径向水平井钻井技术（精选5篇）
径向水平井钻井技术 篇1
摘要：长期以来, 国内大部分油田采用的都是直井钻采工艺, 而国外一些发达国家采用的水平井钻井技术不论是在工艺还是在作业效率上都要远远优于直井工艺。为了进一步提高国内油田的钻采作业效率和油气产量, 应当积极应用水平井钻井技术。基于此点, 本文首先分析了水平井钻井技术的应用现状, 并在此基础上对径向水平井钻井技术展开深入探讨。期望通过本文的研究能够对我国油田产量的提高有所帮助。
关键词：径向水平钻井,钻杆,完井技术
1 水平井钻井技术的应用现状分析
目前, 水平井数量的不断增长与石油钻采行业对钻井技术的“两低一高”要求有着密不可分的关系。在短短的几年里, 全世界的水平井完井总数呈几何数增长, 多分布在美国和加拿大这两个国家, 我国也逐渐开始重视水平井钻井技术, 并在多个油田中获得了非常迅速的发展, 应用的油藏类型主要包括低压低渗透砂岩油藏、火山喷发岩油藏、稠油油藏等等。从经济性的角度上讲, 边际油藏开发的低成本、高效率是推动水平井钻井技术快速发展的主要动力之一。现如今, 在我国有很大一部分油田的水平井和定向井的年增长数量都超过直井数量, 如胜利油田等等, 随着水平井数量的不断增多, 使石油钻采的成本大幅降低, 究其根本原因是水平井的产量来远远大于直井产量, 单井产量的提升实质上就是单井成本的降低, 这也是水平井在国内各大油田获得广泛应用的根本原因之一, 相应的水平井钻井技术也获得了进一步发展和完善。与此同时, 与该技术相配套的工艺也获得了显著提高, 由原本单一的随钻测量发展为随钻地质导向仪, 这为水平井的钻井施工提供了强有力的技术保障。就国外一些发达国家而言, 他们的水平井钻井总费用已经降至直井费用的1.5倍左右, 有些水平井甚至仅为直井费用的1.2倍, 同时水平井的产量相当于直井产量的4-8倍, 由此可见推广应用水平井对于提高油田的经济效益意义重大。受各方面技术成熟和钻井数量增加的影响, 国内水平井的钻井和完井成本呈现出直线下降趋势, 水平井钻井技术也逐步成为提高油田采收效率的有效途径。
2 径向水平井钻井技术研究
2.1 钻杆与焊接
(1) 钻杆的选材径向水平井钻井用钻杆与普通钻杆的选材不同, 必须经过0.3m的弯曲半径转向, 以及拥有承受70MPa高压的能力, 这就使得径向水平井钻井钻杆的选材具备一定特殊性。在调研和试验国产不同钢管的基础上, 笔者认为可将 32×3mm无缝钢管作为径向水平井钻井钻杆, 该无缝钢管可通过100MPa水压试验和在55MPa系统压力下7次以上转向器试验, 完全符合径向水平井钻井的要求。
(2) 钻杆、钻头焊接通常情况下, 径向水平井钻井需要用20-30m的钻杆, 但是国产无缝钢管单根长度却为5-9m, 所以必须对钻杆选材进行焊接, 建议采取钨极氩弧焊方法, 单面焊接双面成型工艺, 以及钨极氩弧焊打底、填丝, 小线能量多层焊并逐步降低热输入的焊接工艺, 以此确保无缝钢管焊接满足钻杆要求。
2.2 径向水平钻井试验台
径向水平钻井试验台共分为室内和室外两个部分, 下面分别进行介绍。
(1) 室内试验台。为了进一步验证钻杆敢接、钻杆转向以及运动控制等技术的可行性, 在初始阶段需要先研制室内试验台, 其具体包括以下几个部分:数据采集系统、基础底座、扶正机构、转向器架、柱塞泵以及液压缸总成等。
