水平井地质导向重点工作是什么

1. 水平井技术

水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，向大位移水平井、侧钻水平井、多分支水平井、羽状水平井、丛式水平井(PAD)、欠平衡水平井、连续油管钻井等技术方向发展，研制出技术含量更高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。重点是以下4个方面：

一是精细化管理。近年来，美国泥页岩气开发促进钻井发生了很大变化，即精细化管理、高效率、低成本。普遍采用丛式井组设计，表层采用小钻机批钻，通过提高钻机移运性、自动化程度，应用先进适用技术，钻井效率显著提高。美国Fayetteville页岩埋深1800～1900m，水平段长度由2007年的790m增加到2009年的1250m，钻井周期由18d降到11d，年钻井数由12口增加到34口。

二是旋转导向技术。为最大限度增加储层暴露面积，获得高质量的井眼，提高钻井有效进尺，国外研发出高造斜率旋转导向系统，造斜率可达15°/30m，可满足复杂井眼轨迹钻进，缩短钻井周期。长保径、高抗研磨性PDC钻头有利于保持井眼光滑，提高水平井眼钻井速度。水力振荡器利用水力产生轴向震动，以解决水平井眼摩阻过大及严重拖压问题，增加水平段的长度。

三是水平井地质导向技术。斯伦贝谢研发的PeriScope边界探测地质导向技术，可在360°方向、4.5m范围内进行电阻率扫描，探测钻头到地层或油水边界距离，及时控制井眼轨迹在储层中的位置，实现水平井眼精确导航。针对薄层、底水油气藏，它是精确控制水平井井眼轨迹的有效手段。哈里伯顿近期开发出的ADR方位深探测电阻率地质导向技术，探测深度达5.5m。

四是精细控压钻井技术。该技术是国际上近年来发展十分迅速的一项技术，可有效降低钻井事故或复杂情况，哈里伯顿、威德福、斯伦贝谢都自主研发了精细控压钻井系统。精细控压钻井技术不仅在深海、含H₂S碳酸盐岩地层以及盐层钻进中得到了应用，在Haynesville页岩通过精细控压钻井克服了页岩异常高压、溢流和漏失等复杂问题，大大节约了钻井周期。

在非常规油气勘探开发中，水平井还将呈现多元发展趋势。在煤层气开发中多分支井井身结构设计优化、分支侧钻轨迹控制、煤层井壁稳定等技术研发已成为重要发展方向。在低孔、低渗泥页岩气开发中，水平井钻井倾向于采用欠平衡钻井和控压钻井技术来保护储层，新一代旋转导向系统、随钻测井系统、井底钻具组合，符合泥页岩气地质特征的优质钻井液体系，新型的泡沫水泥同井技术等形成了适用于泥页岩气的水平井钻井技术体系。

2. 煤层气多分支水平羽状井技术应用

目前，受控定向钻进技术以煤层气多分支水平钻进（图2－3）最为复杂，最具代表性。煤层气多分支水平羽状井钻井工艺集水平井钻进、两井连通、分支井眼钻进、地质导向、欠平衡钻进技术为一体，是一项技术性强、施工难度大的系统技术工程。同时为了保持煤层的井壁稳定，煤层段采用小井眼钻进（Φ152.4mm井眼），这对钻井工具、测量仪器、钻井设备等都提出了新的要求。

图2－4 水平井连通直井示意图

3. 水平井开发技术

以油藏三维地质建模为指导，优化水平井方案设计，配套研究了适合特低渗透油藏特点的水平井轨道设计及控制技术、完井方式优选、提高固井质量和压裂配套等技术。

1.三维地质建模

三维地质建模是地震、测井、地质等多方面信息的综合反映，它主要是应用地质统计学、层序地层学、现代沉积学、随机理论及计算机可视化技术对油藏地质进行综合研究，并建立能够反映地下储层结构及物性参数非均质性的三维定量地质模型。建立州201区块地质模型的目的，一是建立三维可视化和数字化模型，为数值模拟提供前期的数据准备;二是为水平井钻井提供地质导向模型;三是通过储层预测模型，为开发井钻井调整提供参考。

(1)建模软件优选

通过对目前流行的商业建模软件RMS、GoCad和Petrel进行分析比较，认为Petrel软件是一套比较好的油藏精细描述和建模工具。它涵盖从地震解释、储层建模到油藏模拟的所有领域，使得地质家、地球物理师及油藏工程师在同一平台上，以有效的方式合作。Petrel建立的油藏地质模型较好地考虑了地质模型如何更好地为油藏数值模拟服务。在建立油藏地质模型过程中，Petrel充分考虑了网格的空间形态及网格结构特征对数值模拟计算速度的影响。Petrel建立的地质模型在数模中具有较好的计算性能，它严格遵循等时建模+成因控制储层相建模+确定性建模约束随机性建模(相控储层建模)等一系列地质建模原则，确保了储层三维定量模型的准确性。因此，储层建模采用了Petrel软件。

