煤层气丛式井技术研究 - 王德桂.docx

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1、煤层气丛式井技术研究王德桂2 毛志新2 冯建秋1（1. 中石油煤层气有限责任公司 北京 100028；2. 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 100095）摘要：韩城、三交及大宁吉县地区地面地形条件较差，钻前工作量大，排采管理较困难，采用丛式井技术将能较好的解决以上问题，取得较高的综合效益。文章首先综述丛式井技术的发展状况及其特点，然后以大宁-吉县地区的条件为例，进行了丛式井井网选择和部署、场地要求、设计原则与要求、设备要求、经济效益评价等方面的研究，并针对排采中防偏磨而进行扶正器合理安放位置的研究，为大规模利用丛式井技术进行煤层气田开发提供技术参数及要求。关键字：钻前工程；排采管

2、理；丛式井；井网选择；扶正器；技术规范丛式井是指在一个井场上有计划地钻出两口及以上的定向井组，该技术是随着钻井技术和工艺的发展大规模应用于地面条件差，井场不便的地区。国内，长庆油田和延长油矿大规模应用于低渗油气田勘探开发13，同时滩海和海上钻井平台也大量使用，降低钻井综合成本，提高经济效益45。国内煤层气层埋深普遍在1200m以内，较油气层埋深浅，丛式井技术在应用中不断发展，华北油田在沁水盆地部分区域进行了大量使用6，同时煤层气公司韩城分公司在08年施工了丛式井组，排采效果也较好。韩城、三交及大宁吉县地区地面地形条件较差，征地和道路修整困难，大部分区域较适合采用丛式井技术开发煤层气田。丛式井具

3、有以下优点：1.节约土地资源，大大减少钻前费用，保护环境；2.方便钻井和压裂作业，减少3万/井左右的搬家费；3.几口井可以统一进行压裂及排采维护，降低地面建设费及管理成本。同时丛式井组也具有以下缺点：1.增加了井眼轨迹控制难度；2.设备和技术要求高；3.现场工程监管难度增大；4.总体井组钻井周期长，一般要整个井组完钻后才可进行后期作业。1 丛式井井网选择和部署原则1.1煤层气丛式井井网选择煤层气丛式井井网的选择主要考虑到以下因素：（1）煤层气开发直井井网：现有煤层气井间距一般保持在300400m，相对于普通油气井间距较小，一般采用四点法和五点法部署井网，丛式井网控制面积也应该遵循直井网的要求。

4、（2）煤层埋深：煤层埋深条件是选择丛式井井数的重要条件，埋深深小于400米的井原则上不设计丛式井组，埋深小于600m的选择24口井共一个井，埋深在8001000m之间的一般选择56口井，超过1000m的可选择69口井。（3）地质与地形条件：地质条件复杂，中上部地层有严重的井漏、涌水、地层倾角大、方位易漂移等地质情况时应该选择井数少的丛式井组；地面条件相对较好，征地和路面条件好的地区也可选择井数少的丛式井组。（4）钻井队伍设备能力和成本因素：现有煤层气钻井设备大部分采用煤炭的小钻机，整体设备能力差，定向仪器简陋，一般采用单点测斜设备进行控制，精度低，但同时工程成本较低。当水平位移过大，垂深100

5、0m，水平位移超过300m时，现有队伍能力在工程精度、动力条件等方面很难满足要求。大宁-吉县地区的煤层埋深在9001200m，地面条件相对其他分公司要好，部分地区中上部地层掉块严重且倾角较大，综合考虑以上条件，建议暂时采用1口直井+4口定向井组成的丛式井井组（图1所示），在各项条件得到改善后可以考虑9口井共一个井场的方式。图1 5口井组成的丛式井组 图2 丛式井组控制面积1.2丛式井井位部署丛式井的井位部署应充分考虑煤层埋深、渗透率、倾角、主应力方向等因素以及井眼轨迹控制等工艺技术条件。如图2所示，在大宁-吉县地区可以采用1口直井+4口定向井的丛式井井组来控制400m400m的五点式井网。1.

