水平井地質導向重點工作是什麼

1. 水平井技術

水平井鑽井技術正在向集成系統發展，即結合地質、地球物理、油層物理和工程技術，向大位移水平井、側鑽水平井、多分支水平井、羽狀水平井、叢式水平井(PAD)、欠平衡水平井、連續油管鑽井等技術方向發展，研製出技術含量更高的隨鑽測量(MWD)、隨鑽測井(LWD)等設備。重點是以下4個方面：

一是精細化管理。近年來，美國泥頁岩氣開發促進鑽井發生了很大變化，即精細化管理、高效率、低成本。普遍採用叢式井組設計，表層採用小鑽機批鑽，通過提高鑽機移運性、自動化程度，應用先進適用技術，鑽井效率顯著提高。美國Fayetteville頁岩埋深1800～1900m，水平段長度由2007年的790m增加到2009年的1250m，鑽井周期由18d降到11d，年鑽井數由12口增加到34口。

二是旋轉導向技術。為最大限度增加儲層暴露面積，獲得高質量的井眼，提高鑽井有效進尺，國外研發出高造斜率旋轉導向系統，造斜率可達15°/30m，可滿足復雜井眼軌跡鑽進，縮短鑽井周期。長保徑、高抗研磨性PDC鑽頭有利於保持井眼光滑，提高水平井眼鑽井速度。水力振盪器利用水力產生軸向震動，以解決水平井眼摩阻過大及嚴重拖壓問題，增加水平段的長度。

三是水平井地質導向技術。斯倫貝謝研發的PeriScope邊界探測地質導向技術，可在360°方向、4.5m范圍內進行電阻率掃描，探測鑽頭到地層或油水邊界距離，及時控制井眼軌跡在儲層中的位置，實現水平井眼精確導航。針對薄層、底水油氣藏，它是精確控制水平井井眼軌跡的有效手段。哈里伯頓近期開發出的ADR方位深探測電阻率地質導向技術，探測深度達5.5m。

四是精細控壓鑽井技術。該技術是國際上近年來發展十分迅速的一項技術，可有效降低鑽井事故或復雜情況，哈里伯頓、威德福、斯倫貝謝都自主研發了精細控壓鑽井系統。精細控壓鑽井技術不僅在深海、含H₂S碳酸鹽岩地層以及鹽層鑽進中得到了應用，在Haynesville頁岩通過精細控壓鑽井克服了頁岩異常高壓、溢流和漏失等復雜問題，大大節約了鑽井周期。

在非常規油氣勘探開發中，水平井還將呈現多元發展趨勢。在煤層氣開發中多分支井井身結構設計優化、分支側鑽軌跡控制、煤層井壁穩定等技術研發已成為重要發展方向。在低孔、低滲泥頁岩氣開發中，水平井鑽井傾向於採用欠平衡鑽井和控壓鑽井技術來保護儲層，新一代旋轉導向系統、隨鑽測井系統、井底鑽具組合，符合泥頁岩氣地質特徵的優質鑽井液體系，新型的泡沫水泥同井技術等形成了適用於泥頁岩氣的水平井鑽井技術體系。

2. 煤層氣多分支水平羽狀井技術應用

目前，受控定向鑽進技術以煤層氣多分支水平鑽進（圖2－3）最為復雜，最具代表性。煤層氣多分支水平羽狀井鑽井工藝集水平井鑽進、兩井連通、分支井眼鑽進、地質導向、欠平衡鑽進技術為一體，是一項技術性強、施工難度大的系統技術工程。同時為了保持煤層的井壁穩定，煤層段採用小井眼鑽進（Φ152.4mm井眼），這對鑽井工具、測量儀器、鑽井設備等都提出了新的要求。

圖2－4 水平井連通直井示意圖

3. 水平井開發技術

以油藏三維地質建模為指導，優化水平井方案設計，配套研究了適合特低滲透油藏特點的水平井軌道設計及控制技術、完井方式優選、提高固井質量和壓裂配套等技術。

1.三維地質建模

三維地質建模是地震、測井、地質等多方面信息的綜合反映，它主要是應用地質統計學、層序地層學、現代沉積學、隨機理論及計算機可視化技術對油藏地質進行綜合研究，並建立能夠反映地下儲層結構及物性參數非均質性的三維定量地質模型。建立州201區塊地質模型的目的，一是建立三維可視化和數字化模型，為數值模擬提供前期的數據准備;二是為水平井鑽井提供地質導向模型;三是通過儲層預測模型，為開發井鑽井調整提供參考。

(1)建模軟體優選

通過對目前流行的商業建模軟體RMS、GoCad和Petrel進行分析比較，認為Petrel軟體是一套比較好的油藏精細描述和建模工具。它涵蓋從地震解釋、儲層建模到油藏模擬的所有領域，使得地質家、地球物理師及油藏工程師在同一平台上，以有效的方式合作。Petrel建立的油藏地質模型較好地考慮了地質模型如何更好地為油藏數值模擬服務。在建立油藏地質模型過程中，Petrel充分考慮了網格的空間形態及網格結構特徵對數值模擬計算速度的影響。Petrel建立的地質模型在數模中具有較好的計算性能，它嚴格遵循等時建模+成因控制儲層相建模+確定性建模約束隨機性建模(相控儲層建模)等一系列地質建模原則，確保了儲層三維定量模型的准確性。因此，儲層建模採用了Petrel軟體。

