煤层气井钻井完井技术浅议
蒋作焰
【摘要】：煤层在储层物性、机械力学性质及储集方式等方面具有与常规油气储层不同的特征；这些特征决定了煤层气井钻井、取心、完井及储层保护诸技术的特殊性。据此，我们从钻井完井工程的角度分析了现有技术存在的问题和制约煤层气开发效果的主要因素。研究并形成了一整套煤层气井的取心技术、储层保护技术和完井技术。这套技术应用于中国多个煤层气试验开发区，不仅满足了地质评价的需要，也为实现煤层气工业性开采起到了积极推动作用。
【关键词】：煤层气钻井技术完井技术
【作者】：蒋作焰2006年毕业于长江大学石油工程专业，中原石油勘探局钻井一公司工程师。
前言
煤层气又称煤层甲烷,是一种优质高效清洁能源。凭借良好的安全效益、环保效益和经济效益，煤层气的勘探开发已在国际上引起广泛的关注。我国煤层气资源十分丰富,但是目前我国的天然气勘探开发还处于起步阶段。中原钻井通过多年的攻关研究和试验，形成并掌握了一整套适合煤层气的钻井完井工艺技术，其内容包括：煤层造穴技术、连通技术、煤层井眼轨迹控制技术、水平分支井技术、充气欠平衡钻井技术、煤层绳索取心技术、煤层气完井技术、煤储层保护技术、煤层气井完井技术等。
一、煤层气井钻井完井的特殊性
煤层气钻井完井技术是建立在煤层地质力学性质及开采要求基础之上的。煤层具有不同于其他储层的特殊地质特性表现在以下几个方面：
1、井壁稳定性差，容易发生井下复杂故障。
煤层机械强度低，裂缝和割理发育，均质性差，存在较高剪切应力作用。因而煤层段井壁极不稳定，在钻井完井过程中极易发生井壁坍塌、井漏、卡钻甚至埋掉井眼等井下复杂。
2、煤层易受污染，实施煤层保护措施难度大。
煤层段孔隙压力低且孔隙和割理发育，极易受钻井液、完井液和固井水泥浆中固相颗粒及滤液的污染；但在钻井完井过程中，为安全钻穿煤层，防止井壁坍塌，又要适当提高钻井液完井液的密度，保持一定的压力平衡。这就必然会增加其固相含量和滤失量，加重煤层的污染。因此，存在着防止煤层污染和保证安全钻进的矛盾，从而使实施煤层保护较油气层更为困难。
3、煤层破碎含游离气多，取心困难。
煤层机械强度低，一般煤层取心收获率低，完整性差。而且煤层气井都是选择在含气量较高的煤区，割心提升时，随着取心筒与井口距离的缩短，煤心中游离气不断逸出，当达到一定值时会将煤心冲出取心筒，造成取心失败。
4、煤层气井产气周期长，对井的寿命要求高。
煤层气主要是吸附在煤层缝、隙表面上的吸附气，它的产出规律与天然气正好逆向，须经过较长时间的排水降压后才慢慢地解吸。据有关资料介绍，煤层气井少可供开采20年以上，因此对井的寿命要求特别高。
二、煤层气井钻井技术
1、煤层造穴技术
为了易于实现水平井与洞穴井在煤层中成功对接并且建立气液通道，需要在洞穴井的煤层部位造一洞穴，洞穴的直径一般为0.8～1.5m，高为2～5m。目前有两种造穴方式，即水力造穴和机械工具造穴。
水力射流造穴法利用了高压水射流破碎岩石的能力，施工中用钻具把特殊设计的水力射流装置送入造穴井段，开泵循环，使循环钻井液经过小喷嘴时产生高压水力射流，破坏煤储层，形成洞穴。
机械工具造穴法利用了机械切削的原理，用钻具把特殊设计的机械装置送入造穴井段，然后通过液压控制方式使造穴工具的刀杆张开，并在钻具的带动下旋转，切削储层,形成满足实际需要的洞穴。
2、井眼轨迹控制技术
煤层气多分支水平井定向控制的主要参数包括：井斜角、方位角、垂深。为了很好地将井眼轨迹控制在煤层中，采用地质导向技术进行井眼轨迹适时监测与控制。首先利用前期地震的资料建立区块的地质模型，然后利用从LWD随钻监测到的储层伽玛、电阻率参数来修正地质模型并调整井眼轨迹。另外，定向工程师可以结合综合录井仪实时监测到的钻
时和泥浆返出的岩屑，判断钻头是否穿出煤层。
2.1各井段钻具组合
主井眼垂直段重点控制井斜，所以常用塔式钻具组合。如果直井段增斜较严重，应使用钟摆钻具等纠斜钻具组合。
主井眼造斜段一般常用“导向马达+MWD”的定向钻具组合，施工过程中要确保工具的造斜率能够达到设计要求，使井眼轨迹在煤层中顺利着陆。
水平段及分支一般采用“单弯螺杆+LWD+减阻器”的地质导向钻具组合钻进。通过连续滑动钻进的方式实现增斜、降斜；通过复合钻进的方式稳斜，既达到了连续钻进的目的，又可根据需要随时调整井眼状态，有效提高了钻井速度和轨迹控制精度。
2.2分支侧钻工艺
煤层中的各分支是在裸眼中侧钻完成的，裸眼侧钻是煤层气分支井钻井中的难点。由于煤层比较脆，所以煤层气多分支井的侧钻不同于油井的侧钻，具体侧钻工艺如下：
(1)起钻至每一个分支的设计侧钻点上部，然后开始上下活动钻具，将钻柱中的扭力释放后开始悬空侧钻。
(2)侧钻时采取连续滑动的方式，严格控制ROP30S参数（30s的平均机械钻速），新井眼进尺1～2m内ROP30S控制为0.8～1.2m/h，2～3m内控制为1.2～2.5m/h，3～10m内控制为3m/h，整个侧钻工序预计需要5个小时。
(3)侧钻时将工具面角摆到 90o，首先向左/右下方侧钻，形成了一条向下倾斜的曲线。因为钻柱处于水平井眼的底部，而不是中心线部位，90o的工具面角能够让钻头稳定地和井眼接触，以防止振动引起煤层的跨塌。
(4)滑动侧钻至设计方位和井斜后开始复合钻进，钻进过程中要密切注意摩阻扭矩的变化。钻完每一个分支后，至少循环一周，然后起钻至下个分支的侧钻点位置。重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。
2.3 PZP08-1H悬空侧钻工作程序
(1)、起钻至侧钻位置，开泵将工具面摆至110.00°。
(2)、保持工具面在110.00°，慢慢上提下放钻具8～10m，控制下放速度100m/h以内，反复划槽3～5次。
(3)、将钻头放至侧钻点，开始侧钻。
(4)、控制钻速在2m/h，钻进1m，然后控制钻时在3m/h钻进2m，再控制钻时在4m/h钻进2m。最后控制钻时在5m/h钻进3m，然后将工具面摆至90°控制钻时6～10m/h再钻进3～4m，悬空侧钻结束。
悬空侧钻结束后地质导向师利用LWD随钻测井数据超前预测和识别钻头在煤层相对位置，地层走向，地层倾角，并指导钻井工程师根据需要来调整井眼轨迹，引导钻头准确在煤层钻进。
3、水平井与洞穴井连通技术
两井连通过程中采用的技术为近钻头电磁测距法。国外通常称为Rotating Magnet Ranging Service，英文缩写为RMRS。RMRS这一概念是在1995年提出的。随着两井对接技术服务的市场需求，到1999年该技术得到了进一步发展并逐渐走向成熟。目前RMRS技术在CBM井、SAGD、控制井喷等领域得到了广泛应用。
3.1硬件构成
包括永磁短节和强磁计或探管。永磁短节的长度约为40㎝，由横行排列的多个永磁体组成，它主要用来提供一个恒定的待测磁场，电磁信号的有效传播距离为50m。探管由三部分组成：扶正器、传感器组件、加重杆，其长度约为3m。RMRS必须与MWD和马达等配合使用。
