沁平12-11-3H煤層氣六分支水平井絨囊鉆井液技術(shù)

王洪關(guān)崔金榜朱慶忠陳必武

（1.中國石油大學，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司煤層氣指揮部，山西長治 046000）

沁平12-11-3H煤層氣六分支水平井絨囊鉆井液技術(shù)

王洪關(guān)1崔金榜2朱慶忠2陳必武2

（1.中國石油大學，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司煤層氣指揮部，山西長治 046000）

沁水盆地3#高階煤層，煤層氣鉆井過程中掉塊、垮塌、漏失、卡鉆，成功率很低。沁平12-11-3H井三開是由2個主支、6個分支組成的多分支水平井，使用絨囊鉆井液13 d完成進尺4 189.49 m。根據(jù)不同井下情況、固控設備情況，加入成核劑、成膜劑、囊層劑和絨毛劑等4種絨囊鉆井液主處理劑，調(diào)整鉆井液性能：密度0.96～1.08 g/cm3，塑性黏度7～17 mPa·s，動切力4.0～10.22 Pa，煤層鉆遇率達95%，完成地質(zhì)要求且平均機械鉆速12.65 m/h，較鄰井提高11.55%。全井考驗了絨囊鉆井液高固相容納能力、漏失地層封堵能力、井塌卡鉆處理能力、氣侵維持性能能力。建議加強固控設備配套，進一步提高鉆井液性能。

煤層氣；多分支水平井；絨囊鉆井液

沁平12-11-3H井目的層為3#高階煤層，設計2個主支、6個分支，總進尺4 440 m。該井井身結(jié)構(gòu)復雜，煤儲層壓力2.71～6.25 MPa，變化較大；儲層壓力梯度低，僅0.38～0.88 MPa/100 m［1］；低壓、低強度等特性引發(fā)鉆井過程中井壁垮塌、卡鉆等復雜情況，鉆井成功率很低。穩(wěn)定井壁、提高鉆井成功率一直是該區(qū)塊長裸眼水平段鉆井的主要技術(shù)難點［2］。

該井一直采用?311.2 mm牙輪鉆頭、膨潤土鉆井液，鉆至62 m石千峰組一開完鉆，下入?244.5 mm套管至61.54 m固井完井；用?215.9 mm牙輪鉆頭、聚合物鉆井液，鉆至956 m山西組二開完鉆，下入?177.8 mm套管至954.46 m固井完井，封固石千峰組、石盒子組地層；三開采用?152.4 mm PDC鉆頭、聚合物鉆井液鉆至1 008.7 m與直井連通，后繼續(xù)鉆至1 015 m山西組3#煤層，掉塊嚴重［3］，起鉆，準備試用水基絨囊鉆井液完成余下煤層鉆井任務。

水基絨囊鉆井液是以水為連續(xù)相，由成核劑、成膜劑、囊層劑和絨毛劑配制而成的氣液多相工作流體［4］，通過分壓、耗壓和撐壓實現(xiàn)地層封堵，提高地層承壓能力，穩(wěn)定井壁［5］。絨囊鉆井液在冀東油田低壓漏失油井修井［6］、吉縣煤層氣不同壓力系統(tǒng)共存同一裸眼鉆井［7］、柳林煤層氣分支井鉆井［8］、吉縣煤層氣?215.9 mm大井眼水平井鉆井［9］等進行了現(xiàn)場施工，表現(xiàn)出優(yōu)良性能。沁平12-11-3H井三開水平分支井采用絨囊鉆井液技術(shù)順利完鉆，打破了該區(qū)塊所鉆多分支水平井均未一次成功的紀錄。

1 第1主井眼（M1）及其分支井眼施工技術(shù)

