马平1-15-8井隶属于沁水盆地南部马必东区块, 位于山西省临汾市安泽县境内。马必东区块主体为山地丘陵, 沟谷发育, 切割较深, 地面海拔750~1450m。马平1-15-8井处于安泽县马必乡, 地面海拔780.25m。该井是此区块第一口钻探15#煤层的多分支水平井, 目的是试验水平井组在马必东区块开采煤层气的适应性。
全井总进尺3569 m, 其中, 主支进尺2256 m, 煤层段总进尺2209 m, 水平段钻进896.00 m, 主支煤层段累计进尺833.00 m, 泥岩段累计进尺63.00 m, 煤层钻遇率达到92.97%, 这是山西临汾安泽马必区块施工的首口二开鱼骨状多分支水平井, 并以896 m创下区块施工水平段最长纪录。全井机械钻速7.4 m/h。该井侧钻成功率达到100%, 6个分支全部达到200 m进尺要求, 其中4、5分支煤层钻遇率达到100%。
1 煤层气多分支水平井钻井技术难点分析
煤层气多分支水平井钻井的技术难点具有以下几点:
(1) 煤层劈理发育, 质地松脆, 而且存在着互相垂直的天然裂缝, 而在这种脆性地层中钻进极易引起井下垮塌, 造成卡钻等复杂事故, 甚至井眼报废, 回填侧钻。
(2) 煤层易受污染, 储层保护的难度大。绒囊钻井液体系能保护储层, 但难以稳定煤层, 易使煤层塌陷埋钻具;聚合物钻井液能有效稳定地层, 却又容易在煤层表面形成泥饼, 从而堵塞煤层, 影响产量。
(3) 由于煤层埋藏比较浅, 同时井眼的曲率较大, 钻压难以满足要求, 同时钻水平分支井眼时钻柱易发生疲劳破坏, 导致井下复杂。
2 马平1-15-8井实际施工情况及分析
2.1 扭力冲击器+PDC钻井技术在一开时的使用
由于表层钻进所钻地层为新生界第四系砂、砾石等冲积、洪积物和黄土层, 含大块的鹅卵石较多。因此, 表层钻进钻头尺寸大, 钻头单位钻压小, 容易产生跳钻;石块不易破碎, 且胶结不好, 易从井壁剥落, 造成卡钻等事故。石块对钻头的侧向作用力, 易造成表层井眼倾斜, 影响下部钻井作业。
本井一开钻进时采用Φ311.2mm PDC+Φ254mm扭力冲击器+配合接头+托盘+配合接头+Φ165mm无磁钻铤×1根+Φ165mm螺旋钻铤×8根+配合接头+Φ127mm加重钻杆×21根+Φ127mm钻杆的钻具组合结构进行一开钻进。钻进参数:钻压40-60KN, 转速55r/min, 排量50L/s。
表层钻进采用控压钻进的方式, 将钻压控制在40-60KN内;降低钻压虽有利于防斜打直, 也有益于防止憋钻、跳钻的情况发生, 但不利于提速, 为了弥补控压钻进造成的机械钻速损失, 采用了扭力冲击器+PDC钻井技术。PDC钻头在钻遇致密岩层时, 采用常规钻井工艺时会因为没有足够的破岩扭矩会产生钻头-钻柱系统的黏滑震动, 使得钻头产生间歇性的破岩过程, 其强大的瞬时冲击极易造成钻头的损坏, 从而严重影响机械钻速。黏滑振动表明:在钻井实践中, 增大钻速可避免外激振动频率小于钻柱固有频率;降低钻压则既可以减少钻柱弯曲从而减轻钻柱与井壁的摩擦, 也可降低钻头与地层互相作用的破岩阻力。均有利于降低黏滑震动;为实现钻井提速提效, 以高频扭转冲击工具为代表的扭力冲击器在此井得到了应用【1】。马平1-15-8井在刘家沟组、石千峰组泥岩和砂岩段使用的华北钻研院扭力冲击器配合PDC钻头, 一开进尺402m, 纯钻时间84h, 平均机械钻速达到4.79m/h, 对比同台井马平1-3-6井一开进尺400m, 纯钻时间97h, 机械钻速4.12m/h, 同比增长16%, 提速效果显著。
2.2 二开上直段钻进
