煤层气分支水平井地质导向实践与认识

2011-01-11姜维寨胡锦堂李新房孟宪军赵年峰

石油钻采工艺 2011年3期

纪伟姜维寨胡锦堂李新房孟宪军赵年峰

（1.渤海钻探工程有限公司第二录井公司，河北任丘 062552；2.渤海石油职业学院，河北任丘 062552；3.渤海装备制造公司，河北任丘 062552）

分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展。依据装备水平和水平钻探目的层的差异，国内外各公司在水平井钻探过程中所采用的地质导向技术也各有所异。从调研结果来看，煤层气分支水平井导向工具一般选用较为先进的LWD或EMWD电磁波聚焦伽马进行近围岩识别，引导钻头在煤层中穿越。然而，煤层易垮塌的特性导致埋钻具事故频发，LWD和EMWD电磁波聚焦伽马进口仪器价格的高昂增加了煤层气分支水平井钻探的经济风险。

为实现低成本开发煤层气的目的，通过借鉴油气水平井导向施工经验，分析承钻井区块的煤层特点，在ZP02井、ZP05井采取了用综合录井监测参数弥补国产MWD导向仪器地质参数不足的方法，尝试采用国产化的综合录井和随钻伽马测量仪器相结合的方式实现煤层地质导向。

1 导向施工难点

承钻的多分支水平井结构由工艺井（分支水平井）和洞穴直井组成，设计主井眼水平位移600~800 m，分支井眼长度200~500 m。钻探目的煤层为山西组3#煤层，厚度5~7 m，地层倾向基本为上倾，地层倾角2~9°。受钻探区域地质构造特点和钻井工艺特点的影响，导向施工主要面临三方面挑战。

（1）分支水平井井眼覆盖区域内，小型褶曲、断层发育，煤层的地层倾角、厚度、深度变化规律难以掌握。褶曲发育区，纵横向钻探井眼地层倾向变化频繁，井眼轨迹需要不断进行大幅度调整；断层发育区，受断层倾向和断距影响，煤层倾角和深度突变，水平追踪难度大，甚至无法追踪。

（2）受煤层非均质性影响，煤层内部GR值波动区间大（表1），干扰钻头位置判断。GR曲线是煤层导向的主要依据，然而在水平段长距离的纵向延伸和横向跨越过程中，不仅存在GR测量值与煤层顶底泥岩GR测量值近似的煤矸石，且煤层中所含的泥质粉砂质成分含量和煤矸石位置均有较大变化，导致煤层内部的GR曲线形态、GR值差异较大，仅依据无方向性的随钻伽马曲线无法准确进行煤层近围岩识别和判断。

表1 ZP2井邻井3#煤层内部电测GR变化统计

（3）钻时、全烃、岩屑等综合录井导向参数干扰因素多，建立综合录井参数与地层的直接对应关系难度大。如钻时在钻井条件一致的情况下，主要反映岩石的可钻性，在3#煤层附近发育的岩性，煤层可钻性最好，灰岩的可钻性最差，泥岩、砂岩介于二者之间。然而在实际钻进过程中，受钻压大、转盘转速高、摩阻小等施工条件影响，泥岩的钻时和煤层的钻时经常难以区分，需要根据施工情况综合分析，去伪存真。全烃和岩屑则受到煤层硬脆、易垮塌特性影响，在活动钻具、定向加压等钻井施工过程中，由钻具变形造成煤层段井壁二次破坏，产生高全烃异常和岩样中煤屑增多的假象。

2 导向参数优选

利用综合录井和地球物理测井及其他分析化验资料对地层综合判断是现场录井的主要任务。通过统计13口晋城地区的探井资料发现，煤层气储层在综合录井中表现为钻时快、扭矩小、气测全量和组分含量中甲烷含量剧增甚至饱和。在地球物理测井曲线上，视电阻率曲线表现为高阻，深、浅侧向曲线有较高的幅度差，自然电位曲线一般呈正异常，自然伽马则表现为明显低值，密度测井曲线上表现为最小值，声波时差较大表现为高值，井径曲线扩径明显（图1）。

图1 ZP02井3#煤层气测井曲线

根据煤层气储层的综合录井和地球物理测井曲线显示特征统计分析结果，钻时、全烃、GR、岩屑、扭矩等5项参数在随钻跟踪钻头位置方面变化明显，可作为导向指示依据。其中钻时快、全烃显示活跃为钻头是否在煤层中钻进的首要判断参数，岩屑、扭矩作为是否在煤层中钻进的辅助判断参数；GR测量值由于煤矸石的存在，将3#煤层进一步细分为上煤、中煤、下煤等单元（表1、图1、图3），可作为分析钻头在煤层中位置的依据参数。

