中国煤层气技术现状及发展趋势
中国煤层气资源量为30~35万亿m3,其中埋深为300~1500m范围内煤层气总资源量约为25万亿m3。自20世纪八九十年代开始,经过几十年攻关探索,我国在煤层气地质理论、资源预测与区块评价、钻井完井及压裂技术等方面取得了较大进展,特别是近年高阶煤煤层气富集理论与煤层气多分支水平井、U型井等复杂结构井技术钻采煤层气资源取得了较好的效果。然而,不可否认我国煤层气产量依然较低,煤层气钻井过程中仍有较多难题需要解决,钻井安全与煤层保护矛盾依然突出。继续加大煤层气钻井新技术研究,保障钻井安全,提高煤层气勘探开发效益,已刻不容缓。为此综述了目前我国煤层气复杂结构井钻井过程中遇到的难题,就国内煤层钻井技术现状进行了详细介绍,并给出了具体建议。 1 煤层钻井技术难题 煤岩具有特殊的物理力学性质,钻井方式、工艺、钻井液、完井方式与常规油气钻采明显不同,传统经验及钻采方式无法满足复杂结构井钻进煤层需要。在探索新技术、新工艺过程中,井壁失稳、煤层损害、完井效果差等难题一直困扰着煤层气的高效勘探开发。 1)煤岩割理发育,胶结差,强度低,井壁易失稳。为最大限度保护煤层气资源,现场复杂结构井多采用清水作为钻井液钻井煤层。但清水黏度低、滤失量大、携岩效果差,力学化学耦合作用进一步了弱化了井壁煤岩强度。因此,井下事故复杂时有发生。统计显示,2011年沁水盆地郑庄区块已钻成的6口多分支水平井共发生井塌及卡钻事故5次,事故复杂率较高,造成了较大经济损失。 2)煤层地质基础差,易受损害。煤层低孔隙、低渗透、低压力,发育方解石、菱铁矿、斜长石、黄铁矿等敏感矿物,此外还发育高岭石、绿泥石等黏土矿物。常规钻井完井液侵入煤层,引起煤层流体敏感和固相侵入损害,妨碍煤层甲烷解吸。此外,由于储层压力低,侵入的工作液难以返排,煤层气渗流通道极易受阻。 3)完井效果差,煤层气产量低。清水钻井最大的弊端除了不利于多分支水平井等复杂结构井井壁稳定外,还不利于完井,不利于煤层气长期开采。清水钻进复杂结构井时,井径不规则、井壁掉块严重,钻成的井眼重入性差,多采用裸眼完井。由于无套管或筛管支撑井壁,煤层气开采几年后井壁便会坍塌,大大缩短了煤层气井采气寿命。而据国外经验煤层气井平均可开采20~30年,有些井可达40年。没有套管或筛管的煤层气水平井以及U型井将无法进行增产作业,降低了煤层气的勘探开发效益。据统计,2011年我国地面煤层气产量仅23亿m3,远低于国家于2010年地面煤层气产量提升至50亿m3的规划。 煤层气是一种非常规天然气资源,其独特地质特征及钻采技术难题,要求我们必须解放思想,创新思维,加大投入,不断完善煤层钻井技术及配套。 2 多分支水平井技术 煤层气多分支水平井与常规油气井有本质的不同,它由多分支水平井和洞穴井组成水平井组,它创新了分支水平井技术、远距离连通技术、地质导向技术、欠平衡钻井技术等,是一项具有独特技术、施工难度高的系统工程。 目前,我国初步掌握了水平井眼侧钻技术、钻具组合优化设计技术、井眼轨迹导向控制技术、主水平井眼与裸眼 洞 穴连 通 工 艺 技术、抽 排 井 造 洞 穴 工 艺 技术。打破了国外公司对煤层气多分支水平井技术服务的垄断,短短几年时间,山西沁水盆地已钻多分支水平井60多口。