为配合定向方做好二开防碰工作, 在二开上直段中采用Φ215.9mm PDC+Φ172mm1.25°单扶单弯螺杆 (下扶210mm, 4-1/2"REG-BOX/4-1/2"IF-BOX) +Φ203mm螺旋扶正器+Φ172mm MWD短节+Φ175mm无磁钻铤×1根+Φ127mm无磁承压加重钻杆×1根+Φ127mm加重钻杆×19根+Φ127mm钻杆的钻具结构。
期间做好井身轨迹的跟踪, 加强对井身轨迹参数的优化, 控制好全角变化率, 充分利用浅层钻进时PDC钻头滑动效果好, 导向钻具组合工具面可控能力强的优势, 加密测斜, 严格落实设计, 保证MWD井斜测量误差不大于0.2°, 做好防碰工作, 确保井身质量。
2.3 着陆前井斜控制
马必区块由于受到剧烈的地质变化影响, 产层不规则, 上部标志性地层不明显, 目的煤层垂深难以根据相应的邻井资料判断。着陆前井斜角控制不好, 极易给下步作业造成影响。若着陆前井斜角偏大, 使得垂深钻进速度慢, 耽误生产, 影响施工进度;若着陆前井斜角偏小, 则会在中靶后难以及时增加井斜角, 使钻头穿过煤层, 导致煤层底出, 给下步施工埋下巨大隐患。为避免上述情况发生, 本井根据邻井马平1-15-7井地质资料提示, 预测本井煤层厚度在6.3m左右, 将井斜角保持在低于设计井斜89°, 保持在85.3~86.79°之间, 一旦发现气测值上升, 钻时下降等进入煤层的迹象后, 迅速将井斜升高至91.27°, 明确煤层走势, 保持在煤层中进行钻进。
2.4 水平段煤层钻进
钻具组合:Φ215.9mm PDC+Φ172mm1.5°单扶单弯螺杆 (下扶210mm, 4-1/2"REG-BOX/4-1/2"IF-BOX) +Φ165mm浮阀+Φ172mm MWD短节+Φ127mm无磁承压加重钻杆+Φ127mm加重钻杆×6根+Φ127mm钻杆×45根+Φ127mm加重钻杆×14根+Φ127mm钻杆的钻具结构。
为了保证能给水平段钻进的钻头施加有效的钻压, 采用了钻具到装的组合结构。钻具倒装不仅能有效防止钻具出现自锁现象, 还能增强钻柱垂直方向重力, 为水平段中的钻头施加有效钻压。
在煤层中钻进通常具有以下特点: (1) 煤层质地松脆, 钻时快, 能达到1~2min/m, 排量不足导致返砂效果差, 在井壁上易形成沙桥; (2) 煤层容易发生坍塌, 造成卡钻, 严重时甚至埋钻具回填侧钻; (3) 易出层。由煤层走向问题, 导致若井斜与地层倾角不一致, 造成顶出或底出, 产生无效进尺。煤层顶部盖层多为灰岩, 定向钻进钻时偏慢, 而且由于钻具组合的原因, 测斜仪器距钻头处相距10-20米, 无法应时监测井斜, 这就导致监测系统对钻进轨迹的监控有一个滞后性, 一旦出层, 要想回层回层将浪费数十米的进尺和时间;煤层底部煤层胶结性差, 易坍塌, 底出则给后期施工埋下隐患。 (4) 煤层质地松脆, 循环易产生“大肚子”井眼。
本井针对上述特点采取以下应对措施: (1) 钻进时采用低钻压、低转速, 并控制机械钻速, 使岩屑能得到充分的返出, 反复划眼, 把垮塌物尽量破碎, 分散运移出来。严格划眼制度, 每打完一个单根重复划眼2-3次, 并控制划眼速度。 (2) 落实好短起下原则, 每钻进150m进行一次短起下钻, 破坏岩屑床, 清理井筒。 (3) 控制起下钻速度, 维护好钻井液性能, 防止钻具对井壁的机械破坏, 保持井筒压力稳定。 (4) 加强和相关方的配合, 执行好导向师的要求, 预测好煤层走势, 控制井斜, 保持煤层钻进。 (5) 下钻顶水眼和顶通时, 尽量控制在非煤层处作业, 减小对井壁的破坏【2】。
2.5 分支钻进
马平1-15-8井全井6分支3D投影图见图1.