(2)建模技术应用

三维地质建模的一体化工作是在建立模型数据结构库的基础上(包括地震数据、储层反演数据、钻井数据、地层数据、断层数据及地质趋势和沉积信息)，建立构造模型、储层砂体模型及储层属性模型，进而建立储层参数模型。通过网格粗化和生产动态分析与调整，最后进行数值模拟网格设计地质模型粗化与输出。

应用Petrel建模软件，结合地震资料及完钻井资料，建立了州201区块47.3km²的地质模型。根据本区实际情况，确定了技术路线:以地震解释的层位、断层结果为基础，建立储层构造模型;在地震储层预测成果的约束下，采用序贯指示模拟法获得多个砂体骨架模型，进行优势相计算，确定最终砂体骨架模型;在砂体骨架模型内，采用序贯指示模拟法，对有效砂体进行模拟建模，在多个有效砂体骨架模型实现的基础上，进行优势相计算，确定最终有效砂体骨架模型;以有效砂体骨架模型为约束，采用序贯高斯模拟法，建立多个储层物性参数模型，并进行平均计算，建立最终的储层物性参数模型。为确保地质模型精度，采取了以下技术措施:

一是利用Petrel软件中的三维可视化技术对断层解释结果进行观察，对地震断层解释数据进行大量的整理和修改，消除了一些突然变化的与客观地质不符的畸变现象。二是在断面处理过程中加入了地震资料剖面质量控制，使得断层线尽可能与剖面断层特征吻合。通过精细的断层线处理，使断层线倾角相互间具有继承性，断面又相对光滑，保证断层之间正确的切割关系，使断层的分布及相互之间的关系与扶杨油层构造图具有基本相同的特征。三是通过断层的修正与Pillar gridding的反复多次工作，消除由断层质量问题给网格带来的尖峰现象，很好地控制了Pillar网格化质量。四是采用空变成图技术，保证了深度域构造图具有较高精度。在建模中采用深度域构造图与对应的t₀相除，求得各层位的速度场。在Petrel中以小层顶面数据为约束，建立了三维速度模型。采用所建速度模型对构造模型进行了时深转换，保证时深转换精度。五是将井点钻遇砂体情况作为一种属性，利用地震资料进行约束，建立了区块砂体属性模型。

(3)三维构造模型建立

构造模型由断层和层面模型组成。断层模型是根据地震解释和井资料校正的断层文件，建立断层在三维空间的分布;层面模型反映的是地层界面的三维分布。将地震解释的地层层面数据和测井分层数据相结合，建立FⅠ—FⅢ共17个小层的三维层面构造模型，用断层面切割地层层面，叠合后即为三维构造模型(图6-11)。

根据州201区块扶杨油层地质模型，对FⅠ5、FⅠ7两个主力层砂体建立了预测模型。从预测模型结果看，与储层沉积特征分析结果相吻合，FⅠ7显示较大规模河流沉积特征，其他非主力层多为窄河道砂体。

2.水平井优化设计方法

应用概念模型模拟了扶杨油层河道砂储层水平井-直井不同组合井网方式、不同长度与初期产量、不同方位水平井的开发效果，分析如下:

比较水平井与直井不同组合布井方式的开发效果，水平井注水—水平井采油开发效果最好，直井注水—水平井采油次之。考虑水平井钻井前需一定量的直井导向井，选用水平井—直井联合开发布井方式。

比较水平段长度与初期产量关系，结果表明:当水平段长度大于800m后产量增加幅度明显减小。在单层有效厚5.0m、空气渗透率小于1.5×10^-3μm²、流度小于0.35×10^-3μm²/mPa·s时，要达到经济极限产量，水平段长度大于575m;若空气渗透率大于1.5×10^-3μm²、流度大于0.35×10^-3μm²/mPa·s时，水平段长度大于500m。

长垣东部地应力为近东西向，油层改造后主裂缝也是东西向，扶杨油层注水后就存在方向性见水问题。比较不同方位水平井开发效果，结果表明，当裂缝不发育时，垂直方向累计产量高，开发效果最好;当裂缝发育或压裂导致注采井沿主裂缝方位沟通时，水平方向开发效果最好。因此，设计水平段方位与裂缝发育方向一致。

根据建模结果，以模拟的砂体分布为依据，在水平井设计过程中，将大规模连片分布的河道砂体作为钻遇目的层;同时考虑各砂体之间的跨度和水平井顺利施工的要求，州201区块的3口水平井采用了3种井轨方式:常规水平井、阶梯水平井和分支阶梯水平井。

(1)肇29-平30井

建模结果切片显示，该井区只有FⅠ5层的砂体发育，厚度相对较大。其中仅FⅠ5₃单砂体分布稳定，设计该井水平井目的层为FⅠ5₃。对只发育一个单砂体的井区，采用常规水平井钻井。