3.2连通原理
当旋转的永磁短节通过洞穴井附近区域时，探管可以采集永磁短节产生的磁场强度信号，最后通过软件可准确计算两井间的距离和当前钻头位置。
3.3RMRS技术的连通过程
首先在直井中下入探管，在钻头处接一个永磁短节。钻具组合通常为：钻头＋永磁短节＋马达＋无磁钻挺＋MWD＋钻杆。连通前将两个井井底所测的陀螺数据输入到RivCross配套采集软件中，初始化坐标系。当钻头进入到探头的测量范围后，接收仪器就可以不断地收到当前磁场的强度值（Hx、Hy和Hz）,定向工程师然后根据采集的测点数据判断出当前的井眼位置，适时计算当前测点的闭合方位并预测钻头处方位的变化，然后通过调整工具面，及时将井眼方向纠正至洞穴中心的位置。接近洞穴时，根据防碰原理，利用专用的轨迹计算软件进行柱面法扫描，判断水平井与洞穴中心的距离，从3D视图上分析轨迹每接近洞穴一步其变化趋势，以达到连通的目的。
3.4 PZP08-1H井实际连通情况
2008年11月4日组合连通钻具下钻。钻具结构：Φ152.4mmBit×0.22m +RMRS×0.42m+motor×5.36m+FV×0.50m+UBHO×0.89m+NMDC×
6.10m+GAP×1.17m+SNMDC×2.03m+NMDC×4.61m+Φ88.9mmDP，洞穴直井下入连通仪器（Vector）。2008年11月4日17:30三开，根据直井Vector 反馈的信息，实时沿直井洞穴中心修正轨迹，并严格控制井眼的方位角钻至洞穴位置。2008年11月5日2:30钻进至612.00m进入3＃煤层。2:00钻进至619.50m，根据直井反馈信息，距洞穴直井2～3m左右，水平井停止钻进，直井将仪器起出。井口闸门微开。3:00水平井恢复钻进，钻至622.00m时钻压突降，井口泥浆停止返出，泥浆损失2.00m3。洞穴直井液面上涨，表明两井连通成功。为避免大量煤粉进入直井随即关闭井口,连通井深622.00m。连通一次成功，连通后钻进至651.00m起钻，甩掉强磁接头（RMRS）。
4、多分支水平井技术
多分支水平井是指在主水平井眼的两侧不同位置分别侧钻出多个水平分支井眼，也可以在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，国外也将其称为羽状水平井。
4.1多分支水平井的特点
多分支水平井技术是近年来发展起来的一项快速开采煤层气资源的先进技术；该技术集钻井、完井和增产于一体，是开发低压、低渗煤层的主要手段。其主要特点：
(1)解决了高产高效的问题，相对于常规水力压裂直井，产能提高约10-100倍，单井日产量5万方/天，高者已突破10万方/天。
(2)实现了在煤层中定向开采，单井眼水平定向延伸能力可达
1000-1500m。
(3)实现了欠平衡储层保护。
(4)使煤矿全程瓦斯抽放成为现实。
4.2多分支水平井井眼剖面优化设计
因为煤层一般较浅，所以煤层气多分支水平井主水平井眼采用消耗较少垂深而得到较大位移的理念进行井身剖面设计，从而达到更大的水垂比。其井身剖面设计主要考虑的因素有钻机和顶驱设备的能力、井眼的摩阻/扭矩大小、钻柱的强度、现场施工的难易程度等因素，主要有以下几项设计原则：
(1)主井眼入煤层方位的确定
考虑煤层的产能优化和井壁稳定，尽量让进入煤层的井眼方位垂直于煤层最小主应力方向。
(2)满足现场施工工况的要求
由于煤层气多分支水平井垂直井段短，通常在500m以内，而水平段一般在1000m以上，钻柱能提供的钻压是有限的，所以在多分支水平井井身剖面设计中，要使所设计的井眼轨迹满足滑动钻进时的工况要求。
(3)应当满足各种设计条件下的最短轨迹
根据煤田地质确定的目标点，按照不同设计方法设计出来的轨道，其长度是不同的。显然应尽可能选择轨迹长度短的轨道，减少无效进尺，既可以提高钻井的经济效益，也可以降低施工风险。同时应尽量缩小可钻性较差的地层进尺，例如尽量避开研磨性的宁武盆地石盒子组地层。
(4)钻柱摩阻和扭矩最小
煤层气多分支井的显著特点是水平位移大，分支较多，80%以上的进尺为水平段，从而导致钻柱和套管柱在井眼内摩阻和扭矩很大，以及钻压难以加上等问题，摩阻和扭矩是多分支水平井的水平位移大小的主要限制因素，所以应尽可能选择摩阻扭矩小的轨迹。
(5)考虑到煤层的井壁稳定性差，主井眼和分支井眼要处于煤层的中上部位，以利于安全钻进。
(6)分支井眼长度、方位和距离的优化设计需要结合煤层气藏、钻柱力学和经济评价等多方面的因素进行综合考虑。
4.3多分支水平井井身结构优化设计
井身结构优化设计是保证全井安全、快速钻达目的层并达到开发目的层的重要前提。某国外公司在山西打了一口煤层气多分支水平井，由于设计的套管鞋进入了煤层，固井时密度为1.80g/cm3的水泥浆将煤层压裂，导致三开后的井壁坍塌，从而影响了整个井的施工。煤层气多分支井井身结构设计与常规油气井的设计略有区别，需考虑洞穴井与水平井的连通、后期的排水采气和煤层井壁稳定等因素。
水平分支井通常采用的井身结构为：φ244.5mm表层套管×H1＋φ139.7mm技术套管×H2（下至造斜段结束处）＋φ121mm主水平井眼（裸眼完井）＋φ121mm分支水平井眼。
洞穴井的井身结构一般为：φ244.5mm表层套管×H1＋φ139.7mm技术套管×H2（煤层顶）＋裸眼段（包括口袋）。
另外，煤层气多分支井井身结构的优化设计还需考虑以下因素：
(1)由于煤层承压强度低，技术套管一定不能下到煤层中，防止固井时将煤层压裂，导致后续钻进过程中的井壁坍塌。
(2)从抽排采气的角度考虑，套管必须将煤层上部大量出水的层位封堵。
(3)为了在洞穴井井底造洞穴，井底必须留有合适的口袋。口袋留深以不揭开下部含水层为基本原则，应优先考虑增大口袋留深。
(4)如果多分支水平井为多羽状，则水平井的技术套管不能下到造斜段中，应下到造斜点以上部分，以便于后续的裸眼侧钻。
我们在山西沁水实施的PZP08井组的三个分支水平井PZP08-1H，PZP08-2H，PZP08-3H，该井组分别连通三口对应的直井，共计24个分支，
累计进尺15355米，煤层进尺14123米，其中PZP08-2H该井主井眼井深1600米，最大水平段长1192米，钻井总进尺2379米，总进尺5987米，该井在进入水平段后在煤层中与相邻直井进行连通，是一口典型的多分支水平井。现已实现了单井平均产量超过5万方的高产气流。
PZP08-1H井钻具组合
PZP08井组实钻图及连通示意图
5、充气欠平衡钻井技术
充气欠平衡技术是煤层气开发的一种先进技术，这项技术在国外已广泛地应用于油气勘探和开发领域，美国90%以上的煤层气井都是采用欠平衡技术。在我国欠平衡钻井在煤层气行业的研究和应用起步较晚，但
仍然取得了喜人的成果。目前我们将这项技术应用在连通水平分支井的施工中，在煤层气钻井中采取向连通的直井内注气的方法，来实现欠平衡的目的。
5.1技术优点
