沁水盆地郑庄区块煤层气水平井钻井体系优化

郑庄区块位于沁水盆地西南部，主产气层位为山西组 3 号煤和太原组 15 号煤。分别对 3 号煤和 15 号煤的主裂缝延伸方向以及含气性进行分析，在此基础上对该地层水平井钻井体系进行了优化。

钻井过程优化主要包括：钻井设备优化、钻井液体系优化和井眼轨迹控制。井眼轨迹控制包括：无导眼精准着陆、弯曲段井眼轨迹控制、着陆时井眼轨迹控制和着陆后水平段井眼轨迹控制。ZH-L36 井运用优化后的钻井体系，最终煤层钻遇率达到 99%，压裂后产气量达 4 万 m³/d。区块运用优化后的钻井体系，日产气量提高了100 万 m³/d。

Ⅰ

区块位于沁水复式向斜的轴部南端，晋～获褶断带西部，沁水盆地南缘东西～北东向断裂带的北部。区块构造以次级褶皱发育为特点，区块内断层不发育，以落差较小的煤层段断层为主，但是在研究区东部发育一系列小规模的陷落柱，陷落深度不超过 10 m。

从图 1 中可以看出，3 号煤的水平最大主应力方向应为北东 45°～60°，南西 225°～240°；15 号煤的水平最大主应力方向应为北东 60°～75°，南西 240°～255°。15 号煤水平最大主应力方向与 3 号煤的相差15°左右，这种差别可能有 2 个主要因素：①水力压裂裂缝延伸可能与最大主应力方向不完全一致，只是近似一致；②地层中水平最大主应力方向可能随地下构造的深度及位置的变化而发生很大变化。但可以得出结论，3 号煤和 15 号煤水平最大主应力方向应该为北东 45°～70°，南西 225°～255°。

图1  郑庄区块水力压裂主裂缝延伸方向玫瑰花图

Ⅱ

3 号煤层属特低硫～低硫无烟煤，煤层厚度横向变化不大。仅在区块南部 ZH-020、H-023、ZH-024煤层气井及其附近见煤厚小于 4 m 的较小块段，且在 ZH-020 见煤厚 3.43 m 的极小值；在区块的中西部 ZH-098 和中东部 ZH-205 附近煤厚分别出现了6.78、6.87 m 的极值；其他块段煤厚基本在 5～6 m。15 号煤层属中高硫～高硫无烟煤，煤层厚度在横向上总体较稳定，一般为 4～5 m，仅局部块段变化较大，煤层结构较为复杂（特别是区块西北部）。在ZH-80、ZH-86、ZH-228、ZH-230、ZH-238、ZH-407、ZH-423 气井处分别出现了煤厚极大值，煤厚均在 7 m以上，在 ZH-423 气井处煤厚达 13.75 m。

3 号 和 15 号 煤 层 的 煤 层 气 含 量 均 较 大 ， 且8 m³/t 以上的区域占绝对优势，但两极值差异明显，说明两煤层煤层气含量的横向变化均较大。煤层气成分以甲烷为主，重氢微量。区块大面积处于甲烷带，仅区块南部见小范围的氮气～甲烷带。

Ⅲ

一、井位优化

井位的选择是布井首要考虑的问题，研究区水平井井位优化主要遵循以下主要原则：

1）应充分考虑与未来矿井生产的衔接，并关注煤层煤层气含量相对较高的地段，可布井位含气量最低值为 12 m³/t。

2）应结合区块构造特征，考虑煤层裂隙发育特点，尽量布在构造相对简单的背、向斜翼部。

3）避开断层和陷落柱 50 m 以上。

4）尽量注意地形条件，以便道路施工和井场布置及集输、输电线路的建设。

二、钻井轨迹设计优化

钻井轨迹直接关系到后期压裂施工改造的效果以及最终的产气能力，研究区水平井钻井轨迹主要从以下 6 方面进行优化：

1）选择地层倾角在6°以内的轨迹方向。

2）L 型井沿地层上倾方向，U 型井沿地层下倾方向。

3）方向与最大主应力方向成 30°左右夹角。

4）钻井轨迹距离周围井 50 m 以上，不超过 100 m，形成井间干扰。周围井必须为低产井，以防降低高产井产量。

5）水平井采用三开结构。研究区目前水平井设计采用更为安全的三开设计。一开为钻入稳定基岩10 m，起表层未固结岩石防塌作用；二开为钻至着陆点上 1 m，起造斜着陆作用；三开为水平段钻进，是水平井的产气段。二开造斜段不超过 7（°）/30 m，其中造斜段在70°左右要求约 30 m 造斜度数不超过 3（°）/30 m，三开水平段不要超过 4（°）/30 m。

6）提高质量要求。水平井深≤1 000 m 时，二开着陆点位置偏差不得大于 20 m；水平井深＞1 000 m时，偏差不得大于 30 m。三开水平段长度≤500 m时，靶区横向偏移不得大于 10 m；500 m＜水平段长度≤1 000 m 时，横向偏移不得大于 15 m；水平段长度＞1 000 m 时，横向偏移不得大于 20 m。