6、3钻井场地选择原则在现场进行丛式井场地的选择应充分考虑地面的地形条件和控制及合理利用储量的需要，并考虑到后期地面建设需要，一般要综合考虑以下因素：（1）满足区块开发方案和煤层气集输要求；（2）充分利用自然环境、地理地形条件，尽量减少钻前工程的难度，有效利用井组控制不利；（3）应考虑钻井能力和井眼轨迹控制能力；（4）必须满足其它有关安全环保的规定。大宁吉县区块一般采用2000米钻机进行钻进施工，每口直井的井场大小通常为3040米。1口直井+4口定向井组成的丛式井可以采用5040米大小的井场。2丛式井地质与工程设计原则及要求2.1井间距设计 井间距一般设计为4-8米，根据地层倾角情况和前期统计的直

7、井150以内井斜情况，考虑到防碰要求，在此确定为5m；2.2造斜点位置选择如果条件允许，造斜点选择应尽可能靠上，一般进入基岩50m以后开始，相邻两井造斜点错开30m，具体造斜点的确定还应遵从以下原则：（1）造斜点应选择在比较稳定的地层，避免在岩石破碎带、漏失地层；（2）地层可钻性均匀，不应有硬夹层；（3）要满足采油工艺要求；（4）垂深大、水平位移小的井，造斜点应深，以简化井身结构、加快钻速；（5）垂深小、水平位移大的井，造斜点应浅，以减少定向施工的工作量；（6）在井眼方位漂移地区，应使斜井段避开方位漂移大的地层2.3井斜角的确定 考虑到施工难度及排采要求，设计的最大井斜角一般不能超过30度，但

8、同时由于井斜角太小时会引起方位漂移，也不易定向和控制，所以最大井斜角应大于15度。同时造斜段上部直井段井斜角应控制在1度以内。2.4丛式井轨迹控制丛式井轨迹控制主要是井眼曲率和中靶要求，现有井队单点测斜设备必须加强井斜和方位测量及曲率计算，并适时调整。井眼曲率过大会给钻井、采油和修井作业造成困难，设计的增斜段造斜率为3.0-4.5度/30米；同时对于靶点半径为小于25米，超标10m的必须采取措施进行补救。3单井工程质量要求及工程设计要点3.1井身质量要求煤层气丛式井井身质量要求是确保工程目标，实现顺利排采的基本方式，制定井身质量综合考虑到地质条件、工程技术难度、工程成本、排采需要等方面，是工程

9、理论技术和实践经验共同总结的。大宁-吉县地区的丛式井组建议采取表1质量要求进行监控。表1 定向井井身质量要求井段m狗腿度/30m最大井斜角井底水平位移m井径扩大率%直井段1.51.02.520二开造斜井段井斜偏差1.5，方位偏差2，靶区半径5m。二开稳斜井段狗腿度1.5/30m，井斜偏差1.5，方位偏差2，靶点半径25m。注：1、直井段：0-150 m，井斜不大于 1；2、造斜点井斜要求：小于1 ；3、造斜点水平位移要求：不大于2.5 m；4、最大井径扩大率不大于 20(%)；5、增斜段测斜间距10米/点，其它井段30米/点。3.2工程设计要点3.2.1井身结构设计直井和定向井均采用二开井。钻

10、头程序：311.1mm一开井深+215.9mm二开井深。套管程序：244.5mm一开套管下深+139.7mm二开套管下深，生产套管：J55，套管下至目的煤层下面45米，水泥返至目标煤层上200米。3.2.2定向井的井身剖面设计以垂深1000米的定向井为例，4口定向井均采用直井段+增斜段+稳斜段的井身剖面。先施工一段直井段，在150米处开始增斜，以4.5度/30米的造斜率增斜至设计井斜角，稳斜钻进至终孔，总进尺1047米。具体剖面如图3所示。 图3 丛式井井身剖面 图4 扶正器加密安放位置3.2.3钻具组合设计（1）钻具组合设计原则1) 浅部直井段采用表层钻具组合较好；2) 中下部直井段采用钟摆

11、钻具和满眼钻具组合，既有利于提高钻井速度，又能较好的控制井身质量；3) 定向井采用导向钻具组合，接头带动力钻具组合或者直接采用单弯（或双弯）动力钻具组合；（2）钻具组合 合适的钻具组合将有利于井眼轨迹的控制、降低井下风险、提高钻进速度等，本文推荐适合大宁-吉县地区钻进的钻具组合如表2所示。表2 定向井基本钻具组合井眼尺寸(mm)钻具组合搭配311.1311.1mmDB+159mmDC+127mmDP+133mm方钻杆215.9直井段215.9mmDB+159mmDC+215.9mm稳定器+127mm钻杆+133mm方钻杆造斜段215.9mm钻头+165mm直螺杆+弯接头+210mm稳定器+15