根据该井设计井位的区域构造、沉积特征及地应力资料，对单砂体进行了细分对比研究，并根据砂岩发育情况设计了水平井轨迹。采用安全、易于钻进和控制的井轨，自西向东小角度下倾钻遇FⅠ5₃砂体，设计水平段长度568m。

图6-11 州201试验区三维构造模型

此井设计为水平井注水井，投产初期不压裂投注，试注后根据注水状况再确定是否压裂。另外，考虑到水平井规模化发展的需要，为充实现有地质资料，对肇29-平30井设计钻井取心20m。

该井于2006年6月17日开钻，钻井过程中发现设计目的层(FⅠ5₃)在靠近肇29-31井方向砂体发育变差，于2006年7月9日提前完钻。该井实际钻遇水平段长度445m，钻遇含油砂岩长度245m，含油砂岩钻遇率55.1%。共取心2筒，心长11m。

(2)肇33-平28井

建模结果显示，只有FⅠ7层砂体发育，该层发育FⅠ7₂、FⅠ7₃两个小层，为两期河道叠加而成，因此，设计该井水平井的目的层为FⅠ7₂、FⅠ7₃。对发育多个跨度较小的单砂体，采用阶梯式水平井钻井。

该井区FⅠ7层主要发育FⅠ7₂和FⅠ7₃两个小层，设计先钻进FⅠ7₂层，垂深1732m，在该层中水平钻进210m后钻FⅠ7₃层，再水平钻进210m后完钻，整个水平段长度为500m。另外，设计取心20m。

该井于2006年6月12日开钻，7月15日完钻。在FⅠ7₂层实际完钻水平段长度249m，与方案设计结果基本相符。后期向下钻FⅠ7₃层，完钻水平段长度232m。全井实际完钻水平段长度549m，钻遇含油砂岩长度481m，含油砂岩钻遇率100%。在FⅠ7₃层取心2筒，心长11m。

(3)肇分31-平28井

建模结果显示，在水平井设计井轨横向切片上FⅠ7、FⅡ5两个层砂体发育，但两个层之间的跨度大，根据周围直井统计，平均跨度58m，为保证储量的有效动用，该井设计上分支以FⅠ7₂、FⅠ7₃为目的层，下分支以FⅡ5₁、FⅡ5₂为目标层。对发育两个以上跨度较大、层内发育多个单砂体的井区，采用同向分支阶梯式水平井钻井。

FⅠ7层主要发育3组单砂体，其中FⅠ7₂和FⅠ7₃厚度较大;FⅡ5主要发育两组单砂体(FⅡ5₁和FⅡ5₂)。根据单砂体发育情况，设计第一分支先钻进FⅡ5₁，入靶点A垂深1794.5m，水平钻进150m后，再中靶FⅡ5₂，水平钻井299m完钻。第二分支入靶点在FⅠ7₂，入靶点砂岩厚度约4.0m，有效厚度2.2m，水平钻进137m后，再中靶FⅠ7₃，水平钻进287m完钻。上下分支水平段长度均为504m。该井为水平井采油井，考虑到扶杨油层自然产能低，为了提高产能，对该井压裂投产。

该井下分支于2006年4月18日开钻，钻井过程中发现FⅡ5₁层厚度发育较大，为确保钻遇率，在FⅡ5₁层实际完钻水平段长度296m，比方案设计水平段长度(150m)增加了146m。后期向下钻FⅡ5₂层时，随钻测井显示含油砂岩厚度仅0.8m，钻穿该层后完钻。该分支实际完钻水平段长度481m，钻遇含油砂岩长度308m，含油砂岩钻遇率100%。

上分支于2006年5月11日开钻，在FⅠ7₂层实际完钻水平段长度238m，比方案设计水平段长度(136m)增加了102m。后期向下钻FⅠ7₃层，水平段长度76m。该分支实际完钻水平段长度458m，钻遇含油砂岩长度314m，含油砂岩钻遇率100%。

试验区完钻3口水平井结果显示，砂体预测模型比较可靠。其中肇分31-平28、肇33-平28井钻遇砂岩基本与建模预测结果一致，都钻遇两期河道，含油砂岩钻遇率达到100%。肇29-平30井在FⅠ5₃钻遇含油砂岩水平段长度245m后，岩性发生变化，由含油粉砂岩变为泥质粉砂岩，最后变为泥岩，表明FⅠ5₃小层的河道宽度在250m左右，与预测有一定差距。在钻遇245m含油砂岩后，由于没有追踪到其他河道，导致含油砂岩钻遇率较低。

