Study on time series rule of buried pipe failure under high-intensity coal mining in a gas-coal overlapping area
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摘要:
鄂尔多斯气煤叠置区工作面的高强度回采极易导致地表浅埋油气管线变形失效，明确工作面推进过程中管道破坏的时序规律，对集输管线的精准维护和参数优化具有重要意义。首先，通过理论分析提出了体积应变的理论算法。其次，通过体积应变极限分别构建了管道局部拉伸和压缩状态下失效破坏判别的新方法。然后，通过数值模拟分析了管道轴向和环向的变形和体积应变，明确了埋地管道破坏的时序规律。同时，将数值结果与监测数据和理论结果进行对比分析，验证了试验结果的合理性和准确性。结果表明：以直径为508 mm的输气管道为例，拉伸和压缩状态下油气管道的体积应变极限分别为0.42%、−0.31%。工作面向管道靠近过程中管道的变形量总小于覆岩，二者为非协同变形，且工作面距管道越近非协同变形程度越大。在轴线方向上，管道的变形曲线均呈现漏斗状。管道的椭圆度随着管道与工作面间距离的缩小而逐渐减小，且二者间数学关系可用指数函数表达。管道拐点至端部体积应变大于零、拐点之间小于零，整体的体积应变关于沉陷中心位置左右对称。管道底部和顶部的体积应变分布并不对称，且同一轴向位置处顶部的体积应变绝对值总大于底部。管道顶底部破坏轮廓分别呈现“∩”和“∪”，同一轴向位置上的破坏轮廓呈现“S”。管道轴向易破坏的位置及形式：顶部中心压缩破坏、顶部两端拉伸破坏。采煤工作面逐渐靠近管道过程中，管道中心至拐点、端部至拐点均从先到后依次破坏，且中心位置破坏早于两端、顶部的破坏早于底部。与此同时，管道在环向上的破坏由270°向180°偏转，其中330°～150°是最易发生破坏的方位；最小变形由120°向0°偏转。最后，通过地表沉降量、管道的变形量、椭圆度、剪应力等指标验证了结果的可靠性。研究结果进一步明确了埋地管道破坏的方位和时序，有利于管输工程的精准维护和高效施工，为促进油−气−煤资源的协调开采提供借鉴。
Abstract:The high-intensity mining of coal face in the Ordos gas-coal overlapping area can easily lead to the failure of shallowly buried oil & gas pipelines. It is of great significance to clarify the time series of the pipeline failure during the advancing process of the panel in this area for the accurate maintenance and parameter optimization of the gathering and transmission pipelines. Firstly, the theoretical algorithm of volume strain (VS) is proposed through theoretical analysis. Then, a new method for failure damage discrimination in the tensile and compressive states locally is respectively constructed by the volume strain limit. Next, the deformation and volumetric strain of the pipeline in the axial and circumferential directions were analyzed by numerical simulation, and the time series law of buried pipeline damage was clarified. At the same time, the numerical results are compared and analyzed with the monitoring data and theoretical results to verify the reasonableness and accuracy of the experimental results. The results show that the volumetric strain limits in tension and compression are, for example, 0.42% and −0.31% for a 508 mm diameter gas transmission pipe. The deformation of the pipeline is smaller than that of the overburden during the process of panel advancing, and the deformation between them is non-synergistic. The closer the panel is to the pipeline, the greater the degree of non-synergistic. In the axial direction, the deformation curves of the tubes are funnel-shaped. The ellipticity of the tube decreases as the distance between the tube and the panel decreases, and the mathematical relationship between them can be expressed as an exponential function. The volume strain between the inflection points of the pipeline is always less than 0, and the VS from the inflection point to the end is always greater than 0. Furthermore, the volume strain of the pipe is symmetrical to the left and right about the position of the center of the subsidence. The volume strain distribution at the bottom and top of the pipe is not symmetrical, and the absolute value of the volume strain at the top is always greater than that at the bottom at the same axial position. The failure profiles at the top and bottom of the pipeline are shown as “∩” and “∪”, and at the same axial position show “S”. The location and pattern of axial damage of the pipeline: compression damage at the bottom center, and tensile damage at the bottom two ends. The panel is gradually approaching the pipeline process, the failure from the center to the inflection point and from the end to the inflection point of the pipeline is successively generated, and the center is earlier than that at both ends, and the top is earlier than the bottom. At the same time, the failure of the pipeline ring is the transfer from 270° to 180°, where 330°-150° is the most vulnerable to damage orientation, and the minimum deformation is the transfer from 120° to 0°. Finally, the reliability of the results was verified by the deformation, the ellipticity, the shear stress of the pipe, and the ground settlement. The research results further clarify the orientation and time series rule of pipeline failure, which is conducive to the precise maintenance and efficient construction of pipeline projects and provides a reference for promoting the coordinated mining of oil-gas-coal resources.