(2) 室外试验台。为满足全尺寸条件下1:1流体运动以及相似性的试验要求, 并真实反映出径向水平钻井工具的实际试验情况, 需要研制室外综合模拟试验台, 它能够全尺寸模拟出径向水平井钻井系统地面以及井下各部件的连续工作状况, 并自行采取相关数据, 同时还能对各个部件的具体工作情况进行实时监控。
2.3 径向水平井的钻井施工工艺研究
(1) 钻点的选择。在径向水平井当中, 可将斜向器的位置视作为造斜点, 这样一来只要准确确定出斜向器的位置, 便可以确定出窗口的实际位置。首先, 造斜点应当尽可能选择在较为稳定的地层上, 最好不要选在漏失地层、岩石破碎带上面, 不得选在流砂层和容易发生塌陷的复杂地层上, 防止发生井下事故, 从而影响整个钻井施工的顺利进行;其次, 造斜点应当选择在可钻性较为均匀的地层位置上, 不得在硬夹层上进行定向造斜;再次, 造斜点的实际深度应当按照预先设计好的水平井垂直井深和水平位移情况进行确定, 并充分考虑才有工艺的具体要求。在对垂深长度进行设计时, 应当充分利用原有的井眼, 这样有利于减少裸眼钻进井段, 如果垂深果断, 既会造成裸眼钻进的长度增加, 而且还会导致技术难度增大。
(2) 井眼曲率的确定。井眼曲率是径向水平裸眼钻井过程中一个非常重要的参数, 若是曲率过大有可能增大钻井、采油作业的困难程度, 如果曲率过小, 会造成斜井段的井眼长度增加, 这样会影响钻井的速度。根据相关资料显示和大量工程实践结果表明, 在径向水平钻井过程中, 井眼的最佳曲率应当控制在 (30-65°) /10m。
(3) 造斜钻进。该工序的最终目的是为了确保所开出的窗口能够保持井斜, 且不会出现较大的变化。在进行造斜钻进的过程中, 可以选用铣鞋等工具进行开窗。
(4) 水平段钻进。就常规的径向水平井钻井而言, 在裸眼的钻进过程中, 除了应当确保钻深至目的层以外, 还应当采取相应的措施避免形成键槽的狗腿井段, 这是非常值得注意的一点。钻进驱动方式除了转盘之外, 也可以采用井下动力钻具, 钻进轨迹的控制主要是凭借对钻具的选择、钻压、排量以及转速等的控制。
2.4 完井技术
径向水平井常用的完井技术主要有以下几种:
(1) 尾管完井。具体的技术要求如下:尾管的最大外直径应当小于套管内直径8-10mm左右, 同时还应符合生产要求;应当对尾管串进行弯曲稳定性计算;尾管的喇叭口位置处应当超出窗口至少30-50mm。
(2) 筛管完井。具体的技术要求如下:因筛管完井基本不用于砂井当中, 故此可以采用圆形筛眼的筛管, 或是割缝筛管;管外的封隔器应当置于井径规则或是相对比较坚硬的井段上;当水泥注入完毕后, 应当采用小型钻头通井直至井底位置, 并进行洗井清洁处理。
参考文献
[1]梁壮, 葛勇, 李洁, 石兆彬.水力喷射径向水平井技术在煤层气开发中的应用[J].辽宁工程技术大学学报 (自然科学版) , 2011 (3)
[2]董国昌.吉林油田深层致密气藏小井眼水平井钻完井技术[A].创新驱动, 加快战略性新兴产业发展——吉林省第七届科学技术学术年会[C].2012 (10) .
[3]岳前升.刘书杰.向兴金.适于疏松砂岩稠油油藏储集层保护的水平井钻井液[J].石油勘探与开发.2010 (2) .