3 地质导向方法

煤层气分支水平井钻探基本上没有使用随钻伽马测量仪作为导向工具的先例，也就谈不上经验借鉴。在现场施工过程中，通过ZP02井M1及其5个分支的实验摸索，建立起导向工作流程，细化了钻前分析、轨迹控制、顶出底出判断和总结认识4个关键环节的技术措施，在后期钻探施工中取得了良好效果，ZP02井实现见煤进尺3105 m，煤层钻遇率88.08%；ZP05井实现见煤进尺3169 m，煤层钻遇率89.40%。

3.1 钻前分析

钻前分析就是采用“已知推未知”的方法，了解施工井的构造地质特点及录、测井资料响应特征，获取导向钻进的基本指导信息。

（1）煤层气分支水平井横向跨度大、纵向穿越距离远，通过提前分析海拔等值线与构造设计井眼轨迹投影图以及地震测线剖面，掌握主、分支井眼的地层倾角变化情况，可以为水平钻进过程中准确判断煤层顶底、有目的的调整井眼轨迹提供可靠依据。

如图2所示，在ZP05井第一主支M1井眼施工前，通过计算已钻邻井与洞穴井间煤层地层倾角变化，能够得出覆盖区域地层倾角总体为上倾，地层倾角在91.25~91.48°变化的特征；以接近于M1井眼钻探方位的ZHS32井与洞穴井ZP05-1V井间地层倾角为基础，推算出ZP05井主支M1井眼地层倾角为91.35°，与实际钻探地层倾角89.87°误差为1.48°。获得主分支地层倾角变化情况后，可有效增强主分支井眼轨迹控制的目的性。

图2 地层倾角推测示意图

式中，α为ZP05-1H井与ZP05-1V井的地层倾角；α1为ZHS32井与ZP05-1V井的地层倾角；L1为ZHS32井与ZP05-1V井25 m等高线间的距离；L2为ZP05-1H井与ZP05-1V井25 m等高线间的距离。

（2）煤层内部成分并非均一的，在垂向分布上，不同深度的煤岩所含的泥质、粉砂质、炭质泥岩成分含量都有所差异。这种差异表现为煤层纵向上的伽马测量曲线高低起伏变化，尤其是放射性元素含量多的煤矸石，伽马曲线响应特征明显，可以作为细分煤层的标志。如表1、图1所示，ZP02井3#煤层发育上、下两层煤矸石，可将煤层分为上煤层段、上煤矸石段、中煤层段、下煤矸石段和底煤层段5个深度区间。在实钻过程中，就可依据GR值的大小及形态变化，判断出钻头在煤层中的哪个深度区间，计算出距煤层顶底的大概厚度（图3），指导井眼轨迹控制。

图3 ZP05井3#煤层内部GR特征图解

3.2 轨迹控制

轨迹控制的主要目的是提高煤层钻遇率，并保证井眼轨迹平滑，其关键是及早确定地层倾角，控制好井斜角与地层倾角的角差，减少出层和大幅度的井眼轨迹调整。地层倾角虽然能够根据已揭开地层的顶出、底出或进出煤矸石标志层计算得出，但是计算所得的地层倾角为已钻过地层的平均角度，并不能准确反映正钻地层的地层倾角。在褶曲发育区，地层倾角反复变化，仅依据已揭开地层的倾角指导后续钻进，极易造成井斜角总也跟不上地层倾角变化，频繁出层。如何能预测正钻地层角差控制是否合理，是提前进行井眼轨迹微调，保障最佳轨迹控制效果的基础。通过现场实践，利用GR、全烃、钻时等参数分别建立了层内判断和层外判断2种角差合理性判断方法。

3.2.1 GR曲线特征判断法（层内判断） ZP区块3#煤层下部煤矸石区域稳定分布，且距顶底泥岩均有一定的距离。在水平钻进过程中，围绕着下部煤矸石施工，既可以根据钻头进出煤矸石的同一界面（煤矸石顶面或底面）计算已钻井段的平均地层倾角，也可依据穿越同一厚度煤矸石的钻进进尺差异计算正钻位置的地层倾角，在煤层内部钻进过程中获得较准确地层倾角，进行井眼轨迹调整，避免钻遇顶底泥岩后匆忙调整井斜，有利于井眼轨迹圆滑和减少无效进尺。

如图4所示，假定煤矸石厚度不变，当井斜角与地层倾角一致时，钻头将保持在煤矸石的同一位置钻进，只有当井斜角与地层倾角有角度差时，钻头才可能钻穿煤矸石。煤矸石厚度与钻穿煤矸石的进尺、角差间可建立正弦三角函数关系，即穿越煤矸石PQ间的钻井进尺L1和EF间的钻井进尺L2，与煤矸石厚度H和穿越煤矸石时的井斜角与地层倾角间的角差β1、β2能够建立关系式