(2)建模技術應用

三維地質建模的一體化工作是在建立模型數據結構庫的基礎上(包括地震數據、儲層反演數據、鑽井數據、地層數據、斷層數據及地質趨勢和沉積信息)，建立構造模型、儲層砂體模型及儲層屬性模型，進而建立儲層參數模型。通過網格粗化和生產動態分析與調整，最後進行數值模擬網格設計地質模型粗化與輸出。

應用Petrel建模軟體，結合地震資料及完鑽井資料，建立了州201區塊47.3km²的地質模型。根據本區實際情況，確定了技術路線:以地震解釋的層位、斷層結果為基礎，建立儲層構造模型;在地震儲層預測成果的約束下，採用序貫指示模擬法獲得多個砂體骨架模型，進行優勢相計算，確定最終砂體骨架模型;在砂體骨架模型內，採用序貫指示模擬法，對有效砂體進行模擬建模，在多個有效砂體骨架模型實現的基礎上，進行優勢相計算，確定最終有效砂體骨架模型;以有效砂體骨架模型為約束，採用序貫高斯模擬法，建立多個儲層物性參數模型，並進行平均計算，建立最終的儲層物性參數模型。為確保地質模型精度，採取了以下技術措施:

一是利用Petrel軟體中的三維可視化技術對斷層解釋結果進行觀察，對地震斷層解釋數據進行大量的整理和修改，消除了一些突然變化的與客觀地質不符的畸變現象。二是在斷面處理過程中加入了地震資料剖面質量控制，使得斷層線盡可能與剖面斷層特徵吻合。通過精細的斷層線處理，使斷層線傾角相互間具有繼承性，斷面又相對光滑，保證斷層之間正確的切割關系，使斷層的分布及相互之間的關系與扶楊油層構造圖具有基本相同的特徵。三是通過斷層的修正與Pillar gridding的反復多次工作，消除由斷層質量問題給網格帶來的尖峰現象，很好地控制了Pillar網格化質量。四是採用空變成圖技術，保證了深度域構造圖具有較高精度。在建模中採用深度域構造圖與對應的t₀相除，求得各層位的速度場。在Petrel中以小層頂面數據為約束，建立了三維速度模型。採用所建速度模型對構造模型進行了時深轉換，保證時深轉換精度。五是將井點鑽遇砂體情況作為一種屬性，利用地震資料進行約束，建立了區塊砂體屬性模型。

(3)三維構造模型建立

構造模型由斷層和層面模型組成。斷層模型是根據地震解釋和井資料校正的斷層文件，建立斷層在三維空間的分布;層面模型反映的是地層界面的三維分布。將地震解釋的地層層面數據和測井分層數據相結合，建立FⅠ—FⅢ共17個小層的三維層面構造模型，用斷層面切割地層層面，疊合後即為三維構造模型(圖6-11)。

根據州201區塊扶楊油層地質模型，對FⅠ5、FⅠ7兩個主力層砂體建立了預測模型。從預測模型結果看，與儲層沉積特徵分析結果相吻合，FⅠ7顯示較大規模河流沉積特徵，其他非主力層多為窄河道砂體。

2.水平井優化設計方法

應用概念模型模擬了扶楊油層河道砂儲層水平井-直井不同組合井網方式、不同長度與初期產量、不同方位水平井的開發效果，分析如下:

比較水平井與直井不同組合布井方式的開發效果，水平井注水—水平井採油開發效果最好，直井注水—水平井採油次之。考慮水平井鑽井前需一定量的直井導向井，選用水平井—直井聯合開發布井方式。

比較水平段長度與初期產量關系，結果表明:當水平段長度大於800m後產量增加幅度明顯減小。在單層有效厚5.0m、空氣滲透率小於1.5×10^-3μm²、流度小於0.35×10^-3μm²/mPa·s時，要達到經濟極限產量，水平段長度大於575m;若空氣滲透率大於1.5×10^-3μm²、流度大於0.35×10^-3μm²/mPa·s時，水平段長度大於500m。

長垣東部地應力為近東西向，油層改造後主裂縫也是東西向，扶楊油層注水後就存在方向性見水問題。比較不同方位水平井開發效果，結果表明，當裂縫不發育時，垂直方向累計產量高，開發效果最好;當裂縫發育或壓裂導致注采井沿主裂縫方位溝通時，水平方向開發效果最好。因此，設計水平段方位與裂縫發育方向一致。

根據建模結果，以模擬的砂體分布為依據，在水平井設計過程中，將大規模連片分布的河道砂體作為鑽遇目的層;同時考慮各砂體之間的跨度和水平井順利施工的要求，州201區塊的3口水平井採用了3種井軌方式:常規水平井、階梯水平井和分支階梯水平井。

(1)肇29-平30井

建模結果切片顯示，該井區只有FⅠ5層的砂體發育，厚度相對較大。其中僅FⅠ5₃單砂體分布穩定，設計該井水平井目的層為FⅠ5₃。對只發育一個單砂體的井區，採用常規水平井鑽井。

根據該井設計井位的區域構造、沉積特徵及地應力資料，對單砂體進行了細分對比研究，並根據砂岩發育情況設計了水平井軌跡。採用安全、易於鑽進和控制的井軌，自西向東小角度下傾鑽遇FⅠ5₃砂體，設計水平段長度568m。