[4]芦学惠, 王连生, 栾海军, 魏新春, 陈容.超短半径侧钻水平井提高浅层稠油采收率应用[A].2012油气藏监测与管理国际会议暨展会[C].2012 (8)
[5]荣海波, 贺昌华, 张建军.新疆南部地区深侧钻短半径水平井钻井技术[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2009 (6)
径向水平井钻井技术 篇2
4使用水平钻井设备的相关注意事项分析
对于水平钻井设备而言，为了保证其能够正常发挥其工作效果和质量，必须首先掌握一定的技术要领和基本原理，在综合使用过程中就显得非常重要和关键。水平钻井设备及相关技术在当前的使用过程中已经较为成熟和可靠，但在具体使用过程中仍然会出现各种各样的问题，例如钻井设备扶正器的问题，在常规的定向钻井设备中，当井倾斜角度小于5°时下伸设备，并采用直螺杆小钻压纠斜;双扶正器螺杆，螺杆本身的尺寸一般都比常规扶正器小2~4mm，例如216井眼，一般用214mm常规扶正器，在螺杆上尺寸一般为212或210mm。下双扶正器如果采取复合钻进，只能起到稳斜的作用，而且井斜可能越来越大。如果采取转盘定向的话，下弯螺杆，螺杆本身的扶正器尺寸与螺杆上部的常规扶正器尺寸不要超过2mm石油钻井。
5结束语
伴随石油化工行业的飞速发展，我国的石油开采行业日新月异，其综合开采和生产能力已经跻身世界前列。伴随我国相关勘察技术和开采设备的进一步升级和提高，我国的石油初步实现了安全、高效、可持续的发展态势，为世界上石油资源的高效、合理、安全使用奠定了基础和条件。积极推进和开展各类新的钻井技术的使用和普及对石油开采行业的健康发展意义深远，是所有石油从业者必须努力的方向。
参考文献
径向水平井钻井技术 篇3
关键词：致密砂岩；非常规水平井；钻井技术；小井眼；压裂管柱
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0112-03
根据中石化总部制定的“非常规大发展”工作部署，胜利油田在樊154、樊162、义123、义173、滨435等致密砂岩油气区部署了119口井，开展了非常规油气勘探开发会战。2011年，在樊154区块完成了第一口致密砂岩油气井樊154-平1井，取得了初步勘探效果。樊154块位于胜利纯梁采油厂大芦湖油田的东部，区域构造处于东营凹陷博兴洼陷中部，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷金家-樊家鼻状构造带东翼樊154断块，樊154-平1井之后又完成了多口井的施工。施工中通过优选钻头和钻进参数、优化钻具结构和钻井液性能、精心设计完井通井方案，满足了钻井施工的要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，保证了施工井的顺利完成。尤其樊154-平2井井眼轨迹平滑、井眼畅通、井壁稳定、施工过程顺利，创全国陆上小井眼水平段最长、水平位移最大、二十段制压裂管柱首次下入等三项纪录。
1 施工难点
樊154区块致密砂岩水平井存在如下施工
难点：
（1）储层埋藏深：樊154区块水平井设计垂深2690-3400m，斜深均超过3800m，造斜段长，滑动钻进多。
（2）造斜段泥岩厚度大，断层发育，井壁不稳定等问题突出，钻井施工存在较大风险。
（3）水平段轨迹控制精度高（全角变化率不能大于6°/100m）。完井压裂管柱的安全顺利下入需要高度平滑的井眼轨迹，水平段的全角变化率不能大于6°/100m，常规马达导向钻具实现难度高。
（4）钻井液技术要求高（井眼扩大率要求小于5%）。胜利油田砂岩储层相对松软，且长水平段钻进周期长，要求钻井液技术在保障井下有效携岩、润滑的基本前提下，还需要具有较低的失水和良好的护壁性，以保证封隔器有效座封。
（5）水平段长，摩阻扭矩大，后期轨迹控制难度大。随着水平井段的延伸，施工后期摩阻18～20t，复合钻进扭矩10～12kN·m。常规导向钻具滑动钻井钻压传递十分困难，井眼轨迹控制难度高，后期滑动钻井控制轨迹占用时间长、效率低、效果差，严重影响钻井效率。