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0. 引 言
郑庄区块位于沁水盆地西南部，主产气层位为山西组3号煤和太原组15号煤，属于无烟煤[1]。区块内多数井产气量较低，即使低产井采取了二次压裂增产改造技术，效果仍然不明显[2]。究其缘由，主要是区内煤层赋存特征以及含气性无论从垂向上还是横向上均差异较大，煤层气井成井情况与地质条件不匹配。具体表现为：①3号煤和15号煤横向厚度变化较大，尤其是15号煤最薄处不足1 m，最厚处超过10 m；②煤层含气量差异较大，3号煤层含气量一般为14～22 m3/t，15号煤层含气量一般为8～25 m3/t。但总体上区块煤储层具有好的可改造性[3]，也具有很大的潜力[4]。水平井是现阶段煤层气开发的重要井型，具有单井储层产气面积大的特点，大幅度提高收入产出比。较之于美国、澳大利亚、加拿大等国家，我国的煤层气储层具有低地层压力、低渗透率、低含气饱和度及强非均质性等基本特征，针对我国煤层地质条件与地表环境，需要进一步精细化高煤阶水平井钻井与完井技术[5]。构造是区块煤层气富集的主要控制因素[6]。因此，再加上构造和地应力的附加作用，使得研究区煤层气水平井单井产气量相差较大，低产井仅为200 m3/d，高产井可以达到40000 m3/d。对区块内水平井进行统计发现，以5000 m3/d为界限，东西向及北东向占比较高，产气量较好。南北向及北西向占比较低，产气量稍差。可见，水平井的方位对气井产气量影响较大。另外，区块内断层及陷落柱等构造主要依据地质填图及二维地震资料。现发现区块内断层30条，陷落柱50个，且实际钻井资料显示部分构造位置存在偏差，地层在局部范围内也有明显偏差。因此，如何在构造差异性较大的地质条件下提高钻遇率和缩短水平段施工周期是一项具有挑战但又很有必要性的研究。
因此，为提高单井产气量，增加高产井所占比例，本研究从煤层赋存特征、含气量、地应力以及构造条件等分析入手，研究煤层气水平井钻井体系的关键影响因素，优化适合于研究区的煤层气水平井钻井体系，以期提高钻遇率和缩短水平段施工周期，从而大幅度提高区块的单井和总产气量，推动煤层气水平井在构造发育区应用的理论水平和实践能力。目前，该钻井体系在郑庄区块应用效果良好，郑庄区块日产气量由不足20万m3增长至目前75万m3，2023年有望突破80万m3。随着技术体系的应用和井数量的增大，郑庄区块有望未来五年实现产气量大爆发。
1. 构造特征与地应力
1.1 构造特征
区块位于沁水复式向斜的轴部南端，晋～获褶断带西部，沁水盆地南缘东西～北东向断裂带的北部[2,6]。区块构造以次级褶皱发育为特点，区块内断层不发育，以落差较小的煤层段断层为主，但是在研究区东部发育一系列小规模的陷落柱，陷落深度不超过10 m。
1.2 地应力条件
研究区缺少水平主应力方向的直接测试，但可以借助大量的水力压裂资料来间接判断。前人研究表明：水力压裂的裂缝延伸总是沿着水平最大主应力方向[7-9]。本次研究收集了研究区内36口井的水力压裂资料和相对应的裂缝监测资料，并分别对3号煤和15号煤的主裂缝延伸方向进行统计，绘制了玫瑰花图（图1）。
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图 1 郑庄区块水力压裂主裂缝延伸方向玫瑰花图Figure 1. Main fracture extension direction of hydraulic fracturing in Zhengzhuang block从图1中可以看出，3号煤的水平最大主应力方向应为北东45°～60°，南西225°～240°；15号煤的水平最大主应力方向应为北东60°～75°，南西240°～255°。15号煤水平最大主应力方向与3号煤的相差15°左右，这种差别可能有2个主要因素：①水力压裂裂缝延伸可能与最大主应力方向不完全一致，只是近似一致；②地层中水平最大主应力方向可能随地下构造的深度及位置的变化而发生很大变化。但可以得出结论，3号煤和15号煤水平最大主应力方向应该为北东45°～70°，南西225°～255°。