3.特低渗透储层水平井限流法一次压裂多层工艺

针对州201试验区储层物性差、自然产能低，必须压裂投产的实际，开展了水平井限流法一次压裂多层技术攻关。

(1)水平井限流法压裂射孔完井优化

射孔孔数优化:州201试验区水平井均设计在一个小层或小层组内，但根据该区块直井统计，同层间不同井的破裂压力差别最大为3.9MPa。因此，为保证同井筒内各射孔压裂段均能压开，射孔孔眼摩阻必须大于4MPa。根据大庆所有射孔枪弹的射孔穿透能力及水泥靶实际射孔孔眼边缘均匀情况的调查统计，其中孔径为8.8mm的8.8DP36RDX-1型射孔枪、弹组合最适合水平井限流法压裂施工。因此，确定水平井限流法压裂的单孔最低排量为0.3m³/min。

油田现有的压裂车组及采用的井口和地面管汇压力指标为70MPa，施工排量最高可达到7.6m³/min，因此，对应的最大理论孔数为7.6～0.3m³/min(孔≈25孔)。

实施限流法压裂时，在直井段下入压力计，进行射孔有效孔数反演计算，射孔孔眼有效率平均为70.6%。考虑到现场实际排量受压裂泵车影响较大，为保证每个射孔孔眼单孔排量达到0.3m³/min以上，初步设计单孔限流排量为0.35～0.4m³/min，即限流法保守射孔孔眼数为:19～22孔。

射孔方位优化:扶杨油层水平井多为薄互层中的物性相对较好的储层，裂缝的上下延伸方向主要受物性控制。针对这一情况，摸索了3种射孔方位:从最初的1/3圆周射孔、1/2圆周射孔发展到3/4圆周射孔。从压裂工艺发展过程分析，射孔方位对射孔孔眼数较少的限流法影响不大，3/4圆周射孔的方式更有利于降低近井复杂性和阻力产生的概率。因此，3/4圆周射孔的方式成为主要射孔方式之一。

(2)水平井限流压裂优化设计方法

一是形成了合理分段布缝的方法。首先，根据裂缝和砂体在实钻轨迹上的投影位置与周围注水井的关系，对横向裂缝，避开对应水井，均匀布缝，避免裂缝间干扰;对纵向裂缝，避免重叠。其次优选的压裂段位于含油砂岩内，电性显示明显，含油饱满、总烃含量高。另外，人工裂缝尽量沟通邻近的油层，实现一缝穿多层，保证增产效果。二是针对不同裂缝与水平井段夹角关系，形成了利用横向裂缝(应用FracPT)、纵向裂缝(应用Go-hFer2005)压裂软件进行施工规模、施工参数优化及产能预测技术。

(3)水平井限流压裂裂缝诊断和测试技术

限流法压裂的关键是必须保证各裂缝都有足够的射孔孔眼吸液，使地层破裂并延伸。它的准确诊断是限流法压裂的关键所在。为此，近几年通过大量测取各种管径、排量组合的摩阻及大小喷嘴的摩阻，使孔缝摩阻计算更准确，从而解决了限流法有效孔数准确判断难的问题。同时，研究成功通过小型测试压裂、应用G函数直接判断裂缝压开数的测试与解释技术，使水平井限流压裂各缝压开率大幅度提高。通过压裂后密闭测井温证实，水平井限流法各缝压开率达到了100%。

(4)限流法压裂保持井底压力的施工控制方法

研究形成了始终保持井底压力的施工控制方法。射孔孔眼变大后，通过提高单孔排量，保持同样的孔眼摩阻，即当孔眼由8.8mm增加到9.94mm时，只要单孔排量提高到0.4m³/min，摩阻为5.4MPa，仍然能够超过4.2MPa限流压裂的界限，保证各裂缝均能顺利延伸并被支撑剂良好填充。

(5)适应大排量、高砂比的耐磨压裂管柱

通过中心管优选耐磨材质，改进工具连接部位的结构，采用橡胶垫充填间隙，研制了Y344-115封隔器，提高压裂管柱的耐磨性。管柱结构由安全接头、防磨接头、水力锚、两级Y344-115封隔器、喷嘴组成。采用两级Y344-115封隔器，在提高管柱的承压性能的同时，还可满足耐温90℃、耐压70MPa的要求。在水力锚设计有12个锚爪，提高其锚定性能，可满足124mm套管耐压70MPa的要求。

4. 端氏多分支水平井工程技术

一、煤层气多分支水平井的井型和设计优化

（一）多分支水平井命名规则

井名分4种：工程井、生产井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般采用如下规则，井名由区块、工程井、翼数、生产井组成。如DS01-1V，DS表示“端氏”区块名称，以汉语拼音首个字母缩写；01表示第一个工程井，-1表示第一个翼，-1V表示该翼的生产井，-L1表示第一个分支水平井。

生产井用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为分支数目（图6-1）。

图6-1 多分支水平井井名的命名规则

多分支水平井由工程井和生产井组成一翼，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。生产井为直井，在煤层段造洞穴，并与水平段连通（图6-2）。