（6）水平段井眼尺寸较小，循环压耗大，泵压高。水平段井眼尺寸为Φ152.4mm，相对较小，钻具组合水眼小，循环压耗大，泵压高达23～24MPa，已接近常用循环系统（泥浆泵、高压管汇、水龙带、顶驱）额定压力，长期在极限工况下工作，安全隐患大。
（7）裸眼段长，局部井段失稳问题严重。馆陶组及以上地层经长时间浸泡容易坍塌掉块；水平段平面及垂向非均质性强，泥质含量较高造成井段稳定性差；要求钻井液具有良好的携岩能力、泥饼质量和防塌性能。
（8）Φ177.8mm技套施工存在隐患和难点。在施工中井眼轨迹可能出现曲率高、技术套管刚性大和难以下入的问题；固井水泥返至地面，封固段长，施工过程中易发生井漏等复杂情况；斜井段井眼曲率较大，固井质量很难保证。
（9）Φ152.4mm井眼施工存在隐患和难点。水平段长，岩屑携带困难，形成岩屑床，造成起下钻阻卡；水平位移长1233m，在滑动钻进中，钻具与井壁的接触面积增大，摩阻增高，脱压严重，钻速低；水平段地质岩性和井眼的特殊性要求钻井液具有良好的携岩能力、强抑制能力、泥饼质量和防塌性能；完井压裂管柱管串外径大，管串结构中放置12级封隔器，刚性强，下入困难。
2 施工技术应用
2.1 长水平段井眼轨迹优化控制技术
2.1.1 转变井眼轨迹控制观念。常规水平井以“靶盒”为控制目标，需要较多的滑动钻进控制井眼轨迹，造成井眼全角变化率超过6°/100m的情况较多，井眼轨迹圆滑度较差，不利于完井压裂管柱的下入。
针对低渗透储层特点，以“井眼圆滑度为核心，尽量控制井眼轨迹在储层中上部穿行”的轨迹控制原则，井眼全角变化率过高的情况减少，从而提高井眼轨迹的圆滑度。
2.1.2 井眼轨迹控制主要措施。
（1）结合地层可钻性，优选底部钻具结构，优配钻进参数，多复合少滑动。
（2）应用国产LWD随钻测量技术，评价地层岩性，预判井眼轨迹变化规律。
（3）适量简化钻具结构，减少测量另长（层位稳定后，甩掉电阻率短节）。
（4）地层变化异常井段，进行加密测斜，避免井眼轨迹出现异常。
（5）以全角变化率为主要控制指标，适量放宽地质靶盒要求。
2.1.3 井眼轨迹控制关键技术。
（1）底部钻具组合优选。
优选原则：增斜段单弯度数适中，满足轨迹控制需要，避免出现较大狗腿度；水平段通过调整钻进参数即可控制井斜的增降，“少滑动，多
复合”。
增斜段底部钻具组合：“Φ241.3mm钻头+Φ197mm1.5°单弯螺杆+……”（单弯单稳）
优化措施及效果：采用1.5°单弯螺杆，但弯角到钻头距离比常规距离稍远0.3m，实钻造斜率介于常规1.25°～1.5°单弯螺杆之间，刚好满足该井设计造斜率的要求，同时避免出现较高的狗
腿度。
水平段底部钻具组合：“Φ152.4mm钻头+Φ120mm1.0°单弯螺杆（本体扶正块Φ146～147mm）+欠尺寸扶正器（Φ145～147mm）+……”（单弯双稳）。优化措施及效果：选择1.0°单弯螺杆，避免滑动钻进调整井斜时出现较高的狗腿度；对螺杆本体上的扶正块进行了优化，减少1～2mm，并搭配合适尺寸的欠尺寸扶正器，增强了稳斜效果，提高了复合钻进的比例。
（2）合理使用欠尺寸扶正器。使用原则：带欠尺寸扶正器的钻具组合复合钻进或滑动钻进的增斜率较小；不带欠尺寸扶正器的钻具组合复合钻进或滑动钻进的增斜率较大。
2.2 摩阻扭矩分析监测技术
通过实测摩阻扭矩，反算摩阻系数，预计摩阻扭矩，有针对性地采取调整措施。
2.3 高效PDC钻头优选技术
优选目标为提高机械钻速，减少产层浸泡时间，减少泥页岩缩颈，保障完井管串下入。
钻头特性：双排切削结构，适用于研磨性较强的地层，能延长钻头使用寿命，增加单只进尺；大排屑槽，减少重复破碎，提高机械钻速同时延长钻头
寿命；优化水力布局，为钻头提供较好水力覆盖。
为樊154-平1井水平段设计的P5235MJH-152.4型PDC钻头实现单只钻头水平段进尺1088m，仅用两只就完成了水平段进尺。
2.4 地质导向技术应用
