Simulation Study on the Key Parameters Affecting Pressure-Controlled Drainage Effect
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摘要: 控压放水可以有效降低高压盐水层的地层压力，但不清楚施工过程中一些关键参数对控压放水效果的影响程度。为此，分析了控压放水的技术特征、工艺特点，总结了控压放水的工艺流程；基于地层盐水渗流和井筒流动理论，考虑关井期间地层压力的恢复，建立了参数动态变化、可以模拟控压放水全过程的数学模型。以塔里木油田克深A井为例，进行了模拟计算，模拟结果与实测结果误差较小。分析影响放水效果和周期的关键参数发现：关井时间越短，地层压力下降速度越快；节流阀承压极限从5 MPa提高至15 MPa，循环排污次数可以减少一半；当地层渗透率较低时，前7次放水效果显著，因此确定试放水时间为7 d。根据研究结果提出了相应的改进措施，以便更好地控制关键施工参数，提高控压放水效果。Abstract: Pressure-controlled drainage can effectively reduce formation pressure in a high-pressure brine layer, but the influence of some key parameters on its effect in operating process is still unclear. The characteristics of pressure-controlled drainage technology were analyzed, and its technological process was summarized. On the basis of the seepage theory of formation brine and wellbore flow theory, a mathematical model with dynamic parameters was built taking into consideration the formation pressure recovery in the shut-in period to simulate the entire process of pressure-controlled drainage. Taking Well Keshen A in Tarim Oilfield as an example, simulations were conducted and the results by simulation and measurement were analyzed. It was found that the error between them was small. The analysis of key parameters affecting the effects and cycles of water drainage showed that the shorter the shut-in time, the quicker the decline in formation pressure. When the pressure-bearing limit of throttle was raised from 5 MPa to 15 MPa, the number of times for cyclic sewage disposal could be reduced by half. However, when the formation permeability was low, the effects of the first seven operations of water drainage were remarkable, and thus the period for trial drainage was set to seven days. According to the above results, relevant improving measures were put forward to better control the key operational parameters, so as to enhance the effects of pressure-controlled drainage.
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保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘，8+9号主力煤层渗透率最高达8.0 mD，直井平均单井产气量达2 500 m3/d以上，是国内中低阶煤层气效益开发示范区。保德煤层气田北部优质煤层气藏位于府谷县城和黄河下方，受复杂地表环境的制约，一直未能进行商业开发。由于煤层地质构造特征的影响，煤层气水平井与常规油气水平井相比，存在煤层易坍塌卡钻的钻井风险，因此需要尽量缩短水平段的钻井时间，从而缩短钻井液浸泡煤层的时间，保持井壁稳定，同时降低钻井液滤液对煤层的损害。长水平段煤层气井钻井面临着煤层埋深浅、水垂比大导致托压和水平段难以达到设计长度等技术难点，同时存在储层保护和快速钻进方面的钻井难题，需要研究形成长水平段煤层气井特色技术，满足煤层气开发需求[1-3]。
针对黄河压覆区煤层气水平井钻井完井技术难点，分析了极限水平段长度与煤层垂深、地层倾角等参数的关系，开展了井身结构优化、井眼轨迹测控和玻璃钢筛管完井新工艺等方面的技术研究，形成了集约化大平台煤层气长水平段水平井钻井完井技术，并在保德煤层气田BP15平台的水平井进行了现场应用，钻井过程未发生井下故障，顺利完井，实现了黄河压覆区煤层气储量的有效动用。
