张双斌，刘国伟，季长江

(1.晋城职业技术学院 矿业工程系，山西 晋城 048026；2.中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 晋城 048026；3.煤与煤层气共采国家重点实验室，山西 晋城 048026)

煤层气水平井是指最大井斜角达90°以及目标层有水平或近似水平段的煤层气井，相对于垂直井具有导流能力高、解吸面积大、单井产量高、采气时间短、资金回收快，经济效益好、占地面积少等明显优势。煤层气水平井可分为多分支水平井和单分支水平井。多分支水平井又称羽状水平井或鱼骨状水平井，集钻井、完井和增产技术于一体，能够最大限度地沟通煤层割理与裂隙系统，增加井眼在煤层中的揭露面积，降低煤层流体流动阻力，大幅度提高单井产量，减少钻井数量。但是由于分支段无法下入套管(或筛管)固井，难以实施水力压裂且水平井眼缺乏有效支撑，不适用于低渗、易坍塌煤层，仅在沁水盆地南部大宁、潘庄、樊庄等区块的浅部高渗煤层中取得成功[1-3]。单分支水平井根据井身结构又可以分为U型、V型、L型和T型井，对于高渗煤层，在水平段下入筛管，支撑井眼长期保持高导流能力；对于低渗煤层，下入套管水泥固井及射孔水力压裂完井，通过高导流能力水力裂缝达到增产目的[4-8]。随着钻井技术的日趋成熟，煤层钻井液体系逐渐完善，钻井成本不断下降，水平井作为煤层气最具开发潜力和应用前景的井型受到业内重视。但是，在不同地质条件下，煤层气水平井的产气量仍相差较大，需要进行针对性的技术优化。笔者通过梳理、分析全国煤层气水平井技术应用的典型案例，提出工艺技术优化方法，为煤层气水平井技术的推广提供指导建议。

1 水平井技术应用分析

1.1 多分支水平井

多分支水平井是国内煤层气水平井最早开始工程试验与开发的井型。2004年亚美大陆在大宁煤矿成功实施了我国第一口煤层气多分支水平井DNP02之后，各煤层气区块均开展了工业试验，如宁武盆地武M1-1井、樊庄DS-01系列井和晋平2井组、潘庄区块PZP01系列井、大宁煤矿DNP01系列井和郑庄区块ZP01-1系列井等，多数井取得了高产气量，最高单井日产气量突破了1×105m3。

多分支水平井通常是由1口水平井和1口(或多口)排采直井组成的近端对接井组。水平井通常采用三开井身结构，排采直井采用二开井身结构。如樊庄区块晋平2井组，目标层位山西组3#煤层，设计由1口环接井(水平井)2-0和4口排采井直井2-1、2-2、2-3和2-4组成。由于当时钻井技术原因，只成功完成晋平2-2和2-4两口直井方向上的水平井2-0-2和2-0-4的钻探。其中，2-0-2实钻7个主支，进尺1344.18m；2-0-4实钻4个主支和6个分支，总进尺4289.25m。晋城2-0-2井井身结构如图1所示，水平井采用“导管+三开结构”，排采直井为“导管+二开结构”。导管主要是针对上部大量鹅卵石地层，钻头∅445mm，导管∅339.73mm。一开钻头∅311.15mm，表套∅244.5mm；二开钻头∅215.9mm，套管∅177.8mm；水平井三开钻头∅155.6mm，裸眼。排采直井煤层及以下井段裸眼，煤层段洞穴直井0.72m，与水平井眼近端对接连通。晋平2-2井采用“抽油机+有杆泵”方式进行排采，抽油机型号CYJ6-2.5-13B，管式泵泵径∅56mm，电机22kW，在冲次6次/min时，最大理论排量53.2m3/d。晋平2-2排采后最大日产水量10.45m3/d，最大产气量979.3m3/d，稳产后产水量和产气量均下降较快。说明煤层渗透率低，排水降压漏斗扩展范围小，解吸气量少，供气不足[9，10]。因此，对于低渗煤层，仅靠单纯扩大井眼见煤面积，不能有效提高煤层气井产量。