式中，L1、L2、β1可由随钻GR测量曲线或第1次穿越煤矸石已知井斜角φ1和地层倾角α1获得，从而计算得出第2次穿越煤矸石时井斜角与地层倾角的差值，并根据第2次穿越煤矸石时的已知井斜角φ2计算出正钻地层的地层倾角α2。

图4 角差计算示意图

3.2.2 钻时全烃特征判断法（层外判断）在非煤层钻进过程中，为了减少无效进尺，一般采用最大造斜率进行钻进，确定进入目标层后，再进行反向调整。由于GR、井斜测量工具距离井底有一定距离，全烃、岩屑受迟到时间影响同样有滞后性，如果在追层钻进过程中，保持定向钻进至各参数均反映进入煤层，则井斜角可能已经远远大于地层倾角，很快需要反向调整井斜角度，不利于井眼轨迹的圆滑。因此利用基本上与钻头同步的钻时为指示，循环观察全烃变化的方法，尽可能在第一时间判断进入煤层并计算地层倾角，减少井眼轨迹调整幅度。

3.3 顶出底出判断

方向GR导向工具条件下，顶出底出判断相对简单，上伽马值先抬升、下伽马值后抬升为顶出，下伽马值先抬升、上伽马值后抬升为底出。而在MWD导向工具条件下，由于GR曲线无方向性，顶出底出判断相对困难，需要根据GR、钻时、全烃和岩屑等参数的组合变化特征进行综合分析。

3.3.1 GR曲线组合特征判断法 3#煤层内部纵向上不同位置存在的煤矸石，不仅能对钻头处在煤层中的位置进行判断，还可以依据揭开地层的GR曲线组合特征变化进行顶出、底出煤层判断。如图5所示，ZP02井上下煤矸石分布较为稳定，在水平钻进过程中，一般控制钻头在上下煤矸石间钻进。当底出煤层时，GR曲线显示为低（煤）、高（下煤矸石）、中（底煤）、高（底板泥岩）组合特征；顶出煤层时，GR曲线组合特征表现为低（煤）、中（上煤矸石）、低（上煤）、高（顶板泥岩）。

图5 ZP02井3#煤层GR曲线特征

3.3.2 GR、钻时组合特征判断法由于随钻伽马滞后井段较长（10 m左右），仅依据GR测量值进行判断，就会造成无效进尺增多。多分支水平井钻探覆盖区域较大，在不同方位、不同位移钻遇煤层的成分和煤矸石位置难免发生变化，GR测量值和曲线形态随之产生差异，困扰顶出、底出判断。经过实钻发现，3#煤层顶板泥岩致密坚硬，可钻性差，底板泥岩含粉砂质、炭质成分，可钻性较好，可作为顶出、底出判断的依据；钻时能够实时反映井底情况，基本上没有滞后井段，可及时进行井眼轨迹调整，因此GR、钻时组合特征判断法是实钻中最常用的方法。

ZP05井L7（L2）分支钻进至井深1327.00 m时，在钻井参数一致的情况下，钻时由2 min/m上升至5 min/m，机械钻速明显变慢（图6），有出煤层迹象，随钻伽马测至井深1316 m，伽马测量值50~60 API，显示测量位置仍为煤层。结合钻开井眼3#煤层自上而下整体GR变化特征分析，判断钻头接近煤层顶部，进行降斜钻进，于井深1368.00 m重新进入煤层。

图6 ZP05井L7（L2）井眼录井参数变化曲线

3.3.3 综合分析判断法随着煤层水平井段的延伸，钻时、全烃、GR、岩屑等参数受到的干扰因素增多，如拖压、活动钻具、煤层二次破坏等，钻时、全烃不能真实反映地层情况；煤层厚度、煤矸石位置、煤层内部成分发生变化，GR曲线测量值和测量曲线形态有所不同。这就需要综合分析影响因素，辨别参数的可靠性，并参考已揭开井眼的垂深、曲线形态、地震测线变化以及构造图形态进行综合分析。

ZP05井L3（L2）分支钻至井深1373.00 m（位移623.57 m）时，GR值由30 API上升至107.99 API。定向钻进调整井斜，钻压120 kN，钻时高达22 min/m，全烃值由76.378%下降至15.541%，各参数显示钻出煤层。但经过分析工程参数，定向施工下放钻具摩阻80 kN，即钻头上的钻压仅为40 kN，机械钻速慢主要因为钻压小，不能说明地层可钻性差；而全烃值下降是由于钻时高，钻头单位时间内破碎岩屑体积少。结合已钻开井眼的GR曲线形态特征及3#煤层岩电特征，综合分析认为钻遇煤矸石。继续钻进至1430.00 m后，GR值由30 API逐渐上升至112.83 API，钻压30~50 kN复合钻进，钻时由1.5 min/m上升至6.3 min/m，全烃值由73.964%逐渐下降至11.929%，没有上升的趋势，综合判断为顶出（图7）。