(1)钻井效率高、施工周期短，一般完井只需3-5d，而水基钻井液钻井技术一般需要15-20d。
(2)钻井工程成本低，可节省20%的费用。
(3)对煤层伤害小，大约是泥浆钻井技术的10%。
5.2作业原则
目前适合煤储层的钻井液体系主要有四种，即充气钻井液、泡沫流体、地层水和空气。充气钻井液是将气体注入钻井液内形成以气体为离散相，液体为连续相的充气钻井液体系。它主要适合于地层压力系数为0.7～1.0g/cm3之间的储层，而且不受地层大量出水的影响。充气钻井液保护储层的机理是通过泥浆中充气以减少其当量密度，从而降低液柱对井底的压力，最后达到在井底形成负压差以实现欠平衡钻井。煤层气多分支水平井常用的注气方法为洞穴井井筒注气法和油管注气法。洞穴井井筒注气法工艺简单，成本低，适用于浅层煤层气的开发。
油管注气法是一种实用的注气方法，洞穴井完钻后下入注气油管和井下封隔器，然后压缩气体通过油管进入到水平井的环空，这种注气方式适合在煤储层较深的洞穴井中使用。即使在近平衡注气的情况下（注气量很小），由于注气油管直径较小，压缩空气能在短时间内进入水平井环空，从而改善了气液两相流的均匀性，使欠平衡工艺更容易控制。另外，油管注气法容易实现欠值很小时的欠平衡作业，这样对于煤层井壁的稳定性具有相当大的益处，从而实现了既保护煤层又安全钻进的目的。
为了实现充气欠平衡的安全钻进，还需规范欠平衡起下钻、欠平衡
接单根等作业，例如接单根时的过量注气容易将水平井直井段的泥浆排空，从而诱发井喷、地层坍塌等井下复杂。具体作业原则如下：（1）当注气压力低于安全注气压力时立即停止注气，安全注气压力由注气量、井身结构、泥浆密度等因素决定。
（2）环空有大量气体返出时严禁接单根，必须停止注气，然后等到空气全部返出时才可以接单根。
（3）进行起下钻作业时，上提下放速度应平稳，尤其在煤层段应缓慢上提，防止引起井眼坍塌。
（4）由于煤层中的钻速较高，环空中的煤屑量较多，每钻进30～60m 应充分循环钻井液。
6、煤层绳索取心技术
煤层具有层系多、易破碎的特点，选择合适的取心方式和工具成为提高效率和收获率的关键。为了对煤储层进行评价研究，需要采取煤心确定煤岩的结构、煤阶、渗透率、裂缝(割理)展布及大小等煤层参数。同时还要做解析、吸附试验等，并据此来计算开采区煤层气储量，预测产气量。为井网布置、射孔、压裂设计等提供依据。因此与常规油气井取心相比，煤层气井取心有其特殊性。具体要求：
a．煤心直径尽量大；
b．采取率高；
c．出心速度快，气体散失少；
d．煤心质量和原始状态保持好；
e．取心成本低。
油气田目前使用的常规油气钻井取心工具和工艺，不能满足煤层气井对取心的要求。而使用油气田目前现有的特殊取心(如保压密闭取心、橡皮套取心等)工具，则工艺复杂、成本高。因此绳索取心工具和工艺就
成了最佳选择。
目前，采用中原自行研制的改进型煤层气绳索取心工具“SQ-DC1”以及绳索取心技术，整个取心时间在20-30min内，可以满足煤层气勘探对取心的要求。应用于山西不同区块BD-9、BD-10、BD-11、SF-2、寿阳05H等10多口煤层气井, 煤层取心收获率均能达到90%以上，在煤层之间的泥岩和砂岩地层中取心时，岩心柱较完整，收获率一般都能达到95%以上，取心效率和收获率大大提高。
7、煤层气防塌技术
针对煤层气施工的特点，结合油气井聚合物防塌体系，形成了K－盐聚合物防塌体系，重点在提高钻井液的抑制性，同时使钻井液具有一定的造壁性、保护井壁和悬浮、携屑能力。这种体系既解决了煤层气井钻进过程中井壁坍塌问题，又满足了井控的要求。
在煤层气工业开采初期，采用裸眼法完井，但是这种完井方法受到很多限制，包括完井层数（通常只有一个）和井眼可能出现坍塌；下套管的井对煤层暴露有限，煤层气不能有限的采收。煤层气水平分支井采用小井眼能够防止煤层的坍塌，就是连通分支后，在煤层段上部的技术套管内下入桥塞座封，然后填水泥封固，使每个直井都独立生产，从而大大提高采收率。
8、煤储层保护技术
煤储层保护一直是整个钻井完井过程施工中必须重点考虑的问题之一。钻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。而在水平分支井中有效的避免了这一难题。
在煤层气井钻井施工过程中，针对该地区的岩性特点采用了低固相钻井液和清水两套体系。煤层段以上和连通段采用低固相钻井液，以安
全钻井为主；煤层水平段延伸以清水钻井为主。由于采用了两套钻井液体系，较好地预防了上部地层复杂情况的发生，同时对下部煤层段也做到了有效的保护。
主要措施有以下几个方面：分层钻井液体系及维护处理方法；合理选择处理剂的配伍性；利用欠平衡设备采用充充气欠平衡钻井技术；缩短完井时间，减少井下事故。
三、煤层气井完井技术
1、煤层气固井储层保护技术
由于煤层气机械强度低，易破碎，裂缝发育，常规固井水泥浆密度大，形成压差大，易造成地层漏失，滤液和固相颗粒堵塞孔道等伤害，影响煤层气的开发。因此，我们将油气井固井技术和煤层气地层特性有机结合并进行了深入研究，形成了煤层气固井水泥浆体系。
1.1超低密度防漏水泥浆固井技术
低密度水泥浆种类较多，有空心微珠低密度，泡沫低密度，火山灰低密度和其他类型低密度水泥浆等。
泡沫低密度水泥浆由于其强度低，不能满足射孔和酸化压裂的需要，一般只能作为填充水泥浆使用。火山灰和其他类型低密度水泥浆的密度相对较高，对储层保护不利。空心微珠是煤燃烧后经水和电除尘处理的产品，与煤的亲合力较好，密度低、抗破能力可达14MPa，能满足煤层气固井和生产作业的需要。
我们研制的高强超低密度水泥浆，其密度可降至1.20g/cm3，水泥石抗压强度可达14MPa以上，在油层固井中应用较多，在煤层气固井中也进行了成功应用，效果良好。
1.2防滤液侵蚀储层固井技术
水泥浆滤液与煤层和流体作用而引起储层的损害。水泥浆失水量通
常均高于钻井液滤失量，没有加入降失水剂的水泥浆API失水量可高达1500mL以上。室内试验结果表明，由于水泥与水发生水化反应时在滤液中形成大量Ca2+、Fe2+、Mg2+、OH-、CO32-和SO42-等多种离子。OH-离子会诱发碱敏矿物分散运移；Ca2+、Fe2+、Mg2+、CO32-和SO42-离子还可能与地层流体作用形成无机垢，滤液还会发生水锁作用与乳化堵塞；滤液中所含表面活性物质可能使岩石发生润湿反转等。上述这些作用都会使煤层受到损害。针对上述特性，结合油气井固井保护储层技术，形成非渗透水泥浆体系，在现场应用见到了良好效果。
2、防腐蚀固井技术
煤层气主要成份甲烷（CH4），除此外还含有H2S和CO2等，其中，H2S 和CO2等为典型的酸性腐蚀环境，对套管、固井工具附件易产生氢脆和腐蚀破坏，高温高压条件下与水泥石中的水化产物如CaCO3、C-S-H凝胶等发生反应，降低水泥石的强度并增加渗透率，为气窜提供通道，而且CO2侵入水泥浆体，对水泥浆性能产生影响，进而腐蚀水泥石和套管，导致煤层气井寿命降低。因此中原油田将普光气田使用的微膨胀防窜、耐腐蚀胶乳水泥浆体系在煤层气固井中进行了改良，取得了显著的应用效果。