圖6-11 州201試驗區三維構造模型

此井設計為水平井注水井，投產初期不壓裂投注，試注後根據注水狀況再確定是否壓裂。另外，考慮到水平井規模化發展的需要，為充實現有地質資料，對肇29-平30井設計鑽井取心20m。

該井於2006年6月17日開鑽，鑽井過程中發現設計目的層(FⅠ5₃)在靠近肇29-31井方向砂體發育變差，於2006年7月9日提前完鑽。該井實際鑽遇水平段長度445m，鑽遇含油砂岩長度245m，含油砂岩鑽遇率55.1%。共取心2筒，心長11m。

(2)肇33-平28井

建模結果顯示，只有FⅠ7層砂體發育，該層發育FⅠ7₂、FⅠ7₃兩個小層，為兩期河道疊加而成，因此，設計該井水平井的目的層為FⅠ7₂、FⅠ7₃。對發育多個跨度較小的單砂體，採用階梯式水平井鑽井。

該井區FⅠ7層主要發育FⅠ7₂和FⅠ7₃兩個小層，設計先鑽進FⅠ7₂層，垂深1732m，在該層中水平鑽進210m後鑽FⅠ7₃層，再水平鑽進210m後完鑽，整個水平段長度為500m。另外，設計取心20m。

該井於2006年6月12日開鑽，7月15日完鑽。在FⅠ7₂層實際完鑽水平段長度249m，與方案設計結果基本相符。後期向下鑽FⅠ7₃層，完鑽水平段長度232m。全井實際完鑽水平段長度549m，鑽遇含油砂岩長度481m，含油砂岩鑽遇率100%。在FⅠ7₃層取心2筒，心長11m。

(3)肇分31-平28井

建模結果顯示，在水平井設計井軌橫向切片上FⅠ7、FⅡ5兩個層砂體發育，但兩個層之間的跨度大，根據周圍直井統計，平均跨度58m，為保證儲量的有效動用，該井設計上分支以FⅠ7₂、FⅠ7₃為目的層，下分支以FⅡ5₁、FⅡ5₂為目標層。對發育兩個以上跨度較大、層內發育多個單砂體的井區，採用同向分支階梯式水平井鑽井。

FⅠ7層主要發育3組單砂體，其中FⅠ7₂和FⅠ7₃厚度較大;FⅡ5主要發育兩組單砂體(FⅡ5₁和FⅡ5₂)。根據單砂體發育情況，設計第一分支先鑽進FⅡ5₁，入靶點A垂深1794.5m，水平鑽進150m後，再中靶FⅡ5₂，水平鑽井299m完鑽。第二分支入靶點在FⅠ7₂，入靶點砂岩厚度約4.0m，有效厚度2.2m，水平鑽進137m後，再中靶FⅠ7₃，水平鑽進287m完鑽。上下分支水平段長度均為504m。該井為水平井採油井，考慮到扶楊油層自然產能低，為了提高產能，對該井壓裂投產。

該井下分支於2006年4月18日開鑽，鑽井過程中發現FⅡ5₁層厚度發育較大，為確保鑽遇率，在FⅡ5₁層實際完鑽水平段長度296m，比方案設計水平段長度(150m)增加了146m。後期向下鑽FⅡ5₂層時，隨鑽測井顯示含油砂岩厚度僅0.8m，鑽穿該層後完鑽。該分支實際完鑽水平段長度481m，鑽遇含油砂岩長度308m，含油砂岩鑽遇率100%。

上分支於2006年5月11日開鑽，在FⅠ7₂層實際完鑽水平段長度238m，比方案設計水平段長度(136m)增加了102m。後期向下鑽FⅠ7₃層，水平段長度76m。該分支實際完鑽水平段長度458m，鑽遇含油砂岩長度314m，含油砂岩鑽遇率100%。

試驗區完鑽3口水平井結果顯示，砂體預測模型比較可靠。其中肇分31-平28、肇33-平28井鑽遇砂岩基本與建模預測結果一致，都鑽遇兩期河道，含油砂岩鑽遇率達到100%。肇29-平30井在FⅠ5₃鑽遇含油砂岩水平段長度245m後，岩性發生變化，由含油粉砂岩變為泥質粉砂岩，最後變為泥岩，表明FⅠ5₃小層的河道寬度在250m左右，與預測有一定差距。在鑽遇245m含油砂岩後，由於沒有追蹤到其他河道，導致含油砂岩鑽遇率較低。

3.特低滲透儲層水平井限流法一次壓裂多層工藝

針對州201試驗區儲層物性差、自然產能低，必須壓裂投產的實際，開展了水平井限流法一次壓裂多層技術攻關。

(1)水平井限流法壓裂射孔完井優化

射孔孔數優化:州201試驗區水平井均設計在一個小層或小層組內，但根據該區塊直井統計，同層間不同井的破裂壓力差別最大為3.9MPa。因此，為保證同井筒內各射孔壓裂段均能壓開，射孔孔眼摩阻必須大於4MPa。根據大慶所有射孔槍彈的射孔穿透能力及水泥靶實際射孔孔眼邊緣均勻情況的調查統計，其中孔徑為8.8mm的8.8DP36RDX-1型射孔槍、彈組合最適合水平井限流法壓裂施工。因此，確定水平井限流法壓裂的單孔最低排量為0.3m³/min。