图1 晋平2-0-2井实钻轨迹垂直投影

1.2 单分支水平井

1.2.1 U型井

U型井是在多分支水平井基础上优化而来，只钻一个水平主支，水平井眼段可以下筛管或者下套管水泥固井及射孔水力压裂完井，将排采直井移至远端对接，以便后期对水平井眼冲洗解堵作业。U型井是继多分支水平井之后在煤层气开发中大量采用的井型，在潘庄、樊庄、郑庄、柿庄、赵庄、韩城、延川等区块均有较为广泛的应用，取得了较好的产气量[11，12]。如延川南区S3-U1井，目标层位山西组2#煤层，由水平井S3-U1-P与排采直井S3-U1组成。S3-U1-P井采用三开井身结构，一开钻头∅444.5mm，表套∅339.7mm；二开钻头∅311.15mm，套管∅244.5mm；三开钻头∅215.9mm，套管∅139.7mm。排采直井采用二开井身结构，一开钻头∅311.15mm，套管∅244.5mm；二开钻头∅215.9mm，套管∅177.8mm，煤层段(1277～1283m)下入玻璃钢套管，固井后机械造穴直径0.5m，与水平井连通，井身结构如图2所示。S3-U1-P1井采用分段多簇射孔水力压裂技术，水平段长640m，分4段，每段分3簇射孔，每簇3m。压裂液采用活性水配方添加1.5%的氯化钾作防膨剂，共注入液量4049.5m3，支撑剂共加入40/70 目石英砂40m3，20/40目石英砂120.5m3，20/40目包衣树脂砂40m3。排采开始以1.58MPa/100d的平均降压速率进行，230d后煤层气开始解吸，267d后开始产气。经1891d“4个上产阶段和4个稳产阶段”的阶梯式降压后，产气量稳定在9500～11000m3/d，井底流压降至0.4MPa，产水量0.1m3/d。尽管本区2#煤层埋深近1300m且渗透率较低，由于采用了“水平井+大规模水力压裂+‘连续、稳定、缓慢’的排采原则”整套技术，使得该井成功获得了较长时间的稳产和高产[12]。

图2 S3-U1井井身结构示意图

1.2.2 V型井

V型井是2口U型水平井共用1口排采直井的优化井型，理论上可节省1口排采直井的施工与排采费用，减少占地面积，降低成本，但是由于钻完井工艺要求高，近排采直井地带易发生堵塞，经沁水盆地、韩城等地试验，开发应用效果不佳，使用较少。延川南区块S3-V井是一口远端对接V型水平井，由2口水平井S3-V1-P1、S3-V1-P2与1口排采直井S3-V1组成，其水平井与排采直井的井身结构与U型井基本类似，井眼轨迹如图3所示。S3-V1-P2井水平段长508.5m，玻璃钢筛管完井，不压裂。S3-V1-P1井水平段长776m，套管固井，分6段水力压裂，共注入活性水压裂液5564m3，加入石英砂细砂40m3，中砂243m3，粗砂10m3。排采开始以1.15MPa/100d的平均降压速率进行，281d后煤层气开始解吸，464d后开始产气。经1614d“3个上产阶段和3个稳产阶段”的阶梯式降压后，产气量稳定在11000～12000m3/d，井底流压降至0.1MPa，产水量0.1m3/d。对比S3-U及本区其余未压裂水平井的产气情况可知，该井的产气量主要由S3-V1-P1套管水力压裂井贡献，S3-V1-P2筛管未压裂井对产气量的贡献微乎其微，说明对于埋深大的低渗硬煤储层，大规模水力压裂是可靠的增透增产措施[12，13]。

图3 S3-V井井眼轨迹

1.2.3 L型井

L(J)型井实际上是在U型水平井基础上简化而成的一种大井斜和大水平位移的水平井，减少了1口排采直井和裸眼造穴、连通对接等特殊的钻井工艺，大幅降低了开发成本，在沁水盆地、临汾、织金等区块进行了试验推广，取得较好的开发效益[6，14]。L型井采用三开井身结构，与图2中S3-U1-P井基本一致，水平段可以是套管水泥固井，也可下入筛管不固井。前者一般用于低渗煤层，可进行水力压裂增透改造；后者一般用于高渗煤层或煤矿采动区，筛管主要起到支撑井眼防坍塌的作用。制约L型井大范围应用的关键有两点：一是井身结构设计缺乏沉煤粉“口袋”，排采时煤粉运移到水平井段最低点时易堆积堵塞井眼，甚至埋泵。二是缺少可靠性高的排采设备及工艺。由于煤层段造斜大，常规杆式泵无法下入，一般选择水力射流泵、电潜螺杆泵等无杆泵，但无杆泵却存在结构复杂，设备可靠性差，维护成本高，防煤粉、防气体能力弱等缺点，需要研发适用于L型井大井斜及更深泵挂的新型杆式泵，形成配套的防漏失、防卡堵、防气体影响的排采工艺[15]。

1.2.4 T型井

T型井是基于轨迹可控可测的柔性钻具为核心，通过在垂直井技术套管或生产套管内开窗侧钻的超短半径、小井眼水平井，具有钻井速度快、成本低、煤层有效水平井段长等诸多优点，再配套柔性筛管及泵送新技术，解决水平井段有效支撑和快速清除煤粉解堵难题，实现煤层气开发的低成本，可用于低产垂直井的增产与稳产改造[7]。需进一步提高钻井技术工艺，增加水平井段的绝对长度和单井的解吸面积。T型井身结构示意如图4所示，可采用连续油管水力喷射压裂进行储层增透改造，其排采设备及工艺与垂直井完全相同。