此外,还形成了双底多分支水平井钻井技术。通过多年的研究工作,多分支水平井配套技术更为完善,刷新了多项技术指标:①煤层钻遇率由86%提高到98%;②总进尺由2900m提高到5200m;③纯煤进尺由2300m提高到4800m;④工程指标的钻井周期和建井周期大幅度缩短,钻速大大提高,多口井无事故复杂。 我国多分支水平井技术已经取得了重大进展,但清水钻进过程中的煤层坍塌埋钻具等风险尚未得到根本解决,严重地制约了多分支水平井技术的发展和煤层气资源的高效勘探开发。 3 U型井技术 U型井技术即U型水平连通井技术,该技术集成了水平井技术、水平井与洞穴井的连通以及欠平衡钻井和地质导向等技术,煤层气U型井组由1口直井和1口或多口水平井组成(图1)。U型井可采用套管完井方案,在排采后期遇到煤粉堵塞通道可下钻修井,重新打开裂隙通道恢复开采,延长煤层气井的寿命。 国外对我国煤层气钻采技术实行严格封锁和保密。因此包括U型井在内的高端技术核心成果,国内均无法获得,钻井完井技术指标等难以对国内有借鉴作用。国内公司多为通过相关理念结合自身多年经验做些探索性工作,取得了初步成功。中国石油勘探开发研究院廊坊分院,针对不同煤阶煤层气开发过程中存在的问题,结合U型井自身技术优势,开展了沿煤层钻井筛管完井、沿煤层充气欠平衡钻井、分段压裂等U型井钻完井新技术研究。有些井组完成后,有些水平井采用了筛管完井,该完井方法存在筛管与地层间的钻井液滤饼无法清除的问题。 目前我国煤层气U型井钻完井及压裂技术研究刚处于起步阶段,钻井过程中没有形成成熟的煤层专用钻井完井液,煤层损害仍然比较严重。完井多为裸眼或筛管完井,煤粉堵塞问题较为严重,钻井损害难以解除。 4 复杂结构井技术配套 远距离连通技术是煤层多分支水平井、U型井等复杂结构井开发的核心技术。该技术可以实时检测控制钻进轨迹,提供钻头的实时位置,为定向提供距离和方位参数,即时调整工具面,指导钻头向洞穴井钻进,实现主井眼与洞穴井较好连通(图2)。 中国石油钻井工程技术研究院和中国石油渤海钻探工程公司均研发了相关工具并形成了现场服务能力,且取得了较好的成绩。专有井眼连通技术,可以实时检测控制钻进轨迹,提供钻头的实时位置,为定向提供距离和方位参数,即时调整工具面,指导钻头向洞穴井钻进,实现主井眼与洞穴井较好连通。中国石油渤海钻探工程公司从2010年至今30余井次的现场试验中测 试 距 离60 m,中 靶 直 径0.6 m,连 通 成 功 率100%,特别是2011年和2012年,远端连通和不造洞穴连通技术获得成功。 裸眼洞穴可降低连通难度,同时为后期煤层气抽采提供便利。国内已经研究形成满足抽排井造洞穴要求的 先 进 合 理 的 造 洞 穴工 艺 方 式,研 制 了 适 应 于 152.4mm和 215.9mm井眼造穴要求的系列机械式裸眼造穴工具(图3)和系列射流式裸眼造穴工具。 新近研制的顶板泥岩造穴工具优化了切削面布置并采用单刀翼结构设计,增强了抗扭能力,提高了工具耐磨性,工具事故逐步避免,工具消耗逐步减少,工具磨损得到缓解,顶板造穴施工总体时间不断缩短,由最初的造穴施工30d,缩短到4.5d。 此外,为缓解煤层垮塌卡钻风险,降低单井钻井成本,还研发了打捞工具,初步形成了MWD打捞技术,设计开发了平接箍钻具(图4),无磁金属管,改进了悬空侧钻技术。