2. 煤层赋存特征与含气性
2.1 煤层厚度分布
3号煤层属特低硫～低硫无烟煤，煤层厚度横向变化不大。仅在区块南部ZH-020、H-023、ZH-024煤层气井及其附近见煤厚小于4 m的较小块段，且在ZH-020见煤厚3.43 m的极小值；在区块的中西部ZH-098和中东部ZH-205附近煤厚分别出现了6.78、6.87 m的极值；其他块段煤厚基本在5～6 m。
15号煤层属中高硫～高硫无烟煤，煤层厚度在横向上总体较稳定，一般为4～5 m，仅局部块段变化较大，煤层结构较为复杂（特别是区块西北部）。在ZH-80、ZH-86、ZH-228、ZH-230、ZH-238、ZH-407、ZH-423气井处分别出现了煤厚极大值，煤厚均在7 m以上，在ZH-423气井处煤厚达13.75 m。
2.2 含气性特征
3号和15号煤层的煤层气含量均较大，且8 m3/t以上的区域占绝对优势，但两极值差异明显，说明两煤层煤层气含量的横向变化均较大。煤层气成分以甲烷为主，重氢微量。区块大面积处于甲烷带，仅区块南部见小范围的氮气～甲烷带。
1）3号煤层。煤层煤层气含量分布很不均衡，两极值差达10 m3/t即是这种不均衡性的体现。
宏观上，煤层含气量由区块南部向北部略有增加的趋势，呈现北东向展布的相对富集区（含气量20 m3/t左右）间夹小面积零星分布的相对低含气量区（含气量17 m3/t左右），只是这种趋势受到上述煤层气含量横向变化的较大干扰。
区块北部气井出现向北西方向和北东方向煤层气含量的递增，至ZH-423井含量达22 m3/t。区块东南部煤层气含量由ZH-038井向北东先增大后降低递减，ZH-042井和ZH-036井煤层气含量小于13 m3/t，其附近为一含量低值区。中部ZH-189井一带向南东和南西煤层气含量均趋增，到南东部ZH -076井增至23 m3/t以上，至南西部ZH-360井同意增至23 m3/t以上。
2）15号煤层。煤层煤层气含量同样分布很不均衡，两极值差达16 m3/t即是这种不均衡性的体现。煤层煤层气含量有由区块南部向北部略增的现象，宏观上呈含气量高值（＞20 m3/t）区夹含气量较低（17 m3/t左右）区。
北部煤层气富集区的含气量极大值为29 m3/t以上（ZH-407井），南部煤层气富集区的含量极大值则为27 m3/t以上（ZH-104井）。北部煤层含气量低值区主要出现在ZH-283井（小于17 m3/t）及其附近；而区块东南部和东部的两个煤层气含量低值块段，其含量值均低于9 m3/t。
3. 钻井设计方案优化
3.1 钻井设计方案优化的依据
钻井设计方案的优化必须要有遵循的依据，不能随意优化，更不能违反客观规律。本钻井设计方案的优化主要遵循的依据是：
1）符合国家及政府有关机构或行业有关的规定、要求以及标准。
2）邻近钻井资料，包括钻井设计、钻井过程以及复杂情况处理情况等。这些资料是对井位选择、未来钻井过程以及可能的产气情况预判的基础依据。
3）目前钻井的技术水平以及设备施工水平。这是保障钻井作业在安全的情况下能够顺利施工完成的基本条件。
3.2 钻井设计理念的优化
优化钻井设计理念的主要目的是将缩短水平段施工周期和提高煤层钻遇率有机的统一起来以提高单井产气量。具体措施如下：
1）根据水平井的具体情况设计要求煤层的钻遇时间控制在7～10 d，尽可能快速完井，以降低钻井液对煤层气储层的污染。
2）详细分析设计井位周边井的钻井和测井资料，绘制详细的煤层厚度和底板等高线（实时更新），对设计井水平段在煤层中的轨迹走势、厚度变化作出预测，并实时跟踪现场，视实际钻遇情况适时调整。