本井采用扭方位钻进分支后再退出进行侧钻主支的方式进行作业, 侧钻方式为悬空侧钻。悬空侧钻具有许多其他侧钻方法不具备的优势:简化侧钻施工工序、缩短侧钻周期、减轻对油气层的污染、降低侧钻成本、减少侧钻完成后的后续施工风险等等。悬空侧钻成功与否, 直接影响着分支的施工, 进而影响到侧钻点的稳定及井眼的能否重入。悬空侧钻成功与否, 取决于以下几个要素: (1) 悬空侧钻要想成功必须先降斜, 降斜后才有可能为井下动力钻具提供良好的受力点, 实现连续的侧钻施工; (2) 悬空侧钻要想成功必须进行控时钻进; (3) 悬空侧钻要想成功必须有效控制井斜的发展变化, 小井眼侧钻过程中的前6米是实现悬空侧钻任务及控制井斜变化的重要阶段, 在该阶段主动控制工具面的发展是非常必要的; (4) 如果是煤层气水平井的悬空侧钻, 在主井眼的施工过程中提前预留好侧钻点位置的侧钻状态是提高悬空侧钻成功率及实现侧钻目标的重要前提【2】。
下面以分支一为例:
钻具组合:Φ215.9mm PDC+Φ172mm1.5°单扶单弯螺杆 (下扶210mm, 4-1/2"REG-BOX/4-1/2"IF-BOX) +Φ165mm浮阀+Φ172mm MWD短节+Φ127mm无磁承压加重钻杆+Φ127mm加重钻杆×6根+Φ127mm钻杆×50根+Φ127mm加重钻杆×14根+Φ127mm钻杆的钻具结构。
本井从确定着陆后开始增井斜, 自着陆点1360m, 井斜87.21°, 方位289.37°上挑井斜至96°左右, 之后根据煤层走向微调整井斜。根据设计, 在着陆点后150m处开始进行分支一钻进。提前在造斜点上部30-40米处开始降斜, 为分支一完钻后侧钻主支提前做好准备 (见表1) 。在分支一完钻后, 起钻至分支一侧钻点开始侧钻主支。
本井通过岩屑录井显示, 所捞样品显示该段全为黑色煤。有利于实现侧钻。且根据测斜数据所示, 该处井斜、全角变化率适宜, 综合考虑决定选择井深1513m处进行悬空侧钻。
在实施悬空的过程中, 控时钻进尤为重要。在本井中, 前6m进尺进行控时钻进, 规定钻时分别为60min/m、50 min/m、40min/m、30 min/m、30 min/m、20 min/m, 在钻进期间, 要求司钻钻进实现0钻压控制, 送钻均匀, 严禁追进度, 加强对泵压及悬重的观察。此时的新井眼侧壁圆槽开始具有引导和扶正导向钻具的作用, 钻头大部吃入新地层并开始形成与老井眼逐步分离的薄夹壁墙, 此时导向钻具完成悬空侧钻所需要的侧壁支撑基本上在新井眼圆槽里形成, 初步具备大角度调整工具面及实现增斜分离井眼能力。6~8m时, 要求钻压控制在10-20KN左右, 加强对工具面的控制。随着悬空侧钻进尺的进一步增加, 夹壁墙将逐步增厚, 在理论上标志着悬空侧钻完成, 是悬空侧钻井眼切入“正常”定向施工的又一个阶段性节点。在8~12m时, 夹壁墙已形成安全厚度, 此时已可以逐步进行正常定向作业, 也标志着悬空侧钻的成功结束【3】。
2.6 聚合物钻井液在煤层中的使用
2.6.1 聚合物钻井液的性能维护