图6-2 单翼多分支水平井生产井和工程井组合图

为了提高井场利用效率，在一个井场可以设计一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井网络布满煤层的抽排面积。

（二）井型分类

示范工程共实施6口多分支水平井，对5种类型的井进行了试验。

1.按工程井和生产井组合分类

按工程井和生产井组合情况，分为工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（图6-3），后者如PHH-001、PHH-002（图6-4）。

图6-3 工程井和生产井分离的多分支水平井

图6-4 工程井和生产井合一的多分支水平

2.按主支数量分类

按主支数量，本次可以分为单主支多分支水平井和双主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（图6-5）。

3.按完井类型分类

按完井类型，本次进行末端对接试验，采用单支水平井，分工程井和生产井，因此称为末端对接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（图6-6）。

图6-5 单主支多分支水平井

图6-6 末端对接水平井

4.不同类型井优点

这些类型不同的多分支水平井，针对不同的地形、地质条件和煤层特征进行设计和部署，以最低的工程成本，获得最好的生产效益。

单翼双主支多分支水平井，如DS01-1井，优点在于施工方便，主井眼不易损坏，有利于井壁保持稳定，避免由于工程施工中频繁活动而导致井壁坍塌，堵塞井眼。同时有利于增加分支井数，增大排泄面积。

工程井和生产井合而为一，如PHH-001、PHH-002井，优点是节省工程量，降低成本，减少技术难度，不用进行两井连通的高难度高技术施工程序。缺点是井下泵无法下到近煤层的低位位置，距煤层距离一般还有20m左右，泵只能下到弯曲区段，因此，抽油机杆易被磨损。

单翼双主支多分支水平井和工程井、生产井合而为一的多分支水平井的设计，是一种创造性地设计，在本项目得到第一次应用和试验，是一次具有创造性的实践，具有非常重要的意义，推广价值巨大。

（三）井型设计和优化

水平井井型设计和优化对钻井的成功具有重要意义。DS01-1等利用landmark设计软件优化多分支水平井施工设计。PHH-002等井轨迹采用兰德马克的Compass钻井轨迹设计软件包完成，钻井轨迹采用双增剖面双控制点，第一剖面采用曲率半径较大，造斜率较低；第二剖面采用曲率半径较小，造斜率较高，既降低了施工难度，又保证了轨迹控制，确保了在15号煤层的顺利着陆。

1.井身结构

（1）工程井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三开：φ152.4mm钻头开钻，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，图6-7）。

表6-1 DS01-1井钻头程序

表6-2 DS01-1井钻头程序套管程序

图6-7 工程井井身结构示意图

（2）生产井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤层段下玻璃钢套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井钻头程序

表6-4 DS01-1V井钻头程序套管程序

2.钻具组合

钻具组合见表6-5。

表6-5 DS01-1井钻具组合表

3.钻井程序

钻井程序见图6-8。

图6-8 施工工艺流程图

4.钻井液性能

钻井液性能要求如表6-6。

表6-6 钻井液性能要求

5.多分支水平井工程技术参数

多分支水平井工程技术参数如表6-7。

二、钻井工艺技术

（一）工程井钻井工艺

在工程井钻井施工作业中分三开作业，作业流程和工艺详述如下：表层一开，下表层套管固井；直井和造斜段二开，造斜点定向钻进至煤层顶板着陆点，下套管固井；煤层水平段位三开，两井对接连通钻进，主井眼及分支井眼水平段钻进，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技术参数

续表

（二）生产井钻井工艺

（1）一开用311.1mm钻头钻入基岩层2～5m后，下入φ244.5mm的套管并固井，水泥浆返至地面。

（2）候凝16h后二开，用φ215.9mm的钻头钻至3号煤层底板下60m，循环干净后起钻，进行标准测井，准确确定煤层位置。

（3）测井后下入φ177.8mm的J55套管，煤层位置处带一根玻璃钢套管，然后用油井水泥固井，水泥返至3号煤层顶板200.00m以上，水泥浆密度1.85g/cm³。

（4）固井、候凝后，用φ152.4mm的钻头扫水泥塞，循环干净后起钻。

（5）根据煤层位置准确确定扫玻璃钢位置后，下钻扫玻璃钢套管，循环干净后起钻。

（6）准确确定煤层位置后，下入掏穴工具至掏穴位置顶部，对煤层中部5.0m段掏穴，造穴井径不小于500mm，循环干净后起钻。

（7）计算好填砂量，下钻向井内投砂至预定深度，准确探定砂面后起钻。

（8）将井场恢复至进场状态。

（三）大位移分支水平井钻井和悬空侧钻技术

1.大位移分支水平井钻井

斜深与垂深之比大于1.8的水平井称大位移水平井。其难度为钻进中摩阻大，滑动钻进加压困难。采用钻具倒装，多旋转少滑动，保证井眼平滑等措施减少摩阻。同时，随井深摩阻增大，需入减阻器（Agitator）帮助克服摩阻。