油田現有的壓裂車組及採用的井口和地面管匯壓力指標為70MPa，施工排量最高可達到7.6m³/min，因此，對應的最大理論孔數為7.6～0.3m³/min(孔≈25孔)。

實施限流法壓裂時，在直井段下入壓力計，進行射孔有效孔數反演計算，射孔孔眼有效率平均為70.6%。考慮到現場實際排量受壓裂泵車影響較大，為保證每個射孔孔眼單孔排量達到0.3m³/min以上，初步設計單孔限流排量為0.35～0.4m³/min，即限流法保守射孔孔眼數為:19～22孔。

射孔方位優化:扶楊油層水平井多為薄互層中的物性相對較好的儲層，裂縫的上下延伸方向主要受物性控制。針對這一情況，摸索了3種射孔方位:從最初的1/3圓周射孔、1/2圓周射孔發展到3/4圓周射孔。從壓裂工藝發展過程分析，射孔方位對射孔孔眼數較少的限流法影響不大，3/4圓周射孔的方式更有利於降低近井復雜性和阻力產生的概率。因此，3/4圓周射孔的方式成為主要射孔方式之一。

(2)水平井限流壓裂優化設計方法

一是形成了合理分段布縫的方法。首先，根據裂縫和砂體在實鑽軌跡上的投影位置與周圍注水井的關系，對橫向裂縫，避開對應水井，均勻布縫，避免裂縫間干擾;對縱向裂縫，避免重疊。其次優選的壓裂段位於含油砂岩內，電性顯示明顯，含油飽滿、總烴含量高。另外，人工裂縫盡量溝通鄰近的油層，實現一縫穿多層，保證增產效果。二是針對不同裂縫與水平井段夾角關系，形成了利用橫向裂縫(應用FracPT)、縱向裂縫(應用Go-hFer2005)壓裂軟體進行施工規模、施工參數優化及產能預測技術。

(3)水平井限流壓裂裂縫診斷和測試技術

限流法壓裂的關鍵是必須保證各裂縫都有足夠的射孔孔眼吸液，使地層破裂並延伸。它的准確診斷是限流法壓裂的關鍵所在。為此，近幾年通過大量測取各種管徑、排量組合的摩阻及大小噴嘴的摩阻，使孔縫摩阻計算更准確，從而解決了限流法有效孔數准確判斷難的問題。同時，研究成功通過小型測試壓裂、應用G函數直接判斷裂縫壓開數的測試與解釋技術，使水平井限流壓裂各縫壓開率大幅度提高。通過壓裂後密閉測井溫證實，水平井限流法各縫壓開率達到了100%。

(4)限流法壓裂保持井底壓力的施工控制方法

研究形成了始終保持井底壓力的施工控制方法。射孔孔眼變大後，通過提高單孔排量，保持同樣的孔眼摩阻，即當孔眼由8.8mm增加到9.94mm時，只要單孔排量提高到0.4m³/min，摩阻為5.4MPa，仍然能夠超過4.2MPa限流壓裂的界限，保證各裂縫均能順利延伸並被支撐劑良好填充。

(5)適應大排量、高砂比的耐磨壓裂管柱

通過中心管優選耐磨材質，改進工具連接部位的結構，採用橡膠墊充填間隙，研製了Y344-115封隔器，提高壓裂管柱的耐磨性。管柱結構由安全接頭、防磨接頭、水力錨、兩級Y344-115封隔器、噴嘴組成。採用兩級Y344-115封隔器，在提高管柱的承壓性能的同時，還可滿足耐溫90℃、耐壓70MPa的要求。在水力錨設計有12個錨爪，提高其錨定性能，可滿足124mm套管耐壓70MPa的要求。

4. 端氏多分支水平井工程技術

一、煤層氣多分支水平井的井型和設計優化

（一）多分支水平井命名規則

井名分4種：工程井、生產井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般採用如下規則，井名由區塊、工程井、翼數、生產井組成。如DS01-1V，DS表示「端氏」區塊名稱，以漢語拼音首個字母縮寫；01表示第一個工程井，-1表示第一個翼，-1V表示該翼的生產井，-L1表示第一個分支水平井。

生產井用V表示，如DS01-1V。主水平井用M表示，如DS01-1-M。分支水平井用L表示，如DS01-1-Ln，n為分支數目（圖6-1）。

圖6-1 多分支水平井井名的命名規則

多分支水平井由工程井和生產井組成一翼，工程井包括直井段、造斜段和水平段，水平段包括主支和分支。生產井為直井，在煤層段造洞穴，並與水平段連通（圖6-2）。

圖6-2 單翼多分支水平井生產井和工程井組合圖

為了提高井場利用效率，在一個井場可以設計一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井網路布滿煤層的抽排面積。

（二）井型分類

示範工程共實施6口多分支水平井，對5種類型的井進行了試驗。

1.按工程井和生產井組合分類

按工程井和生產井組合情況，分為工程井和生產井分離的多分支水平井、工程井和生產井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（圖6-3），後者如PHH-001、PHH-002（圖6-4）。

圖6-3 工程井和生產井分離的多分支水平井

圖6-4 工程井和生產井合一的多分支水平

2.按主支數量分類

按主支數量，本次可以分為單主支多分支水平井和雙主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（圖6-5）。