3）量化泥浆指标体系，在设计中统一了泥浆指标体系，根据不同区域不同地层的不同岩性，对钻井液常规性能如密度、黏度、滤失量和pH值等指标进行量化和统一，为钻井工程提供保障。
3.3 井位优化
井位的选择是布井首要考虑的问题，研究区水平井井位优化主要遵循以下主要原则：
1）应充分考虑与未来矿井生产的衔接，并关注煤层煤层气含量相对较高的地段，可布井位含气量最低值为12 m3/t。
2）应结合区块构造特征，考虑煤层裂隙发育特点，尽量布在构造相对简单的背、向斜翼部。
3）避开断层和陷落柱50 m以上。
4）尽量注意地形条件，以便道路施工和井场布置及集输、输电线路的建设。
3.4 钻井轨迹设计优化
钻井轨迹直接关系到后期压裂施工改造的效果以及最终的产气能力，研究区水平井钻井轨迹主要从以下6方面进行优化：
1）选择地层倾角在6°以内的轨迹方向。
2）L型井沿地层上倾方向，U型井沿地层下倾方向。
3）方向与最大主应力方向成30°左右夹角。
4）钻井轨迹距离周围井50 m以上，不超过100 m，形成井间干扰。周围井必须为低产井，以防降低高产井产量。
5）水平井采用三开结构。研究区目前水平井设计采用更为安全的三开设计。一开为钻入稳定基岩10 m，起表层未固结岩石防塌作用；二开为钻至着陆点上1 m，起造斜着陆作用；三开为水平段钻进，是水平井的产气段。
二开造斜段不超过7（°）/30 m，其中造斜段在70°左右要求约30 m造斜度数不超过3（°）/30 m，三开水平段不要超过4（°）/30 m。
6）提高质量要求。水平井深≤1 000 m时，二开着陆点位置偏差不得大于20 m；水平井深＞1 000 m时，偏差不得大于30 m。三开水平段长度≤500 m时，靶区横向偏移不得大于10 m；500 m＜水平段长度≤1 000 m时，横向偏移不得大于15 m； 水平段长度＞1 000 m时，横向偏移不得大于20 m。
4. 钻井过程优化
4.1 钻井设备
1）钻机及配套设备。钻机的选择要满足以下基本条件：①研究区水平井单井总长度在2 000 m以上，②同一井场先后可完成导眼井、以3号煤为目的层的水平井以及以15号煤为目的层的水平井。尤其是以3号煤为目的层的水平井以及以15号煤为目的层的水平井属于同一井场，但不是同一井眼，这就要求钻井设备要具有方便移动的特点。因此，研究区煤层气水平井钻井施工采用带轨道整体可平移式石油ZJ30、ZJ40钻机或者机动性比较强的全液压车载钻机。充分考虑水平井钻井液固相颗粒不利于储层的保护以及钻井安全，研究区采用四级固孔方案，分别为振动筛、除砂器、除泥器和离心机。
2）螺杆钻具。根据地层倾角以及设计所需要的螺杆造斜能力，研究区二开普遍采用ø236 mm螺旋扶正器的5LZ185×7.0-5 1.5°单弯螺杆，三开普遍采用ø146 mm螺旋扶正器的7LZ127×7.0-4 1.5°单弯螺杆。
3）随钻测量装置。由于成本原因，煤层气地质导向技术所用设备、仪器较常规油气井简单，一般只需要能够测量上下双伽马即可。因此，研究区煤层气水平井钻井施工多采用EMWD(带方位伽马)无线随钻测量系统。无线传输方式又分为泥浆脉冲、电磁波和声波3种[10-12]，研究区普遍采用较为先进的电磁波脉冲加无磁钻铤方案。
4.2 钻井液
以保护储层为前提，研究区钻井液体系以水基钻井液为基础，通过添加剂的正交实验，最终确定适合研究区的水平井钻井液体系。
羧甲基纤维素钠（CMC）：起降低失水量、提高钻井液粘度、使井壁形成薄而坚，渗透性低的滤饼的作用。同时，能使钻机得到附加初切力，使泥浆易于放出裹在里面的气体，把碎屑很快沉淀于泥浆池或固控中[13-15]。
褐煤树脂（SPNH）：主要起降失水量的作用，是目前钻井液处理剂中降失水性能较优越的产品。
高粘防塌剂（PAM）：是一种高分子量且分子链很长的桥联型防塌剂，起保护井壁，防止地层坍塌的作用。