12、9mm无磁钻铤+159mm钻铤+127mm加重钻杆+127mm钻杆+133mm方钻杆或215.9mm钻头+165mm弯螺杆 +定向接头+210mm稳定器+159mm无磁钻铤+159mm钻铤+127mm钻杆+133mm方钻杆稳斜段采用钟摆钻具和满眼钻具组合或带动力钻具的复合钻，具体设计可以参考相关规范。3.2.4钻井参数设计（1）表层井段钻井工艺参数1) 小钻压，低转速；2) 小排量。（2）二开直井段钻井工艺参数1) 小钻压，高转速；2) 中排量；3) 提高喷嘴压降，发挥水力破岩作用。（3）定向井段钻井工艺参数1) 高钻压，低转速；2) 适当加大排量，确保井下安全。3.2.5设备要求（1）ZJ2

13、0或同等能力钻机；（2）泥浆泵：350hp以上，能保证165螺杆正常运转；（3）定向设备：165螺杆、无磁钻杆、定向接头、测斜仪器等；（4）固控设备：配备振动筛和除砂器，确保含砂量少于0.5%。4排采工艺配套调整目前煤层气排水采气所用的排水泵主要包括杆式泵和电潜泵两种。普通杆式泵的适宜工作井斜角一般小于45，井斜角大于45后球阀工作不稳定。从实际使用情况看，普通电潜泵可顺利通过造斜率为0.1()/m的139.7mm井眼且不会造成永久损坏，另外可通过造斜率为0. 17 ()/m的井眼，但需要进行必要的保护7，建议采用普通的杆式泵进行排采。为了减少抽油杆在排采过程中的磨损，需要在部分地区安放扶正器

14、。扶正器安放位置的理论算法可参考相关文献8，但实际中可暂时先如图4所示，在井口、增斜段、稳斜段中部及井底等应力变化较大位置加密扶正器，并结合排采实践中的偏磨情况进行扶正器位置调整。5经济效益评价以垂深1000米的井为例，进行5口丛式井组与5口直井组的成本分析，比较2种井型的经济效益。5.1直井投资成本分析 单口直井的投资费用如表3所示。表3 单直井投资成本序号项目单井投资（万元）1钻前工程162钻井成本553套管204测固录等10小计101所以5口直井的总投资费用为：5101=505万元。5.2丛式井成本分析单口丛式井的投资费用如下表所示：表4 丛式井组投资成本序号项目单井投资（万元）1钻前工

15、程24（按一个半井场算）2钻井成本300（包含定向费每口定向井5万元，和钻井队协商后可以节省）3套管1054测固录等50小计479丛式井的钻井成本是按一口直井和四口定向井的实际进尺按550元/米的单价计算，并加上4口定向井的定向费用20万。实际操作中，定向费用可以协商不给。综上所述，采用丛式井的总投资费用比采用直井的投资费用节省505-479=26万元。如果再除去定向费，可以节省26+20=46万元。因此，采用丛式井井组可以取得较好的经济效益和环境效益。6结论及建议（1）丛式井技术是一项综合技术，与煤层气勘探开发的各环节紧密相关，从丛式井组的井网选择和部署、井眼轨迹要求、井身质量、排采工艺等都

16、需要结合煤层气的特点进行不断发展和完善。（2）结合现有钻井设备条件、地质情况、地面条件、排采需要和实践认识，初步形成煤层气丛式井的工程工艺技术标准及操作参数，但该系列技术要求和工艺参数还需要在实践应用中由实际管理人员进行一定程度的调整。 （3）在现有的钻井队伍设备和人员及技术条件下，丛式井的井眼轨迹控制、中靶精度等工程技术难度相对较大，现场工程技术管理人员需加强管理和监督。（4）丛式井技术在地面条件较差地区应用前景大，进行丛式井组选择时应综合考虑各种因素，扬长避短，降低勘探开发难度，提高其综合效益，加快勘探开发进程。参考文献1 张富成、王卫忠、扈东勇等，苏里格气田丛式井钻井技术及应用，石油钻采

17、工艺，2009，31(4):36-402 周健、王卫忠、赵润琦，苏里格气田苏14 区块丛式井钻井技术，石油天然气学报(江汉石油学院学报) ，2009，31(1):249:2513 刘利群、刘春江，长庆低渗透油田油气集输工艺技术发展综述，石油工程建设，2008，34(2):41-464 王敏生、耿应春、王智锋，胜利浅海小井距浅表层大井眼定向钻井技术，中国海上油气，2007，19(2) :112-1175 汤新国、周明信、刘金生等，埕海一区海油陆采钻井完井配套技术，2009，31增刊:67-736 王一兵、孙平、鲜保安等，沁水煤层气田开发技术及应用效果，天然气工业，2008，28 (3) :90-927 乔磊、申瑞臣、黄洪春等，沁水盆地南部低成本煤层气钻井完井技术，石油勘探与开发，2006，35(4) :482-4878 高德利，油气井管柱力学与工程，北京:中国石油大学出版社，2006:68-727