2.悬空侧钻技术

在煤层段侧钻，不可能像油气井填水泥候凝侧钻。侧钻时没有井壁支撑，增加了侧钻难度。采用选好侧钻点和控制钻时等措施来保证侧钻成功率。

根据实钻井眼轨迹数据及DS01-1-L1靶点地质调整结果，做DS01-1-L1剖面数据。

起钻至L1井的侧钻点位置，开始循环拉槽，定向、侧钻。根据主井眼滑动调整轨迹时工具的造斜率，确定侧钻分支时马达的弯角。

侧钻时稳定工具面后，采取连续滑动的方式，尽快侧钻出新井眼。钻进5m后逐渐加快机械钻速，侧钻结束后，进行LWD实时测井。

滑动侧钻及转盘稳斜钻进均在煤层中钻进，注意摩阻扭矩的变化。

钻完L1井后，循环20min。起钻至L2井的侧钻点位置。重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。

起钻至井口，关闸板防喷器，准备完井作业。

PHH-001井在后期施工中采用了两次侧钻进行两个分支井的施工。在侧钻时，主要做好了侧钻点、侧钻钻头、井下造斜工具、钻具组合、钻进方式的选择等工作，侧钻效率较高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）综合录井

1.地质录井

地质录井主要是岩屑录井和钻时录井，并取全、取准各项原始数据，以获取地质资料建立钻井地层柱状。岩屑、钻时录井：一开井段不做要求，进入基岩风化带超过20.00m，一开井深50.20m；二开、三开按设计要求进行录井工作。

（1）岩屑录井。岩屑录井是建立地层柱状的依据，也关系到钻井施工等相关作业。严格按照《地质录井作业规范》的要求，加强录井前的各项准备工作。捞取岩屑严格按照录井规范做到不漏包、不丢包；清洗岩屑根据不同岩性采用不同工具和方法，保证了岩屑的数量和质量。岩屑描述实行专人负责，同时参考钻时等有关资料，准确鉴定岩煤屑，为建立地层柱状提供可靠的基础资料。

（2）钻时录井。钻时数据是绘制钻时曲线的依据，而钻时曲线是岩煤屑鉴定描述、进行地质分层的重要辅助资料，本井严格按照设计要求，准确地获取了全井的钻时数据。一开不要求；二开后进行钻时录井每0.5m记录1点，为绘制钻时曲线、划分地层、水平井定向钻进提供准确数据。

2.气测录井

（1）气测录井仪简述。本井录井使用的气测录井仪是上海神开科技工程有限公司生产的SK-2Q02C快速色谱录井仪，主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备，它的核心部分为高灵敏快速色谱SK-3Q03氢焰色谱仪，SK-3Q03氢焰色谱仪是钻井勘探领域的浅层、薄层、地面导向的实时测量必备系统，是地面导向、薄层勘探、水平井勘探等钻井勘探获取钻井现场与科研第一手信息的重要仪器，一般的综合录井仪分析周期是2min，SK-3Q03氢焰色谱仪的分析周期是30s，使用它可发现0.5m以下的薄层煤层，是煤层气勘探开发的新一代综合录井仪。

（2）气测录井仪的使用。气测录井是根据钻井过程中钻遇煤气层，气体浸入泥浆钻井液中返出地面，经电动脱气器分离后进入色谱仪，从而分析出气体成分，是发现煤层气的重要手段，也关系到钻井施工等相关作业。本井严格按照《综合录井作业规范》的要求，加强录井前的各项安装准备工作。气测录井严格按照设计要求自二开至完钻进行全自动连续测量，每1m记录一点所测资料，全烃为连续记录曲线，做到不漏点、不漏测；对气测异常井段及时做出预报和初步解释，保障了水平井的顺利施工。

3.伽马录井

本井三开水平段钻进过程中，在MWD随钻测斜仪中增加伽马探管，利用自然伽马曲线在不同地层中的反映，特别是在煤层顶、底板为泥岩时，自然伽马曲线具有明显的幅值反映。能够分析判断钻头是否在煤层中，当钻头穿透煤层到达其顶底板时，能够及时调整MWD随钻测斜仪钻进参数，使钻头重新回到煤层中。利用伽马录井配合钻时、气测、岩屑录井，能够很好地分析解释钻头在煤层中水平钻进，起到地质导向的作用。

（五）测井

测井内容及要求如表6-8。

表6-8 煤层气多分支水平井测井内容及要求

三、定向和导向技术

（一）LWD随钻地质导向技术

“LWD”为随钻测井3个英文单词的简写。利用LWD导向，监测的主要参数是：地层自然伽马值和电阻率值，据此来判断钻头是在煤层中钻进，还是到了顶板或底板。地质师根据判断，要求定向井工程师随时调整井眼轨迹，最大限度保证在煤层中钻进（图6-9）。