1. 黄河压覆区煤层气水平井钻井完井技术难点
保德煤层气田总体表现为西倾的单斜构造，南北走向，断层和褶皱不发育，同时煤层构造形态简单，东高西低，地层平缓，倾角一般在1°～5°。气田主力可采煤层为二叠系下统太原组的8+9号煤层，埋深500.00～1 000.00 m，渗透率较高，地层压力系数低，属于欠压—常压储层。保德煤层气田北部的煤层气藏位于黄河底部，黄河北部为府谷县城，人口稠密，地面无法部署井位进行规模开发。
综合考虑地面及地质情况，提出采用水平井开发压覆区煤层气，在黄河南岸部署长水平段水平井井场，利用水平段1 000.00～2 000.00 m长的水平井开发黄河和城市压覆区的优质煤层气藏。但黄河压覆区煤层气水平井钻井完井面临以下技术难点：1）黄河边井台可选位置少，需要采用大平台，部署长水平段水平井；2）大部分储层压力系数为0.70～0.99，处于欠压状态，钻进时垮塌和漏失风险高；3）煤层构造复杂，煤层跟踪与控制难度大，钻遇率偏低；4）前期完钻水平井均采用裸眼完井方式，排采期间经常发生煤层垮塌、煤粉堵塞井眼等复杂情况，造成煤层气水平井单井产量低、井筒寿命短，需探索满足采煤采气一体化的非金属筛管完井新技术。
2. 煤层气水平井钻井完井关键技术
2.1 集约化大平台优化设计
保德煤层气田北部的煤层气藏受黄河边地形条件的限制，需采用集约化大平台布井，利用大平台一体化设计、一体化管理和一体化运行的技术优势和成本优势降低钻井完井及后续生产运行成本。因此，保德煤层气田北部采用一个平台部署7～10口水平井的开发方式和工厂化作业模式，充分发挥集约化大平台的优势。由于平台井场受限，井口布局难度较大，井眼轨迹在空间上存在交叉，井眼防碰风险突出。为此，优选造斜点位置，采用双增剖面等井眼轨道设计方法，增大防碰安全距离，同平台可实现4+5号和8+9号2套煤层立体开发[4-5]。
水平段越长，单井控制面积越大，产量越高，但水平井的极限钻进能力是部署长水平段水平井的基础，因此设计水平段长度时需综合考虑钻机载荷、极限钻进进尺等因素。保德煤层气田极限水平段长度与煤层垂深、井斜角的关系曲线如图1所示。从图1可以看出，水平井上倾角度和煤层垂深对水平段极限长度影响非常大，主要是由于井斜角大于90°条件下上倾井段钻柱重力抵消了直井段加重钻杆施加的有效钻压，导致水平段极限长度大幅减少。保德北部黄河压覆区垂深800.00～1 000.00 m，水平井轨迹方向煤层上倾角度2°～5°，因此水平段煤层极限长度为1 700.00～2 000.00 m[6-9]。
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图 1 极限水平段长与煤层垂深、井斜角的关系曲线Figure 1. Relation of ultimate horizontal section length with vertical depth of coal seams and well inclination2.2 井身结构优化
为有利于煤层段安全快速钻进，采用了三开井身结构。一开，采用ϕ311.1 mm三牙轮钻头，进入基岩10.00 m后完钻，下入ϕ244.5 mm套管，水泥返至地面，封固第四系疏松黄土层；二开，采用ϕ215.9 mm牙轮钻头钻入煤层，下入ϕ177.8 mm套管，水泥返至地面，重点封固刘家沟组和石千峰组易漏失地层；三开采用ϕ152.4 mm PDC钻头钻进煤层水平段，水平段主要部分位于煤层顶部以下1.00～4.00 m，下入ϕ88.9 mm玻璃钢筛管完井，筛管悬挂器位于二开套管浮箍以上2.00～5.00 m处。保德煤层气田北部黄河压覆区水平井的井身结构如图2所示[10-13]。
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图 2 保德煤层气田黄河压覆区水平井井身结构示意Figure 2. Casing program of horizontal well in the Yellow River overlay area of Baode coalbed methane field2.3 钻井液优选
与常规储层相比，黄河北部煤层具有低渗透、低压和高吸附的特点，胶结疏松，容易发生垮塌等井下复杂情况；另外，长水平段容易形成岩屑床，造成起下钻阻卡，因此钻井液的选择和性能维护是煤层气长水平段水平井成功的关键因素之一。根据室内试验评价筛选及前期的现场应用情况，选择使用低密度低固相钻井液，其配方为清水+0.1%～0.2%PAC-HV（高黏聚阴离子纤维素）+3.0%～5.0%氯化钾。PAC-HV可以提高钻井液的黏度和切力，降低滤失量，防止井壁坍塌和发生漏失；氯化钾用于调整密度和提高钻井液体系的抑制性。该钻井液的主要性能参数：密度1.05～1.10 kg/L，漏斗黏度28～35 s，塑性黏度小于35 mPa·s，滤失量小于10 mL，固相含量小于6%。该钻井液配制简单，性能稳定，既能保证井壁稳定，也能最大程度地降低固相颗粒含量，降低对煤层的伤害[14-15]。
2.4 井眼轨迹控制技术
为了提高钻井速度，缩短钻井周期，全井采用“PDC钻头+螺杆”钻具组合。其中，二开的钻具组合为ϕ215.9 mm PDC钻头+ϕ172.0 mm×1.50°单弯螺杆+ϕ158.7 mm无磁钻铤+ϕ158.7 mm钻铤+ϕ127.0 mm钻杆。三开水平段采用“随钻伽马测量+螺杆”组合钻具，具体钻具组合为ϕ152.4 mm PDC钻头+ϕ127.0 mm×1.25°单弯螺杆+定向接头+ϕ88.9 mm无磁钻铤+ϕ88.9 mm加重钻杆×400 m以上+ϕ88.9 mm钻杆。利用随钻伽马测井数据预测和识别钻头在煤层中的相对位置、地层走向和地层倾角，根据需要调整井眼轨迹，引导钻头在煤层中钻进。钻进过程中每根立柱测斜一次，并密切监测泵压、转矩等参数变化，根据观测的振动筛返砂情况，分析判断井下情况[16]。
