸敏、水锁试验，结果见表1，试验结果表明柳林煤样的储层伤害平均权重比为:水锁9.355:吸附2.385:固相堵塞1.48:水敏1，由此可见，柳林煤样伤害最严重的是水锁，其次是吸附伤害和固相堵塞伤害，最后是水敏伤害。

根据伤害机理试验结果，制定了水平井储层保护技术措施，即采用清水+充气的欠平衡钻井方式有利于保护储层。

2.2 煤层水平井的井壁稳定性

(1)待钻多分是水平井煤层分布情况

采用CLH03V井的组合测井资料可以分析3+4号煤层的分布特点，结果见图2，煤层单层厚度超过4米，3+4号煤层厚度合计将近10米，隔层厚度3.5米。这样的煤层厚度可以保障有较丰富的煤层气含量，并有利于煤层段轨迹控制。

(2)煤层强度分析

图1 柳林烟煤储层孔隙特征

表1 烟煤储层伤害权重试验结果

图2 3+4号煤层的厚度分析

对柳林烟煤岩心做三轴应力试验测定，结果见表2表4，测定的单轴抗压强度在6MPa左右，弹性模量在1300MPa左右，泊松比在0.32左右，单轴抗拉强度在0.5MPa左右。

煤层强度有很强的离散性，而且不同井区的煤岩强度差别很大，需要结合待钻井的测井资料来进一步研究该井区煤层的强度特点。依据室内试验测定结果校正了强度和弹性解释的模型，利用CLH3V井的组合测井资料建立了该井区的地层强度参数和弹性参数的纵向剖面，见图3。该井区的3+4号煤组的单轴抗压强度在9MPa以上，煤层的强度较高，有利于井壁稳定。

表2 柳林3+4号煤层岩心单轴抗压强度测定

表3 柳林3+4号煤层岩心三轴抗压强度测定

表4 柳林3+4号煤层岩心抗拉强度测定

(3)地应力特征与水平井轨迹

柳林地区的水平最大主应力方位基本沿着东西方向，地应力大小的梯度剖面见图4，该地区三个主应力的大小关系:水平最大主应力>=上覆应力>水平最小主应力。

依据地应力方位和大小、煤层的强度数据，做水平井井壁稳定性分析，结果见图5，水平段钻井的坍塌压力与井眼轨迹方位和井斜角有关，总体看煤层水平段的坍塌压力低于0.9，适宜采用清水充气的欠平衡钻井方式。

2.3 煤层及顶底板的含水特性研究

煤层气能否高产与其顶底板的封盖能力以及煤层内含水关系很密切，煤层中含有承压水有助于圈闭煤层气、增加煤层的吸附能力，但井眼若沟通大的产水层不利于排采降压。

利用声波、密度、中子、深浅双侧向电阻率测井，研究3+4号煤层的顶底板与含水特性，分析结果见图6。3+4号煤层的上下都有泥岩隔层，可以阻止煤层气的垂向逸散。3号煤层内含水，直井日出水量在2～4m3，便于通过排水建立解析需要的压差。从顶底板岩性和含水特性看这是一种较为合理的地质情况，有利于煤层气获得高产。

2.4 井眼轨迹设计

CLH03和CLH04多分支水平井轨迹设计见图7，该井区煤层的倾角为3°，倾向为222°，为了便于排采，水平段优化设计的轨迹方位要求在北偏东42°左右，优化设计的井斜角93°。两口多分支水平井水平段设计的轨迹方位见图7。

图3 待钻水平井3+4号煤层的强度参数分析

图4 柳林地区地应力梯度剖面图

图5 3+4号煤层水平井的坍塌压力分析

图6 3+4号煤层的含水特性分析

2.5 井身结构及完井方式

井身结构见图8，一开用121/4″钻头，95/8″套管，下深60.00m左右，二开用81/2″钻头，钻至靶点A后起钻，下入51/2″套管中完，三开43/4″井眼水平段钻进，采用裸眼完井方式。

图 7 CLH 03H＆04H 多分支水平井井眼轨迹图

图 8 多分支水平井的井身结构设计

3 现场实施

3.1 施工步骤

(1)一开用121/4″钻头，95/8″套管，下深60.00m左右，水泥返至地面

(2)二开用81/2″钻头，直井段采用钟摆钻具，防斜打直钻至339.64m后起钻，下入造斜钻具，造斜率7.60°/30m，目标方位82.76°，定向钻进至井深646.59m后起钻

(3)下入51/2″套管后固井，候凝48小时，试压合格后二开完井

图9 煤层GR和电阻率测井曲线

(4)三开扫灰塞，开始43/4″井眼施工

(5)下连通工具，进行连通作业两井连通成功后，起钻更换导向钻具，实施欠平衡钻进

(6)M1主井眼井深钻至1550.00m后，起至L1分支侧钻点侧钻，然后进行L2分支M2主井眼从第一主井眼侧钻，然后进行L3、L4分支钻进完成3000m煤层进尺后，结束水平井CLH03H钻井施工

(7)在CLH－03H井眼内割51/2″套管，起套管，自270.19m侧钻，重复CLH－03H施工步骤，开始施工CLH04H。

3.2 井眼轨迹控制

采用地质导向控制技术，煤层钻遇率达到96%，煤层GR和电阻率测井曲线见图9，实钻井眼在煤层中穿行的轨迹见图10，实钻的多分支井井眼轨迹水平投影见图11。

图10 地质导向控制井眼轨迹在煤层中的穿越情况

4 排采效果

两口多分支水平井的排采效果见图12和图13，两口井都见到很好的排采效果，发挥了多分支水平井泄压面积大、产能高的特点。

5 结论

(1)柳林地区3+4号煤层适宜采用多分支水平井技术来高效开采，为规避煤层气水平井存在的井壁坍塌填埋井眼的风险，形成了结合地应力大小和方向、煤层强度、水平井井眼轨迹的井壁稳定性评估方法，有效地保障了煤层内水平段钻井的安全。

图11 CLH03H＆04H井实钻轨迹水平投影图

图12 CLH-03V井的排采曲线

图13 CLH-04V井的排采曲线

(2)柳林烟煤储层的伤害机理明确，为钻井完井中储层保护措施制定提供了依据，适宜采用清水+充气的方式来保护储层。

(3)煤层气多分支水平井能否获得高产，与煤层含水特性、水层压力、顶底板封隔能力等关系很密切，在多分支水平井轨迹设计和优选层位时要考虑这些特性，加强地质与工程的结合研究，提高煤层气钻井的成功率。

参考文献

［1］姜文利，叶建平.2010.煤层气多分支水平井的最新进展及发展趋势［J］.中国矿业，19(1)

［2］乔磊，申瑞臣等.2007.煤层气多分支水平井钻井工艺研究［J］.石油学报，28(3):112～115

［3］高波，马玉贞等.2003.煤层气富集高产的主控因素［J］.沉积学报，21(2):345～348

［4］周志成，王年喜等.1999.煤层水在煤层气勘探开发中的作用［J］.天然气工业，14(4):23～25