現(xiàn)場清水中加入囊層劑、絨毛劑、成膜劑、成核劑，用常規(guī)鉆井液使用的ZJ30B/1700B鉆機配套的配漿罐配漿?，F(xiàn)場加料漏斗不能很好地剪切鉆井液處理劑，難以形成完整的絨囊，呈現(xiàn)出不均勻泡沫，影響泥漿泵泵壓。采用鉆井泵配漿罐邊循環(huán)邊加料的方式配漿后，用時4 h配制絨囊鉆井液，密度1.01 g/cm3，塑性黏度12 mPa·s，切力5.6 Pa。循環(huán)入井，替換原井漿。從井深1 015 m開始主井眼M1鉆進。

M1主井眼段井深1 015～1 900.29 m，平均鉆速10.4 m/h。分支井眼3個，L1分支井眼井深1 475～1 847.03 m，平均鉆速18.46 m/h；L2分支井眼井深1 315～1 944 m，平均鉆速8.72 m/h；L3分支井眼井深為1 162～1 659.41 m，平均鉆速12.59 m/h。絨囊鉆井液重點解決掉塊、垮塌等井壁失穩(wěn)問題。

1.1 M1主井眼施工技術(shù)

M1主井眼鉆井液密度1.0 g/cm3左右，塑性黏度12～17 mPa·s，動切力5.6～10.2 Pa，動塑比0.47～0.6 Pa/（mPa·s），以囊層劑、絨毛劑、成核劑、成膜劑、氯化鉀維護性能。

鉆至1 253 m，進尺204 m，鉆時1.2～1.7 min/m。機械鉆速高，煤屑量大，S250-2×2型振動篩、NCS300 -2F型除砂器、LW450-842N型離心機等固控設備處理能力有限，不能及時清除煤粉類低密度固相，使其研磨成更小顆粒，增加煤巖比表面積，加大甲烷氣解吸程度［10］。解吸的甲烷氣混入鉆井液中，產(chǎn)生大量虛泡沫。加入處理劑維護性能。鉆進至1 464 m，進尺211 m。鉆井液中甲烷氣越來越多，因虛泡較多，性能變化較大，無法準確測量?，F(xiàn)場采用提高絨毛劑加量的方法增加動切力，穩(wěn)定絨囊鉆井液。

鉆進至1 702 m，進尺238 m，鉆時2.3～4.7 min/ m。因鉆屑太細，固控設備無法完全清除鉆井液中有害固相，導致鉆井液切力低至4.7 Pa，固相含量增高至15%，密度上升至1.10 g/cm3?，F(xiàn)場采取補充配漿水同時添加處理劑維護的方法增加囊泡數(shù)量，提高鉆井液切力、降低密度。同時，固控設備盡最大努力運轉(zhuǎn)，控制固相含量5%左右。此后正常維護，保持鉆井液固相含量6%～9%，完成余下進尺。

1.2 M1主井眼分支井眼施工技術(shù)

M1鉆至設計井深后，上提鉆具，先后完成3個分支井眼的施工。

由于鉆進時間較長，加上固控設備處理能力有限，提高鉆井液切力、降低密度和固相含量，成為鉆井液維護處理難點。采用補充配漿水，再加處理劑維護的方式，固控設備持續(xù)運轉(zhuǎn)，使固相含量控制在8%左右。但鉆井液密度、固相含量、塑性黏度逐漸升高，當量循環(huán)密度增大，井下輕微漏失。為提高鉆井液切力防止固相沉降、降低密度滿足近平衡鉆井、增加囊泡數(shù)量防止井下漏失，補充配漿水和絨囊鉆井液主處理劑，配合固控設備，固相含量控制7%左右，全天漏失量在1.5 m3左右。此后的鉆進過程，控制鉆井液固相含量9%左右。由于絨囊鉆井流體懸浮能力很強，即使鉆頭和螺桿因使用時間較長磨損嚴重，鉆時延長，鉆屑越來越細，越來越多，也沒有出現(xiàn)摩阻增大現(xiàn)象。1 644.20～1 659.41 m，平均鉆時達13.57 min/m，固相含量增高至18%，密度上升至1.12 g/cm3，鉆井液依然保持良好的流動能力。此時，僅靠化學方法無法提高鉆井液切力、降低密度，于是放掉15 m3舊鉆井液，補充30 m3配漿水，加入絨囊處理劑，固相含量7%。順利鉆完M1及其3個分支井眼，鉆井流體和鉆井工藝配合起到關(guān)鍵作用。