广谱护壁剂（GSP）：主要起抑制井壁膨胀缩径作用，具有良好的吸附充填加固井壁的功能。同时，可在适度增加黏度的条件下，显著降低失水量，可降低钻头扭矩，防止粘附卡钻[16-18]。
以上述4种钻井液中基本的添加剂进行钻井液正交试验（表1），得到不同配比条件下的钻井液物理参数（ø600和ø300分别为600 r/min和300 r/min下直读式黏度计的读值）。根据这些参数最终确定了不同阶段的钻井液配方：
表 1 钻井液正交试验结果Table 1. Results of drilling fluid orthogonal experiment序
号CMC
/%SPNH
/%PAM
/%GSP
/%ϕ600/
（mPa·s）ϕ300/
（mPa·s）pH 滤式量
/mL表观
黏度/
（mPa·s）塑性
黏度/
（mPa·s）动切力
/Pa1 0.3 0.1 0.3 0.1 29 18 8 24.0 14.50 11 3.5 2 0.3 0.1 0.4 0.1 30 19 8 22.0 15.00 11 4.0 3 0.3 0.1 0.5 0.1 31 20 8 21.5 15.50 11 4.5 4 0.3 0.1 0.3 0.3 31 20 8 21.0 15.50 11 4.5 5 0.3 0.1 0.4 0.3 34 21 8 19.5 17.00 13 4.0 6 0.3 0.1 0.5 0.3 38 24 8 18.5 19.00 14 5.0 7 0.3 0.3 0.3 0.1 29 19 8 20.0 14.50 10 4.5 8 0.3 0.3 0.4 0.1 35 24 8 20.0 17.50 11 6.5 9 0.3 0.3 0.5 0.1 35 22 8 19.0 17.50 13 4.5 10 0.3 0.3 0.3 0.3 35 23 8 19.0 17.50 12 5.5 11 0.3 0.3 0.4 0.3 35 24 8 18.5 17.50 11 6.5 12 0.3 0.3 0.5 0.3 36 25 8 18.0 18.00 11 7.0 13 0.4 0.1 0.3 0.1 34 22 8 21.5 17.00 12 5.0 14 0.4 0.1 0.4 0.1 40 28 8 21.5 20.00 12 8.0 15 0.4 0.1 0.5 0.1 49 32 8 19.5 24.50 17 7.5 16 0.4 0.1 0.3 0.3 45 30 8 19.0 22.50 15 7.5 17 0.4 0.1 0.4 0.3 47 30 8 19.5 23.50 17 6.5 18 0.4 0.1 0.5 0.3 46 31 8 18.0 23.00 15 8.0 19 0.4 0.3 0.3 0.1 40 27 8 20.0 20.00 13 7.0 20 0.4 0.3 0.4 0.1 40 27 8 20.0 20.00 13 7.0 一开钻井液配比采用：5.0％～7.0％膨润土+0.1％～0.2％烧碱+0.1％～0.2％纯碱+0.1％～0.3％聚合物包被抑制剂+0.2％～0.5%CMC。其中聚合物包被抑制剂主要用于抑制钻屑或黏土分散和膨胀，因为一开地层主要为未固结的松散黏土。
二开钻井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC。
三开钻井液配比采用：清水，可根据实际情况添加少量广谱护壁剂。护壁剂不是三开钻井液的基本配方。
钻井液密度既要能够顺利返出岩屑，又不能破坏储层。根据多次实验结果，研究区采用：井斜不足35°，钻井液密度不得超过1.06 g/cm3；井斜在36°～43°，钻井液密度不得超过1.11 g/cm3；井斜超过44°，钻井液密度不得超过1.15 g/cm3。
4.3 井眼轨迹控制