煤层易塌易漏, 本井采用聚合物钻井液, 在进入水平段前将泥浆性能调整为密度1.16g/cm3、粘度55s。钻进过程中加入复合铵盐、SN树脂控制失水和流动性, FT-103维持井壁稳定和防垮, 消泡剂及时清除循环罐内的煤层气泡, 加入乳化渣油这样能巩固井壁又能钻进时减小摩阻防止钻压加不上产生托压现象还能带出一部分煤粉。p H值达不到要求时, 加入适量Na OH调节。发现气侵并观测到钻井液密度短时间内变化较大, 加入煤层稳定剂处理, 处理后的钻井液返回泥浆罐, 通过搅拌器搅拌或泥浆泵剪切, 煤层气钻井液即能恢复性能。在煤层中钻进时, 由于煤层气的影响, 钻井液中含气量大, 这时则需要适当提高密度, 维持泥浆性能。
2.6.2 煤层洗井方案
由于使用聚合物钻井液容易使钻井液中高分子聚合物形成的薄粘膜长期粘附井壁, 堵塞气体扩散通道, 造成后期排采煤层气周期延长, 所以要求对煤层中的分支及主支进行洗井。
本井采用Na HCO3溶液破胶方式, 加快高分子聚合物的降解。
2.6.2. 1 分支井眼的破胶洗井
每完钻一分支, 按破胶液5.3 m3/100m×分支进尺+钻井液0.9 m3/100m× (钻杆长度—分支进尺) 段塞方式进行顶替作业, 破胶液按10kg/m3浓度投加, 后段钻井液以将破胶液顶替出钻杆为目标。
2.6.2. 2 主井眼破胶洗井
(1) 在套管+筛管下入并固井结束钻完水泥塞后进行。
(2) 下小钻杆从上向下依次在侧钻点及轨迹凹部位, 打开固控设备, 在保证井下安全前提下以最大排量用清水进行循环0.5h以上, 将各循环点返出的钻井泥浆排出, 保证入井液清洁, 直至将该段岩屑清洗干净为止;下至井底用干净清水80 m3顶替循环洗井, 直到井口返出较干净的清水为止。
(3) 配80 m3干净破胶液, 破胶剂按照破胶剂按15kg/m3浓度投加, 打开固控设备循环6h以上, 直至液体无粘度、岩屑较少, 注入与返出液体基本一致为止。
(4) 先打入干净清水15 m3后, 再打入配制干净破胶液50m3, 按15kg/m3浓度投加替入煤层主井眼, 破胶作业结束。
破胶洗井结束, 保证井眼内无稠浆, 井筒内岩屑清洗干净。
3 结语
3.1 采用扭力冲击器配合PDC钻头, 可以在马必东区块上部地层进行有效提速, 且提速效果明显。
3.2 加强钻头选型。本井水平段所用百施特ES1653H钻头, 水平段进尺达到1677m, 纯钻时间达到185.5h, 机械钻速达到9.04m/h, 远高于本井选用的其他钻头。
3.3 煤层中钻进时, 要随时关注振动筛的返砂情况。一旦返砂量增多, 泵压上升, 要抓紧时间进行起钻, 防止煤层塌方卡钻的情况发生。
3.4 使用悬空侧钻法进行作业完毕后, 要通过短起下的方式进行重入主支的验证。若重入主支困难, 要通过摆工具面的方式重入主支, 之后进行划槽作业, 确保下气层套管、筛管能顺利进行。
摘要：马平1-15-8井是山西省临汾市安泽县马必东区块第一口钻探15#煤层的多分支水平井。该井在施工过程中使用了扭力冲击器+PDC钻井技术及悬空侧钻法进行了分支侧钻, 该井侧钻成功率达到100%, 平均煤层钻遇率达到92.97%, 效果显著。因此施工工艺及施工流程方面对此区域的后续井眼的施工具有参考性的意义。
关键词：煤层气,多分支水平井,扭力冲击器,悬空侧钻,着陆
参考文献
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[3] 徐红国.简泽林.李全祺.悬空侧钻技术在苏里格气田的应用与分析[期刊论文]-石油地质与工程2014 (3) .