实现目标：探油层着陆和水平段钻进过程中引导轨迹准确进入目的层并获得最大的油层穿透率。
技术思路：探油顶时，加强随钻电阻率和伽马曲线与领井测井图对比分析；进入目的层后，及时分析曲线的异常变化，结合录井数据综合判断轨迹在储层中的层位和底部钻具造斜趋势，及时调整轨迹走向。
2.5 钻井液技术应用
考虑到施工井三开Φ152.4小井眼水平段长达1230多m，可能钻遇泥岩段，要求井径扩大率小于5%，经充分论证，选用高性能铝胺水基钻井液体系，利用其优良的抑制防塌性能、良好的流变性能，很好地解决了本井井眼不稳定、钻具磨阻扭矩大脱压现象严重、小井眼携岩和泵压高等难题。
2.6 完井通井技术
每次通井钻具结构的刚性依次加强，模拟完井管柱；通井下钻中，精细划眼技术避免划出新井眼，保障通井顺利；单次通井到底循环参数优化设计，确保清除岩屑床。
3 现场施工情况
通过优选钻头和钻进参数、优化钻具结构和钻井液性能、精心设计完井通井方案，满足了钻井施工的要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，保证了施工井的顺利完成（如下表1）。
4 积累经验和取得成绩
通过樊154-平1、樊154-平2、樊154-平3等多口非常规井的施工，积累了一定的大位移水平井和致密砂岩井施工经验，掌握了同类井施工的技术：高效钻头优选技术；井下钻具组合的优选技术；井身轨迹剖面的优选技术；磨阻扭矩分析监测技术和地质导向的预测技术；高性能铝胺水基钻井液体系应用技术；套管防磨技术；长水平段通井技术；多级压裂管柱下入技术。
樊154-平2井，完钻井深4916m，最大井斜
92.93°，水平段长2015m，最大水平位移2384.87m。成功下入Φ114.3mm二十段制完井压裂管柱至预定位置4851.9m，创全国陆上小井眼水平段最长、水平位移最大、二十段制压裂管柱首次下入三项纪录，为非常规油气藏勘探开发积累了大量
经验。
作者简介：赵学军（1969-），女，胜利石油管理局黄河钻井总公司钻井四公司经济师，研究方向：钻井技术和经营管理。
径向钻井技术应用与效果 篇4
关键词：径向钻井,缝高,裂缝延伸方向
径向钻井技术是一种油气田增产及完井技术, 主要为低渗透、稠油和老油田提供一种经济高效的开采途径, 尤其适用于低压、低渗、低产层的开发。低渗透油藏受自身储层地质条件和工艺技术的制约, 表现出单井产量低, 操作成本高, 经济效益低等特征, 使得大量低渗透油藏无法得到经济开采。因此寻求既能降低开发成本, 又能提高单井产量的配套技术, 实现少井高产, 意义重大。通过径向钻井, 可建立地下储层流体新的渗流通道, 突破近井储层污染带、连通远井地带剩余油与井筒, 扩大油井泄油面积, 提高注入水波及面积和驱油效率, 改善油气田开发效果、提高采收率。
1 径向钻井技术方法介绍
1.1 径向钻井原理
该技术是先用小钻头在油层部位的套管上开28 mm的窗口, 然后使用19 mm连续油管连接带喷嘴的12.7 mm软管, 借助高压射流的水力破岩作用在油层中的不同方向上钻出多个 (直径38～50 mm、长达100 m左右) 小井眼。 (如图1)
1.2 适用范围
适用地层:砂岩、灰岩、白云岩、页岩等油气层。各类生产开发过程中储层污染油水井, 通过越过污染带和提供高渗通道实现增产。各类低渗低产油藏, 通过增加渗流面积和消除近井压降漏斗改善储层与井筒连通性实施增产, 提高产量, 增加开发效益。无法压裂的油水井 (储层关系复杂, 易压窜水层) 、无法酸化增产 (酸敏、水敏严重) 等油井。灰岩缝洞性油藏沟通缝洞实施增产, 裂隙性火成岩沟通裂隙实施单井增产。
适用井况:油层井深在3000 m以内, 油层套管是单层, 套管尺寸4.5寸以上, 井斜小于15°。
1.3 径向钻井优势
径向钻井可控制钻孔方向, 可钻多个孔。径向孔可以在同一口井的不同层位钻进, 且根据实际生产需要可在同一层位开多个径向孔。径向孔可以在同一层位的层面任意方向上选择钻进方位, 可根据储层发育展布及实际生产动态情况灵活选择最有利的方位实施径向孔钻进。不仅可以对同一层位形成多层次多向多分支径向孔, 而且可以对纵向相邻的多个层位形成多层多向多分支径向孔。