井眼轨迹控制是钻井过程中最重要的一个环节，为提高井眼轨迹控制质量，研究区采取了以下措施：
4.3.1 弯曲段井眼轨迹控制
弯曲段指的是从垂直段开始増斜至着陆前的部分，按照是否増斜分为第一増斜段、稳斜段和第二増斜段。弯曲段的井眼轨迹能否控制好是钻井能否按照预计精准着陆的关键环节，需要从以下几个方面来进行井眼轨迹控制：①合理选择钻孔的造斜点深度和増斜度数。在増斜钻井过程中，有两条红线， 一是造斜点深度不能小于100 m，二是増斜度数不能超过6（°）/30 m。同时，为了提高有效进尺，还需要尽量降低靶前距。研究区3号煤和15号煤的埋深一般在700～900 m，限定条件水平段轨迹选择地层倾角不超过6°，靶前距不超过400 m。根据地质资料，运用compass软件进行钻井轨迹计算，确定研究区増斜度数在4（°）/30 m～6（°）/30 m，靶前距在340～370 m。第一增斜段和第二增斜段増斜度数一致，稳斜段保持70 m不増斜。②适时进行轨迹监测和轨迹计算，保证井眼轨迹圆滑，减少摩阻扭矩。这一步是保障工程质量的重要前提，首先如果不能保证井眼轨迹圆滑和减少摩阻扭矩，则会造成起下钻具和后期下套管不畅，甚至造成井下事故；其次适时进行轨迹监测和轨迹计算是保障钻井轨迹按照设计要求完成的重要技术支撑，确保钻井保质完成。③了解当前钻头的方向参数及待钻井眼的延伸趋势并预判轨迹走向。根据当前钻头的方向参数及待钻井眼的延伸趋势来预判轨迹走向的目的在于分析轨迹走向是否能够满足严格按照设计目的以及工程安全等的要求。预判轨迹走向还包括地层的预判、预计轨迹几何形态以及判断钻具的工作状态是否能够满足继续施工的要求等。④控制轨迹井斜范围能够满足岩屑顺利上返。沉砂卡钻是造成水平井的安全事故最重要的原因之一，造成沉砂卡钻主要是由于岩石破碎程度不足以及钻井方案不合适。钻井方案不合适表现为：局部井斜过大、钻井井径过大以及钻井泥浆参数不当等。在钻井轨迹方面，局部井斜过大会导致岩屑不能顺利上返、形成岩屑床、造成局部摩阻增大、发生沉砂卡钻。因此，在弯曲段钻进过程中，要全程控制轨迹井斜范围。
4.3.2 着陆时井眼轨迹控制
着陆时井眼轨迹控制要从以下4个方面来进行：
①略高勿低。应按照比计算值高10%～20%的造斜率来选择造斜工具。例如设计计算的造斜率为5.4（°）/30 m，则选用的造斜工具的造斜率最低应为5.94（°）/30 m。按照二开着陆井眼直井为241.3 mm计算，则至少要选用45′的单弯螺杆，因为不同厂商生产的45′的单弯螺杆在该工况下理论造斜率最低为6（°）/30 m。②早扭方位。井斜角的大小直接影响了轨迹的控制，尤其是对方位的控制[19]。大量实践表明，井斜角在15°～40°时，能有效的调整井斜角和方位，而后随着井斜角的增大，井斜角和方位调整的难度逐渐增大。研究区着陆时井斜角基本在90°左右，因此，在轨迹预测的基础上要尽早完成方位的调整。在实际过程中，要加强对对孔斜方位的动态监测。③先高后低。在着陆时实钻造斜率高于设计造斜率时，利于轨迹控制，反之则困难[20-21]。这是因为当螺杆本身无造斜时，螺杆会由于本身自重有向下造斜的趋势。所以，当实钻造斜率高于设计造斜率，需要降低造斜率时，螺杆可以在自身造斜率和向下自重影响下快速降斜。反之，需要増斜时，实际造斜率会小于自身造斜率。④严格控制着陆点垂深。在着陆时，由于井斜角接近90°，钻井轨迹接近水平，垂深上的误差就需要通过长距离的无效进尺来修正，也就是说垂深上的误差将会放大钻井轨迹控制的质量。因此，因此要严格控制着陆点的垂深。
4.3.3 着陆后水平段井眼轨迹控制
着陆后水平段井眼轨迹控制要从以下几个方面来进行：
1）钻具平稳。钻具平稳才可以在很大程度上降低井眼在设计轨迹周围的偏移量，从而减少孔眼轨迹调整的工作量，保障井眼轨迹顺滑。