图4 T型井井身结构示意图

2 水平井技术优化

2.1 井身结构

水平井井身结构的优化主要基于两点考虑：一是降成本，二是便于排水采气，防止煤粉堵塞排水产气通道，避免产生“U型管效应”(图5)[16]。多分支水平井、U型井和V型井的排采直井采用二开结构，生产套管∅139.7mm，固井时，煤层段下入玻璃钢套管，全井段固井后，再在煤层段造穴，洞穴直径应不小于∅500mm。在排采设备满足大井斜和可靠性要求时，优选L型水平井，可大幅降低开发成本，使低渗煤层的中低产井也具有一定的经济性。充分利用水的重力作用，保证排采设备位置位于水平段的最低处。有排采直井的多水支水平井、U型井和V型井的水平段井眼应下倾，使排采直井连通洞穴处于最低位；L型井二开尾段施工导眼钻穿煤层留足“口袋”后，用砂子回填固井，三开固井时，在导眼段上方联入一根玻璃钢套管，等三开固井完成后钻开导眼上方的套管和水泥环，冲出回填砂子，作为排采时沉煤粉的“口袋”，水平段井眼保持应上倾，使排采设备位于最低处[17，18]。若煤层倾角或厚度变化时，水平段井眼也必须保持井眼轨迹平滑，避免为了追求井眼处于煤层中位或提高煤层穿遇率而使井眼波动，导致排采时出现“U型管效应”。优化后L型井的井身结构如图6所示。

图5 U”型管效应

图6 优化后 L型水平井

2.2 完井方式及储层强化技术

对于低地应力、埋深浅的高渗煤层，水平井段宜采用筛管完井，不仅可降低成本，而且能够保护煤层免受固井水泥浆的污染伤害。

对于高地应力、埋深大的低渗煤层，水平井段宜采用套管水泥固井、分段多簇射孔、水力压裂储层强化增透技术。对于为了保持水平井眼平滑而导致井眼偏移煤层中位的水平井段，应采用定向射孔，使水力裂缝在煤层中充分延伸。水力压裂液采用无污染的活性水压裂体系，支撑剂采用天然石英砂。根据井眼轨迹及煤层情况细分多段密集多簇射孔压裂，适当控制每个分段的压裂规模，避免水力裂缝突破煤层顶底板与其他含水层导通。同时，要根据水平井段长度和煤层厚度确定压裂液和支撑剂的注入量，每百米水平井段应不低于800m3压裂液和50m3支撑剂[12，19]，保证整个水平井具有较大的压裂规模，在煤层中形成充分连通的水力缝网高速通道。

2.3 排采装备及工艺技术

对于有排采直井的多分支水平井、U型井和V型井，选用结构简单、可靠性高、价格低、易维护的抽油机，配套功率适宜的电磁调频电机/变频电机、井底压力计及智能排采控制系统，在煤层气解吸前、开始产气后阶梯式“上产—稳产”阶段能够自动控制井底流压下降的速率，保证排采“连续、稳定、缓慢”进行。对稳产期及衰减期产水量较低的煤层气井进行间抽，有效降低电费成本，延长检泵周期和抽油机的使用寿命，同时可以减少人工巡井成本。

对于L型井，排采设备在现有水力射流泵和电潜螺杆泵应用的同时，要积极研发适应大井斜新型杆式泵和防煤粉及防气的新型气锚，配套可靠性高的抽油机，保证排采的低成本和长期稳定进行。

3 结 论

1)井型和井身结构对煤层气高效经济开发起决定性作用。U型井是当前技术最为成熟和高效的煤层气开发井，L型井是未来极具推广价值和潜力的井型。井身结构优化应保持水平井段井眼平滑，避免发生“U型管效应”。U型井水平段井眼下倾，L型井水平段井眼上倾且施工导眼作为排采沉煤粉的“口袋”，排采设备应位于水平井段的最低位，保证排水降压的持续进行。

2)低地应力、埋深浅的高渗煤层，水平井的水平井段采用筛管完井，有效支撑井眼保持长期的高导流能力。高地应力、埋深大的低渗煤层，水平井的水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大规模水力压裂”技术，在煤层中形成充分连通的水力缝网高速通道。

3)水平井的排采直井中，排采设备优选可靠性高、低成本、易维护的“杆式泵+抽油机”组合，大力研发L型井新型杆式泵。实施智能化、精细化排采，严格管控“上产—稳产”阶段的排液速率，避免发生速敏和应力敏感效应，保证煤层气井高产稳产。