但是,打捞工具只能满足目前短水平段打捞的需要,抽油杆与钻具摩擦起磁,在一定程度上阻止打捞工具的下入,长水平段仪器的打捞技术有待进一步的研究。 5 井壁稳定及煤层保护技术 为更好地保护煤层气资源,目前国内普遍采用清水充气欠平衡方式钻多分支水平井,但因工艺及地质因素影响,井塌、埋钻具等事故复杂时有发生,经济损失巨大。传统钻井液技术虽较好地解决了井壁失稳问题,但其损害煤层严重,煤层保护与井壁稳定已经成为多分支水平井安全钻井技术的主要矛盾,井塌埋仪器事故时有发生,导致钻井周期延长。井壁失稳是制约国内煤层气钻采技术发展的主要问题之一。 研究认为,渗流损害和解吸损害是煤层损害两大类型。地质情况复杂,煤岩强度低,清水充气不均,钻进液性能不稳、密度不合理是清水充气欠平衡钻进多分支水平井等复杂结构井煤层损害、井壁失稳和井下事故复杂的主要原因。因此,研制煤层气复杂结构井专用钻井液、控制钻井液滤失量,增强滤液与煤层配伍性,提高煤层能量,完善煤层损害解除方法,将是促进井壁稳定和保护煤层的有效手段。 目前国内已经开发出了多种煤层专用钻井液,但受到国外误导以及国内相关评判指标的缺乏,这些煤层专用钻井完井液均未获得规模化应用。渤海钻探工程公司针对煤层割理发育、胶结差、强度低、低孔隙、低渗透、低压力,煤层气复杂结构井清水钻井井下事故复杂多,传统钻井液煤层损害严重等钻采难题,室内实验研究了适用于煤层气复杂结构井裸眼完井的可降解钻井完井液,该钻井完井液具弱凝胶性质,滤失量较小,残渣率低,解吸率(大于95%)和渗透率恢复率(大于80%)高的特点。北京力会澜博公司研制的绒囊钻井液,煤样切片渗透率恢复率大于96%,显示了较好的储层保护效果,多口井的现场应用表明,该钻井液稳定煤层井壁效果显著。 6 结论和建议 直井已经不能满足我国煤层气高效勘探开发需求,而煤层气复杂结构井则面临钻井事故复杂多,煤层损害严重、煤层气产量仍然偏低的难题,严重迟滞了煤层气勘探开发步伐,影响了相关企业勘探开发煤层气积极性,必须针对以上问题,解放思想、冲破国外理论及思想束缚,努力创新、大胆实践,不断探索煤层钻采新思路。 目前,煤层气复杂结构井钻井事故复杂。主要基于钻井安全与煤层保护的矛盾。为了保护煤层气资源,国内普遍采用清水作为钻井液钻进煤层气复杂结构井,因而,井塌、埋钻具等事故复杂时有发生,经济损失巨大。传统钻井液技术虽能较好地解决井壁失稳问题,但其损害煤层严重,煤层产气极低甚至不产气。可见,煤层气复杂结构井钻井液是影响煤层气高效钻采的主要因素。因此,建议加强对煤层专用钻井液、煤层损害解除方法的研究,尽快制定煤层气钻井相关室内实验评价方法和矿场评价方法的行业及国家标准。 煤层气复杂地质条件决定了其产量偏低的先天不足,矿权制度限制了煤层气开采企业积极性,低成本开发战略则使煤层气钻采新技术研发举步维艰。因此,探索矿权制度改革,开展煤层气与常规气及致密气合采关键技术研究,将有助于提高企业煤层气开采积极性,带动煤层气钻采新局面。加大资金投入,不断深化煤层钻井新技术研究,积极开展煤层气多层钻完井、复杂结构井增产措施配套技术研究,将是提高煤层气勘探开发效益的有效途径。 （来源：石油和化工园区 |