施工周期短, 平均3～5d作业时间, 3min左右钻成直径50 mm径向100 m的孔。主要配套设备简单, 为简易修井机及定向设备 (陀螺) , 施工介质为清水, 施工4个孔总量不到8方, 大大节约成本。可以形成多层多向多分支径向孔。与其他工艺联作, 如酸化、压裂、蒸气驱、CO2、注聚合物等, 效果更加突出。
而复合射孔穿透地层只能在1 m左右。水平井钻井投资大, 工期长。压裂酸化虽然可以有效穿透地层, 但是只能形成单缝, 不能控制裂缝走向, 对靠水油层不利, 需要的施工液量很大。
1.4 径向钻井的用途
挖潜剩余油:在未完全衰竭产层、新的加密油层、因绕流而形成的死油区及现有井网未打开的油层, 利用径向钻井技术将为这些油气的开采提供一种更经济的方法。
大幅增加油井泄油面积, 提高控制储量。
改善油水井生产条件:通过径向钻孔可增加单井控制储量, 穿透井眼的污染区域, 改善地层渗透性, 提高单井注入能力。
建立适配井网:纵向上根据油层的物性, 控制层内的钻孔密度, 改善吸水、产液剖面。平面上根据地应力、井网、剩余油、物性控制径向孔的方位、长度, 实现均衡趋替。
改善压裂效果:可控制裂缝延伸方向、裂缝高度和提高裂缝导流能力。
2 低渗透油田开发中存在的主要问题
储层物性差, 自然产能低, 常规压裂效果差。沙四段储层由于层薄且特低渗透, 油井自然产能低。通过压裂改造后, 有一定初产, 但产量递减快, 压裂有效期短。纯化油田通81块含油面积4.4 km2, 地质储量320万吨, 渗透率为10×10-3 um2, 投产压裂16口井, 初期日油水平13.7t/d, 3年末日油水平4.7t/d, 3年产能达标率只有47%。
存在启动压力梯度, 油水井间存在难动用带。低渗透油田的渗流不符合达西定律, 存在着启动压力梯度, 距离注水井70～130 m处存在难动用带, 储量动用程度较差。且当存在启动压裂梯度时, 渗透率越低、井距越大, 原油产量降低幅度越大, 不利于采收率的提高。
启动压力高, 注水压力不断上升。由于注采井距偏大, 油层连通性差, 注水井的能量难以传递、扩散出去, 致使注水井井底附近压力憋得很高, 有效注水压差减小, 且由于压敏、水敏效应的不断增强, 启动压力逐步升高, 注水越来越困难。
地应力方向大小不同, 布井方式复杂。经多极子阵列声波测井测得, 地应力方向呈现多向性, 在断层附近的井, 压裂裂缝易垂直于断层, 给注水开发造成很大困难。
隔层薄, 压裂缝高难以控制。低渗透油田层多, 存在隔层薄的特点, 常规压裂裂缝高度大, 铺砂浓度小, 开发效果差。
3 合理选择试验区块, 改善开发效果
梁家楼油田为狭长型断块油气藏, 断块小, 含油面积只有0.3 km2, 为一高温、高压、低渗透构造-岩性油藏, 为提高区块开发效果, 最大限度的提高储量动用程度和采收率。区块采取径向钻孔与压裂复合技术, 井距450 m、排距150 m的菱形面积井网。部署总井4口, 油井3口, 水井1口, 新钻油井3口, 利用老井1口。
4 结论及认识
径向钻井工艺简单, 成本较低, 是油气增产的主要措施。径向钻井具有定深定向的特性, 在一个储层平面钻出多个径向水平眼, 油水井对应射孔可缩短驱替距离, 大幅增加泄油面积, 建立有效驱替。径向钻井在储层薄、物性差的小狭长区块能够控制裂缝的延伸方向和控制缝高, 是提高单井控制储量、建立适配井网的重要手段。径向钻井是实现低渗难动用储量有效开发的先进技术。
参考文献
径向水平井钻井技术 篇5
1 低煤阶煤层气的特点