四、认识与建议
（1）建立完善的煤层气井风险评估体系，包括煤层井壁稳定力学评价，断层、煤阶和地层倾角等储层特性的影响评估方法。
（2）完善和优化煤层气水平井工艺，包括欠平衡工艺优化设计、井眼轨迹和井身结构优化设计、煤层造洞穴等工艺。
（3）建立煤储层保护和污染评价方法，优选充气钻井液、泡沫流体、地层水等无污染或低污染钻井液体系。
（4）研究多羽状水平井钻完井工艺，在单羽状水平井的基础上试验2～4羽状多分支水平井，进一步提高煤层气的开采效益。
（5）研发配套的煤层气多分支水平井设计软件与井下工具，包括煤层造洞穴工具、高效减阻接头和电磁测距装置等。
参考文献
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2.05
2.何宝兴等《煤层气钻井完井技术的研究和运用》200
3.10
3.田中岚《山西晋城地区煤层气钻井完井技术》2001.03
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
煤层气钻井中的几个关键技术问题 2008-11-17 来源 关于煤层气 1.1煤层气的成因及主要成份 煤层气是一种在含煤岩层中，以腐植性有机物质为主的成煤物质在成煤过程中自生、自储式非常规的天然气，俗称瓦斯，主要成分为CH4，占90%以上。煤层气在煤层中生成，并以吸附、游离状态储存在煤层及邻近岩层之中。 1.2煤层气的危害 煤层气一直被看作是对煤矿开采造成严重安全威胁的有害气体，在煤炭开采史中，由于煤层气导致了多起瓦斯、煤尘爆炸事故和煤与瓦斯的突出事故。煤层气的主要成分甲烷是具有强烈温室效应的气体，其温室效应要比CO2大20倍，散发到大气中的甲烷污染环境，导致气候异常，同时大气中的甲烷消耗平流层中的臭氧，而臭氧减少使照射到地球上的紫外线增加、形成烟雾，还可诱发某些疾病，危害人类健康。 1.3煤层气的利用 另一方面，甲烷作为煤层气的主要成分，其常温下的发热量为3.43～ 3.71MJ/Nm3，其热值与天然气相当，是一种高效、洁净的非常规天然气，可以用作民用燃料，也可以用于发电和汽车燃料，还是化工产品的上等原料，具有很高的经济价值。 1.4山西沁水潘庄矿区煤层气开发 山西沁水潘庄矿区煤层气开发已经初具规模，其中由中联公司开发的煤层气井日产气量平均在2000m3以上，主要用作化工及工业燃料、汽车燃料等，山西晋城煤业集团所属的寺河煤矿正在建设全国最大的120MW燃气轮低热值煤层气发电站。 1.5煤层气钻井工艺 煤层气钻井工艺基本和石油钻井工艺相似，都是在井眼钻成后，全井下生产套管，固井，然后通过射孔、压裂等工艺，最后达到采气的目的。一九四队从2006年8月起在山西沁水县为中联公司施工煤层气井，已成功完井6口，进尺2800多米，实现产值300余万元。本文结合煤层气井施工的实际，提出煤层气井钻井施工中防止井斜、钻井液固相控制、煤层钻进、下套管和固井这四个关键性技术问题。 2.煤层气钻井施工中的几个关键技术问题 2.1钻井防斜 2.1.1煤层气钻井对井斜的要求 由于在钻井完成后，还要进行射孔、压裂、安装井下装置等后续施工，对于钻井质量中的井斜有严格的要求，井深500m井斜0～1.0°为优质，1.0～2.5°为合格，超过2.5～3.0°为不合格，超过3.0°为报废。 2.1.2造成井斜的主要原因
2010年第25期（总第160期） NO.25.2010 （CumulativetyNO.160） 摘要：在煤层气开发过程当中，掏穴井既能取得分层参数，为多分支水平井钻井施工提供可靠依据，又可作为欠平衡施工的注气井，在生产阶段作为多分支水平井排采井。文章介绍了掏穴井施工中，应选用合理的钻具组合、适当的钻井参数以及先进的掏穴技术。 关键词：多分支水平井；煤层气掏穴井；钻井工具；钻井参数；掏穴技术 中图分类号：TE241 文献标识码：A 文章编号：1009-2374 （2010）25-0133-02 在丹麦哥本哈根召开的联合国气候变化大会，使降低二氧化碳排放成为人们关注的话题。毫无疑问，未来低碳排放是社会发展的一个重要方向。近年来，随着我国一系列扶持煤层气产业发展的优惠政策出台，国内外企业对中国的煤层气产业的投资不断加大，使得我国煤层气钻井技术有了突破性的发展。特别是煤层气水平井的广泛应用，极大的推进了煤层气开发和煤矿瓦斯治理的进步和创新。然而每口煤层气水平井的成功都离不开一个重要的因素，那就是先期要有一口成功的联通直井即掏穴井，掏穴井是取得该地区分层参数，为多分支水平井钻井施工提供可靠依据，又是作为欠平衡施工的注气井，更是生产阶段作为多分支水平井排采井。 1 地质概况 钻遇地层由老至新分别为石炭系上统太原组(C 3 t)、二 叠系下统山西组(P 1s)、二叠系下统下石盒子组(P 1 x)、二叠系 上统上石盒子组(P 2 s)和第四系(Q)，其中石炭系上统太原组 (C 3t)和二叠系下统山西组(P 1 s)为主要含煤地层。 2 技术要求 (1)完井井斜不大于2°。 (2)井底水平位移不大于10m。 (3)全角变化率(/30m)不大于1.50。 (4)单点：50m/点；电子多点：10m/点。 (5)钻井液体系：坂土浆，以防垮、防漏为主。泥浆性能：密度1.05～1.08g/cm3，粘度不限制。应具有较强的携砂能力。 (6)表层套管低于地面0.38m，生产套管低于地面0.10m，生产套管与表层套管之间采用环形钢板来固定。 (7)穿过3#煤层底板以下65m完钻，井内无沉渣。 (8)完钻后，经测电子多点来确定3#煤层的确切方位与水平位移；经电测来确定3#煤层顶底板的确切位置。 (9)电测后下入177.8mm生产套管，3#煤层下1根玻璃钢套管，玻璃钢套管下深必须在3#煤层底板0～0.40m之间。生产套管固井时，水泥返高为3#煤层顶板以上200m。 (10)生产套管固井后，候凝30小时透水泥塞，透水泥塞至阻流环以上0.50m处；候凝48小时掏穴。 (11)掏穴掏出的煤必须在0.5m3左右及掏出的洞穴不得小于500m，填砂前必须将孔内泥浆置换成清水，填砂位置必须高出洞穴底板0.5～1.00m之间。 3 钻井施工 一开采用用Ф311.20mm牙轮钻头，钻进至二叠系上石盒子组砂岩5～10m左右完钻；下Ф244.5mm表层套管固井候凝48小时后；下入Ф215.9mm牙轮钻头，下接Ф159mm钻铤6～8根，以下接Ф89mm钻杆，钻进至200～250m(下石盒子组)之间把Ф215.9mm牙轮钻头换成Ф215.9mmPDC钻头，钻进至3#煤层底板把Ф215.9mmPDC钻头换成Ф215.9mm牙轮钻头直至完钻。 在一开钻进时，由于地层不稳定，易漏失，钻压为8～20kN，转速为30rpm，排量在10～16L/s之间，泥浆比重在1.08～1.10g/cm3之间，粘度在18～20s之间，pH值为8.5。 