Ⅳ

以 ZH-L36 井为例，该井布置在郑庄区块东南部 ZH-044 井场附近，与郑庄区块主应力方向成 30°，以 3 号煤层为目的煤层。收集周围井的测井资料，中部煤体物性较好，煤层在中下部普遍有一层夹矸，水平段轨迹要求在中偏上部钻进。根据周边 4 口钻井的 3 号煤层及顶底板物性和测井数据，结合煤层底板等高线图，3 号煤层自西向东标高逐渐降低，呈下倾趋势。钻遇 3 号煤层时倾角大约为−0.23°（89.77°）。根据周围井的地质资料，设计了钻井轨迹和具体参数（图 2、表 1）。

图中 A、B 为靶点，井身结构采用三开设计：

1）一开采用ø311 mm 钻头钻入稳定基岩 10 m，下 J55 钢级ø273 mm 表层套管，固井水泥返至地面。

2）二开采用ø241.3 mm 钻头钻入目的煤层，下J55 钢级ø193.7 mm 技术套管至目的煤层顶板 3～5 m，固井水泥返至地面。

3）三开采用ø171.4 mm 钻头钻进，沿目的煤层钻进至设计井深完钻。

图2  ZH-L36 井设计井眼轨迹垂直剖面

表1  ZH-L36 井设计井眼轨迹剖面数据

根据地质情况，结合钻机性能，设计了钻井液性能（表 2）以及钻井液采用的方案为：

表2  钻井液性能要求

一 开 钻 井 液 配 比 采 用 ：5.0%～7.0% 膨 润 土+0.1%～0.2% 烧碱+0.1%～0.2% 纯碱+0.1%～0.3% 聚合物包被抑制剂+0.2%～0.5%CMC。二开钻井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC，添加适量润滑剂防止钻头被钻屑包裹。三开钻井液配比采用：清水，添加适量成膜剂和护壁剂。

进入水平段，由于地层起伏较大，因此需要借助钻-录-定导一体化综合分析，以触及或穿过夹矸、顶板和底板为判断依据，分段计算地层倾角，并指导后续稳斜井斜角。具体过程如下：钻至井深 1 038 m，下穿夹矸，判断钻井井斜角小于地层倾角，井斜角变化率遂调整为 4°/30 m 増斜。钻至 1 057 m 触底，井斜角为 88.3°，继续増斜。钻至1 130 m 再次触底，井斜角为 94.82°，继续増斜。钻至 1 176 m，上穿夹矸，判断轨迹上行，开始降斜钻进，根据夹矸在煤层中大于位于距底 1 m 左右的位置以及邻近煤层标高，计算该段地层倾角为 89°，井斜角变化率遂调整为降斜 2（°）/30 m。钻至 1 242 m，井斜角为 89°，井眼轨迹为下行，与计算地层倾角一致，改为稳斜钻进。钻至 1 357 m，下穿夹矸，判断轨迹井斜角比地层倾角小，开始增斜钻进，根据夹矸在煤层中的位置以及邻近煤层标高，计算该段井地层倾角为 89°，再次计算该段地层倾角为 97°，井斜角变化率遂调整为增斜 2（°）/30 m。以此类推，直至钻井完成，最终煤层钻遇率达到 99%，实钻轨迹剖面如图 3所示。

图3  ZH-L36H 水平段实钻轨迹剖面

Ⅴ

1） 3 号 煤 的 水 平 最 大 主 应 力 方 向 应 为 北 东45°～60°，南西 225°～240°；15 号煤的水平最大主应力方向应为北东 60°～75°，南西 240°～255°。15 号煤水平最大主应力方向与 3 号煤的相差 15°左右。

2）3 号煤层厚度横向变化不大，仅在区块南部见煤厚小于 4 m 的较小块段，在区块的中西部分别出现了 6.78、6.87 m 的煤厚极值，其他块段煤厚基本都在 5～6 m。15 号煤层厚度在横向上总体较稳定，一般为 4～5 m，仅局部块段变化较大，煤层结构较为复杂。

3）3 号煤层和 15 号煤层含气量由区块南部向北部略有增加的趋势，呈现北东向展布的相对富集区（含气量 20 m³/t 左右）间夹小面积零星分布的相对低含气量区（含气量 17 m³/t 左右），只是这种趋势受到上述煤层气含量横向变化的较大干扰。

4）优化钻井体系主要从钻井设计方案优化和钻井过程优化 2 个方面来实施。钻井设计方案优化主要包括：钻井设计理念的优化、井位优化和钻井轨迹设计优化。钻井过程优化主要包括：钻井设备优化、钻井液体系优化和井眼轨迹控制。ZH-L36 井运用优化后的钻井体系，最终煤层钻遇率达到 99%，压裂后产气量达 4 万 m³/d。