DS01-1V井采取“转动+滑动”的复合钻进方式，以及LWD随钻实时测井，能有效地实现钻头在目标层中穿行，导向钻进不但要考虑煤层穿行率，同时还要考虑机械钻速。

二开造斜井段设计造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面设计为双增圆弧剖面，连续造斜钻进至3号煤层顶部，钻至煤顶后，循环起钻，调整马达弯角。下钻时准确确定马达弯角方向，并预留反扭角；钻完第一柱后每单根测斜，定向井勤预测轨迹；在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放一次，活动距离不得小于6m，接立柱或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，钻进过程中不得转动转盘，接立柱时不得用转盘卸扣。

图6-9 地质导向示意图

二开钻进采用小钻压吊打，每50m测斜一次，保证井斜控制在2°以内。第二趟钻增斜调整方位，采用Sperry-Sun MWD 测量方式，定向方式为高边方式；第四趟钻通井处理泥浆后下套管，起钻测ESS多点；造斜钻进时，地质工程师每2m捞砂一次，注意地层变化，造斜钻进至煤层顶板后，控制钻速，进入煤层斜深1m结束二开。固井设计时，因造斜率比较高，决定少下扶正器，具体为：入井第1根套管最下端加刚性扶正器1只，100～380m井段每3根加弹簧扶正器1个每5根套管灌浆一次。

三开钻进，试压后钻入新地层1m，处理泥浆后起钻，接入“LWD+Motor”钻具组合，按定向井的要求井口作业及测试；下钻到底后，循环一周后导向钻进；LWD实时检测轨迹，保持井眼在煤层的中上部运移，钻进过程中，解释工程师密切注意实时测井曲线，发现双Y曲线异常波动，及时与地质监督沟通，并结合返出岩屑，判断井眼轨迹趋势，及时采取措施，特别注意钻入底部的粉煤层；注意震动筛煤的返出量，若返出量减少，立管压力（LWD及录井检测）波动大，采取控制转速等措施，保持井眼清洁；加强录井、LWD监测，及时反馈，尽可能保持井眼在煤层中上部穿行；各分支井眼钻进，进行LWD实时测井。

（二）MWD+伽马探管+钻时、岩屑、气测录井组合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段钻进中，采用MWD无线随钻测斜仪进行定向钻进，配合钻时录井、岩屑录井、气测录井、伽马录井等方法进行地质导向。极大地降低成本，获得了十分有效的定向结果。

根据地层性质，钻进煤层时，钻时小、伽马值低、甲烷气测值高；钻入煤层顶板泥岩时，钻时较大、伽马值极高、甲烷气测值较低；钻遇石灰岩时，钻时大、伽马值较高、甲烷气测值低。

煤层中施工水平井时，煤层钻遇率是工程成功与否的关键。在施工中，施工方根据煤层钻进的特点，总结一套有效保证煤层钻遇率的方法。煤层钻进时，气测显示值远高于在顶底板的气测显示值，钻时则明显低于钻进顶底板的钻时；同时，将伽马探管接在离钻头较近的位置，根据15号煤层低伽马显示值的特性，进行地质导向，取得了很好的效果，PHH-002井煤层钻遇率高达80.7%。

（三）无线随钻测斜定向技术

PHH-001、PHH-002井采用国产无线随钻系统进行钻井轨迹控制。在实际施工中，采用不同造斜率的螺杆钻钻进，RST-48型无线随钻系统电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。

四、对接连通技术

与水平井对应直井所造的洞穴直径一般为0.5～0.6m，水平井要穿过该洞穴，仅靠常规的精度很高的定向井测量仪器，一般来说是不可能的。必须采用专用连通仪器，用定向井测量仪器和工具作为配合，根据获得的信号和指令，要求定向井工程师调整井眼轨迹，达到对接连通的目的（图6-10）。

DS01-1 井钻进参数：WOB 20～40kN；泵压8MPa。

（1）直井下入VECTOR仪器。

（2）水平井接收信号，判断与洞穴的相对位置。

（3）每3m测斜一次，根据定向井工程师的预测数据，连通工程师发出井斜、方位调整指令。

（4）定向井工程师依据指令，完成井斜和方位的调整。

（5）距洞穴3m，直井起出仪器。

（6）水平井旋转钻进连通，连通后钻进10m左右，起钻甩RMRS。

图6-10 DS01-1工程井与生产井连通示意图

五、排采技术

排采技术包括排采设备、排采制度和修井等方面的技术集成。

（一）排采设备

排采设备的选择主要取决于井深、井底压力、水的流速及气的流速等因素。本项目直井选择管式泵排采设备，工程井和生产井合一的水平井进行了专门的泵型试验。

井口装置包括：

（1）单井采气系统。主要包括油、套环空出口+套管压力表+支管线+火把。

（2）单井排液系统。主要包括油管出口+气、水分离器+水计量表+排水管线。

（3）自动数据采集和设备自动控制系统。主要包括探头、传输电缆。

CNG站的自动控制系统通过安装于井口的探头和传输电缆来采集各井的产水量和套管压力数据及控制抽油机和电机的运行。

（二）排采制度

排采工作制度根据产水量和降液速度进行调整。各井各不相同，同一口井在排采先后阶段需要适时调整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井采用1.5～1.8m冲程，1.5～6.0次/min冲次，保证每日3～5m³的降液速率，满足该井排液，保持液面平稳。