二开钻进至200～250m(下石盒子组)之间，地层不稳定，软硬不一，多为灰白色、灰色砂岩，紫红色泥岩及少量灰绿色、灰色砂质泥岩，钻压为35kN，转速为30rpm，排量为16L/ s，泥浆比重在1.05～1.08g/cm3之间，粘度在15～18s 之间，pH值为8～8.5。200～250m(下石盒子组)钻进至3#煤层顶板，地层稳定，多为浅灰-灰-深灰色泥岩、砂质泥岩及浅灰-灰色砂岩，钻压为30kN，转速为60r/min，排量为16L/s，泥浆比重在1.05～1.08g/cm3之间，粘度在15～18s之间，pH值为8。3#煤层钻压为8kN，转速为30rpm，排量为16L/S，泥浆比重在1.02g/cm3，粘度在15s 之间，pH值为8。3#煤层底板至完钻，地层岩性为灰色灰岩，灰黑色泥岩及深灰色砂岩，钻压为45～50kN，转速为60rpm，排量为16L/s，泥浆比重在1.08g/cm3，粘度在18s，pH值为8。 二开完钻后由电子多点测斜数据来确定3#煤层的确切方位与水平位移；经电测来确定3#煤层顶底板的确切位置； 煤层气掏穴井钻井工艺浅析 胡向志 （河南豫中地质勘察工程公司，河南 郑州 450053） -- 133
完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。
第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
煤层气井钻井完井技术浅议 蒋作焰 【摘要】：煤层在储层物性、机械力学性质及储集方式等方面具有与常规油气储层不同的特征；这些特征决定了煤层气井钻井、取心、完井及储层保护诸技术的特殊性。据此，我们从钻井完井工程的角度分析了现有技术存在的问题和制约煤层气开发效果的主要因素。研究并形成了一整套煤层气井的取心技术、储层保护技术和完井技术。这套技术应用于中国多个煤层气试验开发区，不仅满足了地质评价的需要，也为实现煤层气工业性开采起到了积极推动作用。 【关键词】：煤层气钻井技术完井技术 【作者】：蒋作焰2006年毕业于长江大学石油工程专业，中原石油勘探局钻井一公司工程师。
前言 煤层气又称煤层甲烷,是一种优质高效清洁能源。凭借良好的安全效益、环保效益和经济效益，煤层气的勘探开发已在国际上引起广泛的关注。我国煤层气资源十分丰富,但是目前我国的天然气勘探开发还处于起步阶段。中原钻井通过多年的攻关研究和试验，形成并掌握了一整套适合煤层气的钻井完井工艺技术，其内容包括：煤层造穴技术、连通技术、煤层井眼轨迹控制技术、水平分支井技术、充气欠平衡钻井技术、煤层绳索取心技术、煤层气完井技术、煤储层保护技术、煤层气井完井技术等。 一、煤层气井钻井完井的特殊性 煤层气钻井完井技术是建立在煤层地质力学性质及开采要求基础之上的。煤层具有不同于其他储层的特殊地质特性表现在以下几个方面： 1、井壁稳定性差，容易发生井下复杂故障。 煤层机械强度低，裂缝和割理发育，均质性差，存在较高剪切应力作用。因而煤层段井壁极不稳定，在钻井完井过程中极易发生井壁坍塌、井漏、卡钻甚至埋掉井眼等井下复杂。 2、煤层易受污染，实施煤层保护措施难度大。 煤层段孔隙压力低且孔隙和割理发育，极易受钻井液、完井液和固井水泥浆中固相颗粒及滤液的污染；但在钻井完井过程中，为安全钻穿煤层，防止井壁坍塌，又要适当提高钻井液完井液的密度，保持一定的压力平衡。这就必然会增加其固相含量和滤失量，加重煤层的污染。因此，存在着防止煤层污染和保证安全钻进的矛盾，从而使实施煤层保护较油气层更为困难。 3、煤层破碎含游离气多，取心困难。
煤层气钻井井控实施细则（暂行） 中石油煤层气有限责任公司 ○二一一年四月
目录 一一一总则 一一一风险评估和分级管理 一一一一级风险井井控管理 一一一二级风险井井控管理 第五章防火、防爆措施 第六章井控应急救援 第七章井控技术培训 第八章井控管理制度 第九章附则
第一章总则 第一条煤层气是一种以吸附态吸附在煤的微孔隙表面的气体，需要通过排水降压方式才得以采出，是一种非常规气藏。 第二条为了进一步推进煤层气钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏。参照中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合煤层气自身开发特点制定本实施细则。 第三条本实施细则适用于煤层气勘探开发钻井工程施工作业，进入所辖地区的所有钻井队伍及相关技术服务队伍应执行本细则。 第二章风险评估和分级管理 第四条井控风险评估 根据煤层气特点，将煤层气钻井作业风险划分为两级，按二 级井控风险进行管理。 一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的开发井、评价井。 二级风险井：不含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探（评价）井、开发井。 第五条井控分级管理 （一）井控装备配套 一级风险井必须安装防喷器，二级风险井在满足一次井控的条件下，可不安装防喷器。
（二）管理要求 一级风险井：相关建设单位在公司专业管理部门的指导下全 面进行管理。 二级风险井：相关建设单位独立进行全面管理。 第三章一级风险井井控管理 第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成 部分，公司地质、工程设计部门要严格按照井控设计的相关要求进行井控设计，需由公司主管部门负责审核审批。 第七条钻井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，并制定有针对性的井控措施和应急预案。 第八条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层压力系数、浅气层、有毒有害气体资料和复杂情况。 第九条工程设计应根据地层压力系数、浅气层资料、岩性剖面及安全钻进的需要，设计合理的井身结构和套管程序，绘制 各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。 第十条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值0.02g/cm3～0.15g/cm3；具
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥射孔 （1）裸眼 （2）割缝衬管完井 （3）衬管管外分段封隔完井 （4）水泥固井射孔完井 的实际经验。完井方式对于水平井今后能否进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。某种钻井方式只能适应于某种完井方式。 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井