2 第2主井眼（M2）及其分支井眼施工技術(shù)

第2主井眼井深1 090～1 715 m，平均機械鉆速16.81 m/h。L4分支井眼1 525～1 954 m，平均機械鉆速14.38 m/h；L5分支井眼1 352～1 954 m，平均機械鉆速17.14 m/h，期間卡鉆耗時1.3 h，井漏耗時4.6 h；L6分支井眼1 171～1 312.15 m，平均機械鉆速11.50 m/h。

2.1 M2主井眼施工技術(shù)

M1主井眼及其3個分支井眼完成后，上提鉆具至1 090 m，鉆進至1 715 m，完成M2主井眼施工。1 675～1 693 m鉆遇泥巖層，鉆井液密度1.09 g/cm3，切力降低至4.8 Pa，且有泥巖掉塊返出。為補充鉆井液的正常消耗，進一步提高鉆井液切力，補充配漿水，加入絨囊處理劑。鉆井液密度1.07 g/cm3左右，塑性黏度8 mPa·s，動切力5.11 Pa，動塑比0.64 Pa/（mPa·s），固相含量控制7%左右。井下情況正常。

2.2 M2主井眼分支井眼施工技術(shù)

第二主井眼完成后，上提鉆具至1 525 m開始L4分支，至1 954 m完鉆，鉆井順利。上提鉆具至1 352 m開始L5分支井眼鉆進，至井深1 954 m完鉆。考慮排采時盡快解吸，嘗試起鉆前用清水頂替井筒內(nèi)部分鉆井液，以利于其稀釋并快速降解。替入2 m3清水（大致相當于L5分支的1 954 m至1 880 m）后，替入清水段井壁失穩(wěn)掉塊，上提遇阻。開泵以23 L/s排量循環(huán)，泵壓由12 MPa速降至0，地層漏失，井口失返。后向井筒內(nèi)注入絨囊鉆井液，緩慢上提鉆具，注入約16 m3后，循環(huán)恢復。起鉆成功。在原漿基礎上加入絨囊處理劑調(diào)整鉆井液性能，密度0.97 g/cm3，切力17.5 Pa。配制54 m3堵漏漿，打入26 m3后堵漏成功；在堵漏漿基礎上加入清水及處理劑，繼續(xù)配31 m3常規(guī)鉆井液，維持正常鉆進。

L5分支井完成后，上提鉆具至1 070 m開鉆L6分支井眼。鉆進至1 113 m，側(cè)鉆未成功；第2次上提鉆具至1 171 m，鉆至1 312.15 m時發(fā)生嚴重氣侵。經(jīng)核實，氣侵是與鄰井氣體連通所致；第3次上提鉆具至1 060 m，鉆至1 063 m，氣侵嚴重，認為與鄰井連通程度高，無法正常鉆進，經(jīng)商議提前完鉆。通過調(diào)節(jié)絨囊處理劑處理氣侵：鉆井液密度0.96～1.06 g/cm3，塑性黏度8～13 mPa·s，動塑比0.59～0.7 Pa/（mPa·s），固相含量7%～9%。

M2及其3個分支井眼施工情況較為復雜。頂替清水導致井壁失穩(wěn)掉塊，卡鉆后開泵循環(huán)，泵壓過大造成井下漏失、井眼軌跡偏差以及鄰井連通氣侵。施工中以膠液形式維護絨囊鉆井液，既加快了維護速度，又減少處理劑用量。

3 現(xiàn)場應用效果討論

沁平12-11-3H井三開井段采用了絨囊鉆井液鉆井，2主支、6分支總進尺4 189.49 m，施工時間331 h 28 min；平均機械鉆速為12.65 m/h，較鄰井機械鉆速11.34 m/h提高11.55%；鉆井液密度0.96～1.08 g/cm3，塑性黏度7～17 mPa·s，動切力4.0～10.22 Pa，動塑比0.39～0.7 Pa/（mPa·s），掉塊、坍塌等現(xiàn)象能夠順利處理。煤層鉆遇率達到95%，達到了設計要求。