2）靠近煤层中上部延伸。从利于钻孔施工和后期井眼安全的角度出发，要求水平段的轨迹尽量在靠近煤层的中上部延伸。如果井眼轨迹靠近下部，井眼上部的煤层容易坍塌堵塞井眼，造成钻具被埋或后期无法下套管等安全问题。
3）钻−录−定导一体化综合分析。由于成本原因，煤层气地质导向技术所用设备、仪器较常规油气井简单，但由于煤田地质勘探的精度及煤系地层小构造发育状况，煤层气水平井地质导向技术难度较大，主要通过两个方式实现：岩屑录井+钻时录井与顶底板相比较，煤层机械强度较低，进尺较快，通过钻时及岩屑分析，实时修正地层剖面。气测录井一般而言，在煤层中钻进时，气测显示全烃及甲烷较为明显，通过气测实时数据，可判定钻头是否在煤层中钻进。钻-录-定导水平段钻进时最重要的是当钻头出煤层时判断是顶出还是底出。当钻头将要出煤层时，钻进速度会显著降低，气测值明显降低，这个时候需要进一步降低钻进速度，甚至稳钻头不进尺，等待定向设备的双伽马值返回定向控制房。由于泥岩的自然伽马明显高于煤层，如果上伽马值明显增加，则可判断为顶出，反之下伽马值明显增加，则为底出。
4）地层倾角分段预测。地层倾角在轨迹延伸方向上，绝大部分倾角是有变化的，即地层有起伏。因为水平段，井斜角接近水平，井斜调整相对需要较长的无效进尺，所以就要求必须提前预判地层走势，从而提前调整井眼轨迹，最大程度保障钻井轨迹在煤层中的有效段。这就需要考虑在水平井井眼轨迹的延伸方向，根据周边井的任意两点对应的煤层底板标高及相对距离，计算出两点之间的地层倾角。
5. 应用实例
以ZH-L36井为例，该井布置在郑庄区块东南部ZH-044井场附近，与郑庄区块主应力方向成30°，以3号煤层为目的煤层。收集周围井的测井资料，中部煤体物性较好，煤层在中下部普遍有一层夹矸，水平段轨迹要求在中偏上部钻进。根据周边4口钻井的3号煤层及顶底板物性和测井数据，结合煤层底板等高线图，3号煤层自西向东标高逐渐降低，呈下倾趋势。钻遇3号煤层时倾角大约为−0.23°（89.77°）。根据周围井的地质资料，设计了钻井轨迹和具体参数（图2、表2）。
表 2 ZH-L36井设计井眼轨迹剖面数据Table 2. Data of Well ZH-l36 design trajectory profile序号 井深
/m井斜角
/(°)井斜方位
/(°)垂深
/m水平位移
/m井斜角变化率/ （(°)/30 m） 备注 1 0 0 0 0 0 0 2 337.00 0 0 337.00 0 0 3 764.83 69.88 59.94 666.39 230.09 4.900 第一増斜段 4 797.31 69.88 59.94 677.57 260.59 0 稳斜段 5 919.23 89.77 59.08 699.00 379.99 4.900 A靶点
第二増斜段6 1 669.24 89.77 59.08 702.00 1 129.98 0 B靶点
水平段图中A、B为靶点，井身结构采用三开设计：
1）一开采用ø311 mm钻头钻入稳定基岩10 m，下J55钢级ø273 mm表层套管，固井水泥返至地面。
2）二开采用ø241.3 mm钻头钻入目的煤层，下J55钢级ø193.7 mm技术套管至目的煤层顶板3～5 m，固井水泥返至地面。
3）三开采用ø171.4 mm钻头钻进，沿目的煤层钻进至设计井深完钻。
根据地质情况，结合钻机性能，设计了钻井液性能（表3）以及钻井液采用的方案为：
表 3 钻井液性能要求Table 3. Requirements of drilling fluid performance井段 密度/ (g·cm−3) 漏斗黏度/s 失水量/mL 一开 1.03 30～35 二开 1.03～1.17 30～50 <5 三开 1.03 35～40 <5 一开钻井液配比采用：5.0%～7.0%膨润土+0.1%～0.2%烧碱+0.1%～0.2%纯碱+0.1%～0.3%聚合物包被抑制剂+0.2%～0.5%CMC。二开钻井液配比采用：清水+0.5%～1% SPNH+0.2%～0.3% PAM+0.3%～0.5% CMC，添加适量润滑剂防止钻头被钻屑包裹。三开钻井液配比采用：清水，添加适量成膜剂和护壁剂。