段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用： 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽 度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择 孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。 在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效 地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也 能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下
入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器 4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。 注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft； 2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft； 3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）； 4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。 二、完井方式选择 在选择完井方式时，必须重点考虑以下几个方面的问题： 1、岩石地层 若考虑裸眼完井，重要的是保证岩石是致密的，同时钻井过程是稳定的。经验报告和文献指出，若水平井方向是沿着水平最小应力钻井，则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法
水平井技术措施 1. 侧钻 1) 直井段要保证钻直，钻进至造斜点测ESS，及时计算出井身轨迹数据，以此为依据计算设计下部施工的井眼轨道； 2) 侧钻井段要选择在井径规则、钻时较快的井段，最好是砂岩段； 3) 水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，检查水泥塞质量。检查方法：修水泥面，试钻钻压50~80千牛，钻时不高于5~8分/单根，水泥塞质量达到上述要求后钻至侧钻点井深； 4) 侧钻用直马达加弯接头，使用MWD监测井身轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功； 5) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 6) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 7) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 8) 钻井参数服从马达参数，轻压，根据钻进直井段时的钻时选择控制好侧钻钻时； 9) 随时注意钻进时的返砂情况，根据返砂情况及时调整钻井参数，确认新井眼与老井眼偏离2米，新砂样达90%，可确定出新井眼，方可起钻； 10) 起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出； 11) 起钻后采用导向系统钻进。 2. 导向钻进 1) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 2) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 3) 若下钻遇阻，划眼时应保证工具面是钻进该井段时使用的工具面； 4) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 5) 钻井参数参考马达使用参数； 6) 如果造斜率偏高，马达角度在2度以下可考虑采用10－30转/分以下的转速启动转盘导向钻进; 7) 如果造斜率偏低，起钻换高角度马达； 8) 工具造斜率应稍高于设计造斜率，避免因造斜率不足而起钻； 9) 实际施工过程中，应使实钻轨道尽量靠近设计轨道； 10) 根据现场实际情况，分段循环，及时短起下，保证井眼清洁； 11) 钻具倒装，原则是井斜30度以深井段采用18锥度钻杆，加重钻杆
海洋石油深水钻完井技术概述 摘要：深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。在充分借鉴我国浅水钻井设计和国外深水钻完井设计及施工经验的基础上，研究并提出了深水钻完井设计的技术流程与工作方法，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，克服了深水特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，具备了国内外深水自主作业能力。 关键词：深水；钻完井；作业实践；超深水跨越 目前，世界各国高度重视深水油气的勘探与开发，以BP、Shell、Petrobras 等为代表的油公司和以Transocean等为代表的服务公司掌握了深水钻井完井关键技术，主导着深水油气勘探开发作业。我国南海是世界四大油气聚集地之一，其中70%蕴藏于深水区。深水是挑战当今油气勘探开发技术和装备极限的前沿领域，尤其是在恶劣海洋环境下，如何安全、高效地开展深水钻完井作业成为了业界极为关注的焦点[1-3]。因此，研究深水钻完井所具有的特点，把握其发展趋势，对于促进我国石油工业可持续发展、增加油气产量、保障能源安全具有重要意义。1深水钻完井设计面临的挑战 在深水环境钻完井难度很大，深水钻完井设计不同于常规水深的钻完井设计，主要面临以下几个方面的挑战： 2.1深水低温 海水温度随水深增加而降低，深水海底温度通常约为4℃，海水的低温可以影响到海底泥线以下约数百米的岩层[4]。低温带来的问题主要包括：海水低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化，在该温度下容易形成水台物，而且这样低的温度的对于钻井液和水泥浆的物理性质有很大的不利影响。会使钻井液的黏度和密度增大，钻井液的黏度增大可产生凝胶效应，在井筒流动中产生较高摩擦阻力，增大套管鞋处地层被压开的风险。容易引起钻井液稠化，使其流变性变差。低温还会延缓水泥水化导致水泥胶凝强度和水泥石抗压强度发展缓慢，流体易侵入水泥基体，容易造成油、气、水窜，后续作业无法顺利进行，影响固井质量。 2.2浅层气和浅层流