低煤阶煤层气主要具有储层压力低、渗透性较高、煤岩强度低、密度小等特点。低煤阶煤层气储层压力低的特点使得其在开发过程中很容易受到外来流体的污染,即使储层压力较高也一般不会超过1MPa/hm。我国最典型的低煤阶煤层气区块是阜新刘家区块,中间层、太平层压力分别为0.831MPa/hm、0.971MPa/hm,两者都不超过1MPa/hm[1]。低煤阶煤层气割理一般较为发育,渗透性较高,在钻完井及储层改造等施工过程中极易出现滤失量大、漏井等不良现象,严重影响煤层气井产量与开发效果。较之高中煤阶煤层气,低煤阶煤层气的机械强度普遍偏低,体积密度、弹性模量也较小,这一特点使得其在施工时容易出现岩壁塌落等危险情况,影响气井正常作业。整体而言,低煤阶煤层气的诸多特点都在不同程度上增加了其开发的难度。
2 径向水平井技术的技术特点与优势
以水力喷射径向水平井技术为例,对径向水平井技术的技术特点进行说明。利用该项技术对低煤阶煤层气资源进行开发时,通过在煤层部位实施套管开窗,借助高压水的射流喷射作用在煤层岩壁不同方位破出多个小型水平井眼,使待开发煤层形成通道网络结构形式,以便在小直径垂直井段中实现从垂直向水平的转换,从而确保水平井眼精确的进入目的层,进而实现对低煤阶煤层气的高效开发[2]。
径向水平井技术作为一种新型煤炭资源开发技术,与其他技术相比不需要钻压与钻杆旋转,且适应性强,可以替代多种开发方法对煤层气井进行开发。同时,径向水平井技术还具有进入目的层准确性高,避免因施加钻压困难所带来的一系列问题,减少井下事故发生,提高煤层气井开发效率与产量等优势。
3 径向水平井技术在低煤阶煤层气开发中的应用
从理论层面分析,径向水平井技术具有的多种优势可以有效改善低煤阶煤层气井的作业环境,提高煤层导通能力,减小流体流动摩擦阻力,实现增产目标。从国内外现有实践应用效果层面来看,径向水平井技术在低煤阶煤层气井中的应用切实提高了煤层气井的产水量与气产量,并克服了传统技术带来的诸多问题[3]。而且通过对低煤阶煤层气井施工现场的观察分析,都表明径向水平井技术在低煤阶煤层气开发中的应用是切实可行的。下面本文将通过一个具体应用实例来进一步说明径向水平井技术在低煤阶煤层气开发中的应用及所取得的成果。
某地区低煤阶煤层矿井储层压力与渗透率较低,且部分气井受钻井液、煤粉等物质污染,开发效率低,产量不高。为改善这一状况,决定采用水力喷射径向水平井技术来开发这些煤层气井。鉴于不同气井水平井施工目的层不同,煤层控制厚度不同,所以对于水力喷射的井深也不相同,对以中间层为目的层的气井水力喷射径向水平井施工,当喷射深度在669.5至789.5m之间时,水平井眼部署在垂直于北东方向面割理的8个方向上,且所有井眼全部部署完毕后即可开始高压喷射水平井眼施工[4]。对于以中间层为目的层的径向水平井施工,当煤层喷射深度在789.8m至935.96m之间时,水平井眼部署在垂直于面割理的4个方向上破岩15个井眼。
在水力喷射径向水平井技术的应用下,这些煤层气井的开发效率均有了明显的改善。8个井眼的水平井施工,水力喷射后较之前产水量与日气产量均有一定幅度提高,如产水量从原来的2m3/d提升至当前的7m3/d。15个井眼的水平井施工,产水量较之前有小幅提高,而气产量较之前有明显提高,由原来的360m3/d提升至当前的2650m3/d。可见,径向水平井技术在低煤阶煤层气开发中的应用可以有效改善煤层气井的产量与开发效率[5]。
4 结语
综合而言,径向水平井技术是一种有效的煤层气井开发技术,在低煤阶煤层气开发中有着广泛的应用,相比于其他技术该技术具有多种优势,对增加煤层气井产量具有重要作用。随着低煤阶煤层气资源勘探的不断进行,我国应加大对径向水平井技术的应用力度,并对该技术进行不断的改进创新,促进径向水平井技术优势充分发挥。
参考文献
[1]鲜保安,夏柏如等.开发低煤阶煤层气的新型径向水平井技术[J].煤田地质与勘探,2010,04:25-29.
[2]梁壮,葛勇等.水力喷射径向水平井技术在煤层气开发中的应用[J].辽宁工程技术大学学报(自然科学版),2011,03:349-352.
[3]刘庆昌,冯文彦,于文军等.沁水盆地南部煤层气田勘探开发技术探索与认识[J].天然气工业,2011,11:6-10+117-118.
[4]白建梅.樊庄煤层气多分支水平井开采技术跟踪研究[D].中国石油大学,2009.