（三）压力煤粉控制和管理

3号煤煤质较硬，排采过程中，可以随井液进入泵筒的只有悬浮的微粒，略大的井下物都沉积在井筒中，所以该类井在排采过程中，特别是排采初期，应当定期进行检泵，清除井筒内沉积物，保证后期产气的稳定。

15号煤煤质较软，初期排采强度过大，降液速度过快，使井底流压突然变化，会造成井眼坍塌。所以该类井必须控制好降液速度，防止过快造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

（四）修井

排采期间由于产液含煤粉量大，井下有大量煤浆，运行时煤浆进入泵桶，部分随井液排出地面，另有部分留在井桶内，造成凡尔堵塞或柱塞卡死，或因电路故障停机造成卡泵，因此排采井要定期进行修井作业。

六、装备、工具

钻井设备的选择是钻井成功的关键，水平井施工要求钻机具备较大的提升能力和加压钻进能力。导向工具确保完成设计的井眼轨迹，提高煤层钻遇率。对接系统要求准确连通。

（一）钻机

1.ZJ30B钻机设备清单

ZJ30B钻机设备清单见表6-9。

2.T130XD顶驱车载钻机

PHH-001、PHH-002井钻井设备采用美国雪姆公司生产的T130XD顶驱车载钻机。该钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m³/min。井台可伸起2.41m，可以直接安装防喷器。

表6-9 ZJ30B钻机设备清单

续表

固控及防喷系统未列出。

该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机即可采用常规钻井方法施工，也可采用空气钻井工艺施工。特别是该钻机加尺时用时很短，一般不超过1min，有效地减少了钻井时因停泵造成的井下复杂，使用钻井设备见表6-10。

表6-10 钻井设备配备表

（二）81/2″井眼井下特殊设备

81/2″井眼井下特殊设备见表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊设备清单

（三）6″井眼井下特殊设备

6″井眼井下特殊设备见表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊设备列表

七、钻井液和储层保护技术

（一）钻井液性能要求

钻井液性能要求见表6-6。

（二）钻井液性能维护

（1）开钻前检查固控设备、配浆及循环系统是否符合要求，各开关闸门是否灵活。

（2）清泥浆罐，配浆。坂土浆需预水化24h以上。

（3）钻进时开除砂器。一开结束，充分循环洗井。起钻前适当提高泥浆黏切，确保表层套管顺利下入。

（4）二开用好各种固控设备，保证钻井液具有低的固相含量。

（5）造斜段确保井眼清洁；可以不定期使用稠泥浆段塞清洗井眼。

（6）造斜后应全面实施减阻防卡措施。

（7）通井钻具到底后，充分循环洗净，起钻前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡减阻液，确保套管顺利下入；下套管完循环洗井时适当降低泥浆黏切，以提高水泥浆顶替效率。

（9）水平段在煤层中钻进，以清水为介质，加强固控、除气。观察返出岩屑情况，可打入生物聚合物XC，提高井底的净化效果。

（10）钻进用好振动筛和除砂器，清除煤粉。

（11）为了确实保护好煤层，严格按照设计，采用清水钻进，用XC液体清洁井眼时高黏返出时放掉，泥浆罐内钻井液超过30s，放掉换清水。

本井在使用清水+生物聚合物钻煤层时可能存在风险，特制定两套预案，但未实施。

（三）煤层保护技术

煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻井液钻进，严格控制钻井液固相含量、密度，井内岩粉较多时，通过泵入高黏无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。

15号煤采用清水作为循环冲冼液钻进，为减少对储层污染，施工中严格控制清洗液的密度和固相含量，相对密度不超过1.03，由于煤层钻速很快，煤屑多，钻进一段时间需往井内泵入一定量的高黏无污染清洁液排出煤粉，保证井下既安全钻进又不污染煤层。完井起钻前采用清水清孔，替换孔内钻井液，保持孔内清洁干净，确保出气通道畅通。三开水平井钻井过程中，为避免和减少冲洗液中固相颗粒对煤层的污染，煤层水平井段使用吸水的钻进。但是由于清水的携带能力低，特别是水平井段不可避免地会造成煤屑、岩屑床，因此在钻进过程中，遇到井内复时，及时使用XC配制的清扫液进行清理，保持了井底干净，有效地避免了埋卡钻，确保了钻进安全，为本井的胜利完井打下了坚实的基础。