整个勘探开发流程:地质勘察—物探—钻井—录井—测井—固井—完井—射孔—采油—修井—增采—运输—加工等。 油气钻完井学术问题的分类：①力学问题：流体力学、管柱力学、岩石力学②化学问题③工程地质问题④关键技术问题：井眼轨迹控制技术、井眼失稳与控制技术、高效破岩与洗井技术、储层保护技术、综合设计方法、钻井成本问题、钻井污染问题 ~各项技术的问题：深井超深井，水平井，大位移井，连续管，小井眼，欠平衡 软件的定义：软件是计算机系统中与硬件相互依存的另一部分，它是包括程序，数据及其相关文档的完整集合 岩石力学的研究内容及目的：①研究岩石在载荷作用下的应力、变形和破坏规律以及工程稳定性等问题②研究岩石在各种应力状态下的力学性质和机械性质目的：选择合适的钻头类型 破岩方式按岩石破碎机理分类：①热力破坏②熔融和汽化③化学溶解④机械破碎 特殊注水泥方式：特殊方法的使用基于井下特殊情况：①低破裂梯度存在而水泥要求高返时用双级法②大尺寸套管注水泥用内管法③有低压漏层的大裂隙条件用外管法④ 极易漏失井用反循环法⑤特殊井为提高充填质量的浅井用延迟法 传统的套管设计存在的主要问题 一是对套管受力形态的认识，认为套管所受的外挤力只是由静水柱压力或泥浆柱压力产生的，没有考虑在开发过程中地层对套管的作用力； 二是外挤力对套管作用方式的认识，认为套管所受的外挤力沿套管径向均匀分布，没有考虑在开发过程中套管可能受到的非均匀载荷、集中对向载荷以及剪切载荷； 三是对套管强度的认识，认为作用于套管的载荷是均匀的，套管的强度就是API套管强度，而实际上载荷不是均匀的，在多向应力的作用下套管抗挤强度已不是原有强度 井架组成：主体、天车台、天车架、二层台、立管平台、工作梯分类：塔形井架、前开口井架、A型井架、桅形井架基本参数：最大钩载、高度、二层台容量。 深井快速钻井技术一般从哪三个方面考虑： 一、装备方面：选择大功率，高性能，自动化程度高的钻机，选用先进钻头，采用其他先进设备和井下工具二、工艺方面：实施实时监控，优化钻井参数，用优质钻井液进行平衡钻井，实现科学化钻井作业三、执行方面：加强管理，尽量减少钻井事故影响深井钻速的主要原因：①地质因素和井身结构设计不合理造成复杂情况影响钻速②大直径井眼机械钻速低③深井段致密硬塑性泥页岩，泥质砂岩和砂质泥岩等难钻地层机械钻速低④小直径井眼机械钻速慢 螺杆钻具的工作原理：钻井液流过马达，在马达的进出口形成压力差，推动转子旋转，将扭矩和转速通过万向轴和传动轴传递给钻头，即将液体的压力能转化为机械能。 涡轮钻具的工作原理：当钻井液流经涡轮定子时，因流向改变而产生的反作用力矩可推动转子旋转，从而带动主轴旋转，并把转矩传递给钻头。 涡轮钻具和螺杆钻具的区别：①结构差异②工作原理不同③工作特性的区别④转速差异⑤压降差异⑥耐温性能差异⑦直径影响的差异⑧横振差异⑨长度差异 等壁厚定子的优点：①可以避免常规定子橡胶滞后热的积聚效应，降低因之导致的橡胶破坏风险②散热性好，可有效减缓橡胶的热老化，可以适应更高的井底温度③热膨胀、溶胀均匀，有效保证马达线型，提高密封性④橡胶层薄，单级密封压力高 钻杆横向振动发生的机理：①屈曲引起底部钻具组合的横向振动： 直井，中性点以下钻柱的轴向力足以使钻柱产生静力失稳，钻头旋转阻力矩使平面屈曲转化为空间螺旋屈曲，钻柱的运动不稳定，出现公转-涡动。 ②钻头与地层相互作用引起BHA横向振动③其他因素引起的横向振动
作者简介:黄洪春,1966年生,工程师;1986年毕业于重庆石油学校钻井专业,现从事煤层气研究与试验工作,已发表论文 10余篇。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱。电话:(010)69213379。 Ο加里?特瑞特.新型水平定向钻井系统.煤矿区煤层气项目投资与技术国际研讨会论文集.2000年9月北京。 煤层气定向羽状水平井钻井技术研究 黄洪春 卢明 申瑞臣 (中国石油勘探开发研究院廊坊分院) 黄洪春等.煤层气定向羽状水平井钻井技术研究.天然气工业,2004;24(5):76～78 摘 要 从煤储层特性分析入手,讨论了现有煤层气井增产技术的不足,阐述了用特殊的羽状水平井来提高煤层气单井产量的有利条件。并通过室内实验和研究,介绍了煤层气定向羽状水平井的设计方案、钻井关键技术和主要工具结构原理,提出了在国内现有技术与装备条件下相应的实施方案和建议。所述技术对中国煤层气的开发具有实际应用价值。 主题词 煤层气 羽状水平井 设计 钻井技术 煤层实施羽状水平井的有利条件 由于垂直井贯穿煤层割理系统长度有限(通常为煤层厚度),而煤层气藏基岩渗透率很低,为获得经济产量需要对煤层实施增产措施。从我国煤层气试验井来看,先后试验了水基压裂液压裂、CO 2泡沫压裂、裸眼洞穴等多种增产技术措施。 对各向异性的煤层气藏压裂水力裂缝方位研究表明,水力裂缝通常沿与面割理(煤层主应力和渗透率方向)平行方向延伸,不能充分地进入煤层深部。加之煤层机械强度低、易压缩,压裂裂缝难以控制,压裂砂易嵌入煤岩使其对煤层的支撑效果大大降低,并有可能在裂缝周围形成一个屏障区。从8口裸眼洞穴完井的试验情况来看,因造洞穴方式和施工工艺的不同,未达到改善近井地带渗透率而使增产效果差。 理论研究和常规油气储层实践证明,当储层纵横向渗透率比值大于0.1时钻水平井效果显著,其产量可达直井的3～10倍,煤层气储层渗透率完全符合该条件。 要在渗透率较低的煤储层中获得经济的煤层气产量,需要更多的煤层裸露和割理系统沟通才能实现,而羽状分支水平井可以做到这点。 综上所述,煤层气储层具有钻羽状水平井有利 的条件。 煤层气定向羽状水平井设计 所谓羽状分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道,分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统,最大限度地沟通裂缝通道,增加泄气面积和气流的渗透率,使更多的甲烷气进入主流道,提高单井产气量。 1.煤层气羽状水平井完井方法 对于煤层气定向羽状分支水平井的完井方式,工艺较简单,主要采用裸眼完成,直接投产。 2.井身结构 煤层气需要通过排水降压解吸附才能产出,因此,定向羽状水平井井身结构必须考虑排水采气。参考美国已成功完成的羽状分支水平井钻井方案Ο,结合我国煤层特点提出如下两种井身结构方案。 方案一,需要另钻直井抽排水。 215.9mm 井眼在目的煤层顶部下入 177.8mm 技术套管并注水泥固井;用 152.4mm 钻头小曲率半径造斜进入煤层,并在煤层中钻500～1000m 长的主水平井眼;然后用 120.6mm 钻头由下往上在主水平井眼两侧不同位置交替侧钻出4～6个水平分支井眼。单个水平分支井眼长300～600m ,与主水平井眼成45°夹角,全部采用裸眼完井。最后,在距水平井井 ? 67?