3.按完井類型分類

按完井類型，本次進行末端對接試驗，採用單支水平井，分工程井和生產井，因此稱為末端對接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（圖6-6）。

圖6-5 單主支多分支水平井

圖6-6 末端對接水平井

4.不同類型井優點

這些類型不同的多分支水平井，針對不同的地形、地質條件和煤層特徵進行設計和部署，以最低的工程成本，獲得最好的生產效益。

單翼雙主支多分支水平井，如DS01-1井，優點在於施工方便，主井眼不易損壞，有利於井壁保持穩定，避免由於工程施工中頻繁活動而導致井壁坍塌，堵塞井眼。同時有利於增加分支井數，增大排泄面積。

工程井和生產井合而為一，如PHH-001、PHH-002井，優點是節省工程量，降低成本，減少技術難度，不用進行兩井連通的高難度高技術施工程序。缺點是井下泵無法下到近煤層的低位位置，距煤層距離一般還有20m左右，泵只能下到彎曲區段，因此，抽油機桿易被磨損。

單翼雙主支多分支水平井和工程井、生產井合而為一的多分支水平井的設計，是一種創造性地設計，在本項目得到第一次應用和試驗，是一次具有創造性的實踐，具有非常重要的意義，推廣價值巨大。

（三）井型設計和優化

水平井井型設計和優化對鑽井的成功具有重要意義。DS01-1等利用landmark設計軟體優化多分支水平井施工設計。PHH-002等井軌跡採用蘭德馬克的Compass鑽井軌跡設計軟體包完成，鑽井軌跡採用雙增剖面雙控制點，第一剖面採用曲率半徑較大，造斜率較低；第二剖面採用曲率半徑較小，造斜率較高，既降低了施工難度，又保證了軌跡控制，確保了在15號煤層的順利著陸。

1.井身結構

（1）工程井井身結構。一開：φ311.1mm鑽頭開鑽，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二開：φ215.9mm鑽頭開鑽，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三開：φ152.4mm鑽頭開鑽，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，圖6-7）。

表6-1 DS01-1井鑽頭程序

表6-2 DS01-1井鑽頭程序套管程序

圖6-7 工程井井身結構示意圖

（2）生產井井身結構。一開：φ311.1mm鑽頭開鑽，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二開：φ215.9mm鑽頭開鑽，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤層段下玻璃鋼套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井鑽頭程序

表6-4 DS01-1V井鑽頭程序套管程序

2.鑽具組合

鑽具組合見表6-5。

表6-5 DS01-1井鑽具組合表

3.鑽井程序

鑽井程序見圖6-8。

圖6-8 施工工藝流程圖

4.鑽井液性能

鑽井液性能要求如表6-6。

表6-6 鑽井液性能要求

5.多分支水平井工程技術參數

多分支水平井工程技術參數如表6-7。

二、鑽井工藝技術

（一）工程井鑽井工藝

在工程井鑽井施工作業中分三開作業，作業流程和工藝詳述如下：表層一開，下表層套管固井；直井和造斜段二開，造斜點定向鑽進至煤層頂板著陸點，下套管固井；煤層水平段位三開，兩井對接連通鑽進，主井眼及分支井眼水平段鑽進，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技術參數

續表

（二）生產井鑽井工藝

（1）一開用311.1mm鑽頭鑽入基岩層2～5m後，下入φ244.5mm的套管並固井，水泥漿返至地面。

（2）候凝16h後二開，用φ215.9mm的鑽頭鑽至3號煤層底板下60m，循環干凈後起鑽，進行標准測井，准確確定煤層位置。

（3）測井後下入φ177.8mm的J55套管，煤層位置處帶一根玻璃鋼套管，然後用油井水泥固井，水泥返至3號煤層頂板200.00m以上，水泥漿密度1.85g/cm³。

（4）固井、候凝後，用φ152.4mm的鑽頭掃水泥塞，循環干凈後起鑽。

（5）根據煤層位置准確確定掃玻璃鋼位置後，下鑽掃玻璃鋼套管，循環干凈後起鑽。

（6）准確確定煤層位置後，下入掏穴工具至掏穴位置頂部，對煤層中部5.0m段掏穴，造穴井徑不小於500mm，循環干凈後起鑽。

（7）計算好填砂量，下鑽向井內投砂至預定深度，准確探定砂面後起鑽。

（8）將井場恢復至進場狀態。

（三）大位移分支水平井鑽井和懸空側鑽技術

1.大位移分支水平井鑽井

斜深與垂深之比大於1.8的水平井稱大位移水平井。其難度為鑽進中摩阻大，滑動鑽進加壓困難。採用鑽具倒裝，多旋轉少滑動，保證井眼平滑等措施減少摩阻。同時，隨井深摩阻增大，需入減阻器（Agitator）幫助克服摩阻。