絨囊鉆井液第1次用于沁水盆地，完成了以前不能完成的工程任務，實踐中發(fā)現(xiàn)有一些問題值得進一步探討。如在低于其他鉆井液密度下，該鉆井液為何依舊能夠保持井壁穩(wěn)定？為什么清水替換后井壁立刻失穩(wěn)？鉆井液在甲烷氣侵入后如何分辨并清除？地下流體排采時，如何確定合理的工作制度配合絨囊完成鉆完采一體化？

另外，從施工過程可以發(fā)現(xiàn)，鉆井設備需要進一步配套，如配漿設備、固控設備，需要具有與快速鉆井相適應的性能，鉆井液中固相含量較高，很可能導致鉆井流體失去良好的潤滑性和攜帶能力，形成巖屑床，造成脫壓，無法繼續(xù)鉆進。高固相增大當量循環(huán)密度，進而影響鉆井速度和整體效益，細粒固相堵塞近井地帶孔縫，還會影響滲流能力和產(chǎn)能。

無固相絨囊鉆井液不僅懸浮能力、容固能力強，而且對酸堿度不敏感，鉆井液維護不需要使用碳酸鈉軟化配漿水，也不需要使用氫氧化鈉提高pH值增加膨潤土水化程度，避免了由此引發(fā)地層黏土水化膨脹、分散而不利于固相和鉆井液性能控制的問題。

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［2］包貴全.煤層氣鉆井工程中幾個重點技術(shù)問題的探討［J］.探礦工程（巖土鉆掘工程），2007（12）：4-12.

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（修改稿收到日期 2014-04-23）

〔編輯 付麗霞〕

Fuzzy-ball drilling fluid technology in CBM of multilateral horizontal well Qinping 12-11-3H with six branch holes

WANG Hongguan1,CUI Jinbang2,ZHU Qingzhong2,CHEN Biwu2
（1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Coalbed Methane Headquarters of Huabei Oilfield Company,CNPC,Changzhi 046000,China）

The No.3 coalbed in Qinshui Basin is high rank coal seam,the drilling of coalbed methane encountered rockfall,collapsing,lost circulation,sticking and the rate of successful drilling was very low.The third spudding of Qinping 12-11-3H Well was a multi-lateral horizontal well consisting of two main branches and six branches;the fuzzy-ball drilling fluid was applied in 13 days and drilled 4 189.49 m.According to the different downhole situations and solid-control equipment,four kinds of fuzzy-ball drilling fluid additives:core-forming agent,film-forming agent,layer-forming agent and fuzzy-forming agent were added to adjust the drilling fluid properties.The drilling fluid density was 0.96-1.08 g/cm3,plastic viscosity was 7-17 mPa·s,dynamic shear force was 4.0-10.22 Pa,and coalbed methane encountering rate was 95%.The drilling fluid met the geological requirements and the average ROP was 12.65 m/h,which had improved by 11.55% when compared with adjacent wells.This drilling tested the capacities of the fuzzy-ball drilling fluid,including the accommodating capacity of high percentage of solid phase ,plugging capacity in leaking formations,processing capability for well collapsing and pipe sticking,and the maintaining performance capacity during gas invasion.It is suggested that auxiliary solidcontrol equipment is needed to further improve the performance of the drilling fluid.

coalbed methane;multi-branch horizontal well;fuzzy-ball drilling fluid

王洪關(guān)，崔金榜，朱慶忠，等.沁平12-11-3H煤層氣六分支水平井絨囊鉆井液技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2014，36（3）：39-41.

TE254

：B

1000 - 7393（2014） 03 - 0039 - 03

10.13639/j.odpt.2014.03.009

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣示范工程”課題“山西沁水盆地煤層氣水平井開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05061）。

王洪關(guān)，1969年生。中國石油大學（北京）在讀博士生，主要從事油田化學研究，高級工程師。E-mail:whg@petrochina.com.cn。