川西水平井钻井技术研究 【摘要】水平井是在定向斜井钻井技术基础上发展起来的一项钻井技术，单井增产效果明显。近年来由于水平井的大量投产，水平井技术在川西得到了较广泛的应用，通过不断研究和探索，总结出了部分川西水平井施工工艺技术。本文从川西地层钻井状况结合水平井工程难点进行分析，详细阐述了针对难点的技术措施，为今后的水平井施工提供参考。 【关键词】川西；水平井；钻井技术 一、川西地层钻井状况分析 川西地层复杂，上部地层易漏，下部地层高压，施工难度较大，下面以新场构造、孝泉构造、马井构造为例分析川西地层钻井状况：川西新场气田蓬莱镇组气藏为大型次生气藏，区块内为陆相砂、泥岩沉积，断层、裂缝不发育，新场构造地层岩石强度大、可钻性差、机械钻速低、钻井周期长，由于高压超高压地层，易出现常规钻井井涌、井漏等复杂情况。 川西孝泉构造气藏，为下覆地层通过断层裂缝向上运移而成的次生气藏，储层处高压状态，裂缝性高压气藏，往往伴随着井漏，严重时会导致井喷，并且裂缝通道的漏失安全密度窗口很窄，安全钻井液密度窗口选择困难，井控难度大。 马井构造位于川西中部，马井构造浅部地层的第四系及白垩系以种植土、砂砾层、泥岩及石膏、砾石为主。由于浅井段的砂砾层及地层界面的不整合接触在钻井过程中易发生井漏。砂砾层、泥岩与粉砂
岩及石膏夹层造成井眼失稳，极易产生井塌、掉块卡钻、下套管作业困难等情况。 二、川西水平井钻井施工难点 川西地区地质条件复杂，水平井施工风险高、易发生井下复杂情况，除设计上合理确定井身结构外，更重要的是解决施工过程中的难点问题。川西水平井施工难点主要集中表现在以下三个方面：一是轨迹控制难度大。由于水平井一般是三维靶体，井眼轨迹不仅要求进入窗口，更要求避免进入水平井段时由于钻头穿出靶体而导致的脱靶现象；摆放工具面角难度系数大。水平井斜井段不断延伸，随之井眼摩阻不断增大，导致钻具在井眼中不易转动，工具面角的摆放问题尤其表现出难度所在；控制难度系数大。因工具造斜能力的模糊性以及地质的不确定性和测量信息缺乏时效性等各种客观因素的制约，致使水平井中的水平井段控制和着陆控制难度大大增加。 二是钻柱与井眼之间的摩阻较大。受水平井造斜段井斜角的作用，井眼的弯曲程度对相应钻柱的受力具有较大的影响，并且当钻具进入水平段后，随着井眼轨迹的上下波动，摩阻越来越大，钻具拖压压风险增大。因此，确定合理的钻具组合是水平井又一施工难点。 三是井眼净化难度大。由于水平井段钻具整体躺在下井壁上，钻具与井壁的轴向摩擦和径向摩擦加大了起下钻阻力和扭矩，易造成钻具遇阻、遇卡、钻杆胀扣、脱开等井下复杂情况，大斜度井段和水平段的岩屑不易携带，易形成岩屑床，如果净化不好将导致摩阻和扭矩的增加，造成下套管和固井作业不能顺利进行，因此，加强井眼净化，
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
钻井技术完井和交井操作规程 1.1 完井和交井应具备的条件 1.1.1 井眼质量 1.1.1.1 井内无影响产层或进一步作业（如测井、试井仪器下出油管鞋）的落物，套管无变形及破裂，油管与环形空间不堵塞。油管不卡、不断、不漏。油管下入深度合格，管内畅通，下部带有标准油管鞋，能保证测井、试井仪器顺利通过。井身质量合格。 1.1.1.2 已获工业性油、气井，必须将井内积液喷尽。尚未试油的井，套管鞋内应用清水循环二周以上，出口应不见沉淀物。 1.1.2 固井质量 1.1. 2.1 各层套管外水泥浆返高符合设计要求，双级固井第一级水泥浆返至双级箍，尾管外水泥浆返至喇叭口，各层套管固井质量合格。 1.1. 2.2 油气井的油层套管试压应根据采油（气）树工作压力、预计关井最高压力、套管柱最低抗内压强度的80%三者中的最低值进行清水试压，稳压30min，压力降低不大于 0.5MPa为合格。 1.1.3 完井井口装置 1.1.3.1 完井井口装置试压应使用试压塞，按采油（气）树额定工作压力清水试压，不渗不漏，稳定时间不少于30min，
允许压降不大于0.5MPa为合格。 1.1.3.2 套管头和采油（气）树零部件完整、齐全、清洁、平正、闸门开关灵活。在允许的最高压力下不渗漏。套管头上法兰顶面距地面不超过0.5m。 1.1.3.3 未装采油（气）树的井口应在油层套管上端加装井口帽（或盲板）或井口保护装置，并在外层套管接箍上焊上明显的井号标志。 1.1.3.4 完井套管内外不得有油、气、水外泄，应在两层套管的环行空间安装泄压阀和压力表，并用合适的管线引出井口以外20m的安全位置。 1.1.3.5 提供采油（气）树使用说明书、生产许可证、产品合格证、气密封试验报告及采油（气）树厂家出厂原配套配件。 1.1.4 完井管柱 1.1.4.1 油管柱符合设计要求，油管通径规能顺利通过，油管内畅通。 1.1.4.2 射孔完成的井，油管鞋应位于射孔层位顶部。裸眼完成的井，油管鞋应位于套管鞋内10m。 1.1.4.3 人工井底（水泥塞）距产层底部的距离应不少于20m。油管传输射孔后需丢枪的井，人工井底（桥塞或水泥塞面）距射孔段底部高度，应大于射孔枪组全长20m。 1.1.4.4 采用封隔器完井时，封隔器坐封应达到工艺设计要
技 术 创 新 水平井以其单井产量高、吨油成本低、综合效益好、能有效地提高油田采收率等优势在辽河油田得到迅猛发展，在油田增油上产方面发挥了重要的作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段，并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发，特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展，现已在钻完井工艺技术上取得了突破，形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列，适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多，水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。 一、水平井在辽河油田的发展 辽河油田水平井钻井起步于２０世纪９０年代初，历经 □ 中国石油辽河油田公司钻井管理中心 高富成 摘 要：本文回顾了辽河油田水平井钻井技术的发展情况，总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术进展，指出了目前辽河油田水平井技术发展面临的新问题及制约水平井技术发展的瓶颈技术，提出了当前水平井钻完井技术急需解决的一些问题。 关键词：辽河油田 水平井 钻井 完井了１５年的发展，该项技术已日趋成熟，并成为开发油气藏的一种重要手段。 水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。１９９２—２０００年为研究试验阶段，２００１年至今为完善、推广应用阶段。图１是辽河油田历年来施工水平井统计。 １９９２年到２０００年的８年间辽河油田在水平井钻井方 ２００１５０１００５００ ２１１１４７７１０２５１４９ ７９３９ １１水平井数图１ 辽河油田历年来施工水平井统计图 １９９２ １９９３ １９９４ １９９５ １９９６ １９９７ １９９８ １９９９ ２０００ ２００１ ２００２ ２００３ ２００４ ２００５ ２００６年份 辽河油田水平井钻完井技术
水平井钻井技术介绍 水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。2．水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率，不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3．低渗透性地层由于固井的影响，石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似．砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化，这些油藏水平相交可以提高产量。4．薄油层对于薄油层．通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法，或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5．不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联，孤立存在，地震测量也难以指定其准确位置．所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜．并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6．溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采，水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7．边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造，为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8．层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下，如水平纹理的油层，大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9．重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用：(1) 开发薄油藏油田，提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积，从而提高薄油层中的油产量，使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏，提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外，如进行热采，还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油