2.懸空側鑽技術

在煤層段側鑽，不可能像油氣井填水泥候凝側鑽。側鑽時沒有井壁支撐，增加了側鑽難度。採用選好側鑽點和控制鑽時等措施來保證側鑽成功率。

根據實鑽井眼軌跡數據及DS01-1-L1靶點地質調整結果，做DS01-1-L1剖面數據。

起鑽至L1井的側鑽點位置，開始循環拉槽，定向、側鑽。根據主井眼滑動調整軌跡時工具的造斜率，確定側鑽分支時馬達的彎角。

側鑽時穩定工具面後，採取連續滑動的方式，盡快側鑽出新井眼。鑽進5m後逐漸加快機械鑽速，側鑽結束後，進行LWD實時測井。

滑動側鑽及轉盤穩斜鑽進均在煤層中鑽進，注意摩阻扭矩的變化。

鑽完L1井後，循環20min。起鑽至L2井的側鑽點位置。重復上述步驟，完成其餘分支井眼的作業。

起鑽至井口，關閘板防噴器，准備完井作業。

PHH-001井在後期施工中採用了兩次側鑽進行兩個分支井的施工。在側鑽時，主要做好了側鑽點、側鑽鑽頭、井下造斜工具、鑽具組合、鑽進方式的選擇等工作，側鑽效率較高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）綜合錄井

1.地質錄井

地質錄井主要是岩屑錄井和鑽時錄井，並取全、取准各項原始數據，以獲取地質資料建立鑽井地層柱狀。岩屑、鑽時錄井：一開井段不做要求，進入基岩風化帶超過20.00m，一開井深50.20m；二開、三開按設計要求進行錄井工作。

（1）岩屑錄井。岩屑錄井是建立地層柱狀的依據，也關繫到鑽井施工等相關作業。嚴格按照《地質錄井作業規范》的要求，加強錄井前的各項准備工作。撈取岩屑嚴格按照錄井規范做到不漏包、不丟包；清洗岩屑根據不同岩性採用不同工具和方法，保證了岩屑的數量和質量。岩屑描述實行專人負責，同時參考鑽時等有關資料，准確鑒定岩煤屑，為建立地層柱狀提供可靠的基礎資料。

（2）鑽時錄井。鑽時數據是繪制鑽時曲線的依據，而鑽時曲線是岩煤屑鑒定描述、進行地質分層的重要輔助資料，本井嚴格按照設計要求，准確地獲取了全井的鑽時數據。一開不要求；二開後進行鑽時錄井每0.5m記錄1點，為繪制鑽時曲線、劃分地層、水平井定向鑽進提供准確數據。

2.氣測錄井

（1）氣測錄井儀簡述。本井錄井使用的氣測錄井儀是上海神開科技工程有限公司生產的SK-2Q02C快速色譜錄井儀，主要適用於煤層氣、天然氣的勘探、開發的儀器設備，它的核心部分為高靈敏快速色譜SK-3Q03氫焰色譜儀，SK-3Q03氫焰色譜儀是鑽井勘探領域的淺層、薄層、地面導向的實時測量必備系統，是地面導向、薄層勘探、水平井勘探等鑽井勘探獲取鑽井現場與科研第一手信息的重要儀器，一般的綜合錄井儀分析周期是2min，SK-3Q03氫焰色譜儀的分析周期是30s，使用它可發現0.5m以下的薄層煤層，是煤層氣勘探開發的新一代綜合錄井儀。

（2）氣測錄井儀的使用。氣測錄井是根據鑽井過程中鑽遇煤氣層，氣體浸入泥漿鑽井液中返出地面，經電動脫氣器分離後進入色譜儀，從而分析出氣體成分，是發現煤層氣的重要手段，也關繫到鑽井施工等相關作業。本井嚴格按照《綜合錄井作業規范》的要求，加強錄井前的各項安裝准備工作。氣測錄井嚴格按照設計要求自二開至完鑽進行全自動連續測量，每1m記錄一點所測資料，全烴為連續記錄曲線，做到不漏點、不漏測；對氣測異常井段及時做出預報和初步解釋，保障了水平井的順利施工。

3.伽馬錄井

本井三開水平段鑽進過程中，在MWD隨鑽測斜儀中增加伽馬探管，利用自然伽馬曲線在不同地層中的反映，特別是在煤層頂、底板為泥岩時，自然伽馬曲線具有明顯的幅值反映。能夠分析判斷鑽頭是否在煤層中，當鑽頭穿透煤層到達其頂底板時，能夠及時調整MWD隨鑽測斜儀鑽進參數，使鑽頭重新回到煤層中。利用伽馬錄井配合鑽時、氣測、岩屑錄井，能夠很好地分析解釋鑽頭在煤層中水平鑽進，起到地質導向的作用。

（五）測井

測井內容及要求如表6-8。

表6-8 煤層氣多分支水平井測井內容及要求

三、定向和導向技術

（一）LWD隨鑽地質導向技術

「LWD」為隨鑽測井3個英文單詞的簡寫。利用LWD導向，監測的主要參數是：地層自然伽馬值和電阻率值，據此來判斷鑽頭是在煤層中鑽進，還是到了頂板或底板。地質師根據判斷，要求定向井工程師隨時調整井眼軌跡，最大限度保證在煤層中鑽進（圖6-9）。

DS01-1V井採取「轉動+滑動」的復合鑽進方式，以及LWD隨鑽實時測井，能有效地實現鑽頭在目標層中穿行，導向鑽進不但要考慮煤層穿行率，同時還要考慮機械鑽速。

二開造斜井段設計造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面設計為雙增圓弧剖面，連續造斜鑽進至3號煤層頂部，鑽至煤頂後，循環起鑽，調整馬達彎角。下鑽時准確確定馬達彎角方向，並預留反扭角；鑽完第一柱後每單根測斜，定向井勤預測軌跡；在斜井段內鑽具因故停止轉動（洗井、測斜、機修、保養等）時，鑽具需3～5min上提下放一次，活動距離不得小於6m，接立柱或起鑽時，所卸接頭需高於轉盤面1～2m，鑽進過程中不得轉動轉盤，接立柱時不得用轉盤卸扣。