近钻头测量技术解决了常规地质导向反应慢、判断准确性差和易钻出煤层的问题，提高了地质导向的准确性和钻井效率。测量仪器距钻头仅0.58 m，可及时判识钻头在地层中的位置，提高煤层钻遇率。根据自然伽马值在不同方位的变化情况，可准确判断煤层的上、下边界，掌握钻头的实际工作状况，优化钻井参数。
2.5 玻璃钢筛管完井工艺
裸眼完井的煤层气水平井在排采期间经常发生煤层垮塌、井眼灭失，导致井筒气液产量急剧下降，甚至停止产出。前期应用的PE筛管存在抗压强度低、尺寸小等问题，不能进行通井洗井作业[17]。玻璃钢筛管较PE筛管对煤层井壁的支撑能力更强，并能满足井筒重入的要求，实现“可重入、可作业、可维护”的完井要求，在一定程度上达到了金属筛管完井的功能，同时解决了煤炭后期开采的安全问题。
玻璃钢筛管完井工艺包括井眼准备、下筛管、下冲管、坐挂和洗井等流程。下筛管作业前要进行通井洗井作业，保证井底干净无沉砂和煤粉，井眼光滑稳定。玻璃钢筛管完井管串结构为：引鞋+玻璃钢盲管+密封筒+玻璃钢筛管+保护短接+悬挂器+变扣接头+钻杆。冲管末端与悬挂器内管连接，筛管与悬挂器外管连接，建立井眼整体循环通道，如图3所示。筛管下至设计井深后，投球加压，将玻璃钢筛管悬挂并固定于套管内壁，完成钻具与筛管本体的分离。成功丢手后，打开内部通道，配合冲管及专用喷头可实现水力喷射洗井，降低钻井液对煤层的伤害。
3. 现场应用
针对保德煤层气田黄河压覆区的钻井完井技术难点，通过设计合理井身结构、优化井眼轨道、优选钻井液和研究玻璃钢筛管完井工艺，2018年完成了黄河压覆区BP15平台部署的7口长水平段煤层气水平井（见图4）。这7口长水平段水平井的水平段平均长度为1 067.00 m，钻井过程中未发生井下复杂情况，顺利完井，目前该平台平均单井日产气量达4 000 m3。
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图 4 黄河压覆区BP15井台地面部署示意Figure 4. Surface deployment of Wellbay BP15 in the Yellow River overlay areaBP15井是该平台完钻的第一口水平井井，井深1 784.00 m，垂深816.00 m，水平段长968.00 m。该井施工过程中，进行了三压力剖面预测、井眼轨道优化、钻井液优选和玻璃钢筛管完井工艺等钻井完井技术研究与应用，优化了长水平段水平井钻井参数，全井平均机械钻速11.69 m/h，钻井周期37.88 d，为长水平段煤层气水平井的开发提供了依据。完井阶段共下入103根DN80-14MPa筛管和1根盲管，完井管串长度943.00 m，悬挂器顺利坐挂。
目前BP15井已进入采气阶段，生产时间超过700 d，产气效果良好，日产气量超过5 000 m3，累计产气量295×104 m3，验证了长水平段水平井钻井完井技术的可行性、适用性、有效性和经济性。
4. 结论与建议
1）针对保德煤层气田长水平段水平井钻井完井技术难点，研究了煤层气水平井极限水平段长、玻璃钢筛管完井等新技术，形成了煤层气长水平段水平井钻井完井优化设计方法，实现了城市、黄河压覆区煤层气优质储量的有效动用。
2）针对煤层气藏井壁稳定性问题，优化了井身结构和钻井液体系，并采用玻璃钢筛管完井工艺，实现了长水平段井筒的稳定和长期稳定排采。
3）由于水平段极限长度与煤层上倾角度、深度等因素密切联系，同时煤层气排采具有特殊性，因此仅对水平段的极限长度进行理论计算，并不能准确评价水平段的延伸能力，需结合实际煤层条件，进一步研究煤层气水平井水平段长度与经济效益的关系。
4）建议根据现场试验结果进一步完善煤层气长水平段水平井钻井完井技术，持续跟踪和评价长水平段煤层气水平井的现场实施效果，以准确评估地表复杂地区优质煤层气藏的开发效益。
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图 2 拟稳定渗流阶段地层压力变化示意
Figure 2. Formation pressure changes in quasi-stable seepage stage
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图 4 模拟及修正结果与实测结果对比
Figure 4. Comparison of simulation and correction results with measured results
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图 6 不同渗透率条件下关井时间分别为1, 3和5 h时的地层压力
Figure 6. Formation pressure at shut-in time of 1 hr, 3 hrs and 5 hrs under different permeability conditions
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图 7 控压放水过程中套压和放水量的变化曲线
Figure 7. Variation curves of casing pressure and displacement during pressure-controlled drainage
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图 8 不同承压能力节流阀单次放水量对比
Figure 8. Comparison of single drainage of throttle with different pressure-bearing capacity
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