圖6-9 地質導向示意圖

二開鑽進採用小鑽壓吊打，每50m測斜一次，保證井斜控制在2°以內。第二趟鑽增斜調整方位，採用Sperry-Sun MWD 測量方式，定向方式為高邊方式；第四趟鑽通井處理泥漿後下套管，起鑽測ESS多點；造斜鑽進時，地質工程師每2m撈砂一次，注意地層變化，造斜鑽進至煤層頂板後，控制鑽速，進入煤層斜深1m結束二開。固井設計時，因造斜率比較高，決定少下扶正器，具體為：入井第1根套管最下端加剛性扶正器1隻，100～380m井段每3根加彈簧扶正器1個每5根套管灌漿一次。

三開鑽進，試壓後鑽入新地層1m，處理泥漿後起鑽，接入「LWD+Motor」鑽具組合，按定向井的要求井口作業及測試；下鑽到底後，循環一周後導向鑽進；LWD實時檢測軌跡，保持井眼在煤層的中上部運移，鑽進過程中，解釋工程師密切注意實時測井曲線，發現雙Y曲線異常波動，及時與地質監督溝通，並結合返出岩屑，判斷井眼軌跡趨勢，及時採取措施，特別注意鑽入底部的粉煤層；注意震動篩煤的返出量，若返出量減少，立管壓力（LWD及錄井檢測）波動大，採取控制轉速等措施，保持井眼清潔；加強錄井、LWD監測，及時反饋，盡可能保持井眼在煤層中上部穿行；各分支井眼鑽進，進行LWD實時測井。

（二）MWD+伽馬探管+鑽時、岩屑、氣測錄井組合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段鑽進中，採用MWD無線隨鑽測斜儀進行定向鑽進，配合鑽時錄井、岩屑錄井、氣測錄井、伽馬錄井等方法進行地質導向。極大地降低成本，獲得了十分有效的定向結果。

根據地層性質，鑽進煤層時，鑽時小、伽馬值低、甲烷氣測值高；鑽入煤層頂板泥岩時，鑽時較大、伽馬值極高、甲烷氣測值較低；鑽遇石灰岩時，鑽時大、伽馬值較高、甲烷氣測值低。

煤層中施工水平井時，煤層鑽遇率是工程成功與否的關鍵。在施工中，施工方根據煤層鑽進的特點，總結一套有效保證煤層鑽遇率的方法。煤層鑽進時，氣測顯示值遠高於在頂底板的氣測顯示值，鑽時則明顯低於鑽進頂底板的鑽時；同時，將伽馬探管接在離鑽頭較近的位置，根據15號煤層低伽馬顯示值的特性，進行地質導向，取得了很好的效果，PHH-002井煤層鑽遇率高達80.7%。

（三）無線隨鑽測斜定向技術

PHH-001、PHH-002井採用國產無線隨鑽系統進行鑽井軌跡控制。在實際施工中，採用不同造斜率的螺桿鑽鑽進，RST-48型無線隨鑽系統電子探管將井底參數通過泥漿傳輸至地面，遠程計算機系統將泥漿脈沖進行解析後反饋給軌跡控制人員，軌跡控制人員通過採用滑動鑽進、復合鑽進、調整工具面、選擇鑽具造斜率等手段進行鑽井軌跡控制。

四、對接連通技術

與水平井對應直井所造的洞穴直徑一般為0.5～0.6m，水平井要穿過該洞穴，僅靠常規的精度很高的定向井測量儀器，一般來說是不可能的。必須採用專用連通儀器，用定向井測量儀器和工具作為配合，根據獲得的信號和指令，要求定向井工程師調整井眼軌跡，達到對接連通的目的（圖6-10）。

DS01-1 井鑽進參數：WOB 20～40kN；泵壓8MPa。

（1）直井下入VECTOR儀器。

（2）水平井接收信號，判斷與洞穴的相對位置。

（3）每3m測斜一次，根據定向井工程師的預測數據，連通工程師發出井斜、方位調整指令。

（4）定向井工程師依據指令，完成井斜和方位的調整。

（5）距洞穴3m，直井起出儀器。

（6）水平井旋轉鑽進連通，連通後鑽進10m左右，起鑽甩RMRS。

圖6-10 DS01-1工程井與生產井連通示意圖

五、排采技術

排采技術包括排采設備、排採制度和修井等方面的技術集成。

（一）排采設備

排采設備的選擇主要取決於井深、井底壓力、水的流速及氣的流速等因素。本項目直井選擇管式泵排采設備，工程井和生產井合一的水平井進行了專門的泵型試驗。

井口裝置包括：

（1）單井采氣系統。主要包括油、套環空出口+套管壓力表+支管線+火把。

（2）單井排液系統。主要包括油管出口+氣、水分離器+水計量表+排水管線。

（3）自動數據採集和設備自動控制系統。主要包括探頭、傳輸電纜。

CNG站的自動控制系統通過安裝於井口的探頭和傳輸電纜來採集各井的產水量和套管壓力數據及控制抽油機和電機的運行。

（二）排採制度

排采工作制度根據產水量和降液速度進行調整。各井各不相同，同一口井在排采先後階段需要適時調整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井採用1.5～1.8m沖程，1.5～6.0次/min沖次，保證每日3～5m³的降液速率，滿足該井排液，保持液面平穩。

（三）壓力煤粉控制和管理

3號煤煤質較硬，排采過程中，可以隨井液進入泵筒的只有懸浮的微粒，略大的井下物都沉積在井筒中，所以該類井在排采過程中，特別是排采初期，應當定期進行檢泵，清除井筒內沉積物，保證後期產氣的穩定。

15號煤煤質較軟，初期排采強度過大，降液速度過快，使井底流壓突然變化，會造成井眼坍塌。所以該類井必須控制好降液速度，防止過快造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。

（四）修井

排采期間由於產液含煤粉量大，井下有大量煤漿，運行時煤漿進入泵桶，部分隨井液排出地面，另有部分留在井桶內，造成凡爾堵塞或柱塞卡死，或因電路故障停機造成卡泵，因此排采井要定期進行修井作業。

六、裝備、工具

鑽井設備的選擇是鑽井成功的關鍵，水平井施工要求鑽機具備較大的提升能力和加壓鑽進能力。導向工具確保完成設計的井眼軌跡，提高煤層鑽遇率。對接系統要求准確連通。

（一）鑽機

1.ZJ30B鑽機設備清單

ZJ30B鑽機設備清單見表6-9。

2.T130XD頂驅車載鑽機

PHH-001、PHH-002井鑽井設備採用美國雪姆公司生產的T130XD頂驅車載鑽機。該鑽機主動力760馬力，名義鑽井深度1900m（311mm井徑，114mm鑽桿）。提升能力60t，頂驅給進能力14.5t，扭矩12kN·m，車載空壓機2.4MPa，排量38m³/min。井台可伸起2.41m，可以直接安裝防噴器。

表6-9 ZJ30B鑽機設備清單

續表

固控及防噴系統未列出。

該鑽機搬遷安裝極為方便，提升、回轉能力均能滿足煤層氣水平井施工的需要。該鑽機即可採用常規鑽井方法施工，也可採用空氣鑽井工藝施工。特別是該鑽機加尺時用時很短，一般不超過1min，有效地減少了鑽井時因停泵造成的井下復雜，使用鑽井設備見表6-10。

表6-10 鑽井設備配備表

（二）81/2″井眼井下特殊設備

81/2″井眼井下特殊設備見表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊設備清單

（三）6″井眼井下特殊設備

6″井眼井下特殊設備見表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊設備列表

七、鑽井液和儲層保護技術

（一）鑽井液性能要求

鑽井液性能要求見表6-6。

（二）鑽井液性能維護

（1）開鑽前檢查固控設備、配漿及循環系統是否符合要求，各開關閘門是否靈活。

（2）清泥漿罐，配漿。坂土漿需預水化24h以上。

（3）鑽進時開除砂器。一開結束，充分循環洗井。起鑽前適當提高泥漿黏切，確保表層套管順利下入。

（4）二開用好各種固控設備，保證鑽井液具有低的固相含量。

（5）造斜段確保井眼清潔；可以不定期使用稠泥漿段塞清洗井眼。

（6）造斜後應全面實施減阻防卡措施。

（7）通井鑽具到底後，充分循環洗凈，起鑽前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡減阻液，確保套管順利下入；下套管完循環洗井時適當降低泥漿黏切，以提高水泥漿頂替效率。

（9）水平段在煤層中鑽進，以清水為介質，加強固控、除氣。觀察返出岩屑情況，可打入生物聚合物XC，提高井底的凈化效果。

（10）鑽進用好振動篩和除砂器，清除煤粉。

（11）為了確實保護好煤層，嚴格按照設計，採用清水鑽進，用XC液體清潔井眼時高黏返出時放掉，泥漿罐內鑽井液超過30s，放掉換清水。

本井在使用清水+生物聚合物鑽煤層時可能存在風險，特製定兩套預案，但未實施。

（三）煤層保護技術

煤層氣井施工時，煤儲層保護極為關鍵。在本次鑽井中，主要採用清水鑽井液鑽進，嚴格控制鑽井液固相含量、密度，井內岩粉較多時，通過泵入高黏無污染鑽井液排出岩粉，既保證了井內安全，又防止了儲層污染。

15號煤採用清水作為循環沖冼液鑽進，為減少對儲層污染，施工中嚴格控制清洗液的密度和固相含量，相對密度不超過1.03，由於煤層鑽速很快，煤屑多，鑽進一段時間需往井內泵入一定量的高黏無污染清潔液排出煤粉，保證井下既安全鑽進又不污染煤層。完井起鑽前採用清水清孔，替換孔內鑽井液，保持孔內清潔干凈，確保出氣通道暢通。三開水平井鑽井過程中，為避免和減少沖洗液中固相顆粒對煤層的污染，煤層水平井段使用吸水的鑽進。但是由於清水的攜帶能力低，特別是水平井段不可避免地會造成煤屑、岩屑床，因此在鑽進過程中，遇到井內復時，及時使用XC配製的清掃液進行清理，保持了井底干凈，有效地避免了埋卡鑽，確保了鑽進安全，為本井的勝利完井打下了堅實的基礎。