以钻井设计为依据，钻井轨迹优化方案为实施原则，井深337 m开始造斜，井斜角变化率为4（°）/30 m，764.83 m进入稳斜段，井斜角为61.30°，797.31 m进入第二増斜段，井斜角变化率仍然为4（°）/30 m。钻至881.06 m，根据钻−录−定导一体化综合分析，判断目的煤层垂深要比预计垂深要大，遂降低井斜角变化率变为4（°）/30 m。为防止实际垂深再次与判断偏差较大，现场决定以85°探煤着陆，最终在993 m以85.63°着陆。
进入水平段，由于地层起伏较大，因此需要借助钻-录-定导一体化综合分析，以触及或穿过夹矸、顶板和底板为判断依据，分段计算地层倾角，并指导后续稳斜井斜角。具体过程如下：
钻至井深1 038 m，下穿夹矸，判断钻井井斜角小于地层倾角，井斜角变化率遂调整为4°/30 m増斜。钻至1 057 m触底，井斜角为88.3°，继续増斜。钻至1 130 m再次触底，井斜角为94.82°，继续増斜。钻至1 176 m，上穿夹矸，判断轨迹上行，开始降斜钻进，根据夹矸在煤层中大于位于距底1 m左右的位置以及邻近煤层标高，计算该段地层倾角为89°，井斜角变化率遂调整为降斜2（°）/30 m。钻至1 242 m，井斜角为89°，井眼轨迹为下行，与计算地层倾角一致，改为稳斜钻进。钻至1 357 m，下穿夹矸，判断轨迹井斜角比地层倾角小，开始增斜钻进，根据夹矸在煤层中的位置以及邻近煤层标高，计算该段井地层倾角为89°，再次计算该段地层倾角为97°，井斜角变化率遂调整为增斜2（°）/30 m。以此类推，直至钻井完成，最终煤层钻遇率达到99%，实钻轨迹剖面如图3所示。
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图 3 ZH-L36H水平段实钻轨迹剖面Figure 3. Actual drilling track profile of ZH-L36H horizontal section压裂作业中，压裂点选在尽可能在煤层中部，避开顶板、底板、夹矸等井段，选择煤层中泥质含量相对较低的区域进行压裂（选择低自然伽马的煤层段）。考虑周围已经压裂的邻井距离，防止压穿。避开陷落柱、断层等地质构造，最终选择了7个压裂点，压裂方式为喷枪射流压裂方式。根据该区块整体性储层特征，确定压裂液配方如下：压裂施工液体：活性水（清水+1.0%氯化钾），喷砂射孔液体：滑溜水（清水+0.12%降阻剂）。携砂液阶段环空排量为5.5 m3/d，砂比由最初的6%均匀增加至最终的18%。压裂后产气量达4万m3/d。
6. 结 论
1）3号煤的水平最大主应力方向应为北东45°～60°，南西225°～240°；15号煤的水平最大主应力方向应为北东60°～75°，南西240°～255°。15号煤水平最大主应力方向与3号煤的相差15°左右。
2）3号煤层厚度横向变化不大，仅在区块南部见煤厚小于4 m的较小块段，在区块的中西部分别出现了6.78、6.87 m的煤厚极值，其他块段煤厚基本都在5～6 m。15号煤层厚度在横向上总体较稳定，一般为4～5 m，仅局部块段变化较大，煤层结构较为复杂。
3）3号煤层和15号煤层含气量由区块南部向北部略有增加的趋势，呈现北东向展布的相对富集区（含气量20 m3/t左右）间夹小面积零星分布的相对低含气量区（含气量17 m3/t左右），只是这种趋势受到上述煤层气含量横向变化的较大干扰。
4）优化钻井体系主要从钻井设计方案优化和钻井过程优化2个方面来实施。钻井设计方案优化主要包括：钻井设计理念的优化、井位优化和钻井轨迹设计优化。钻井过程优化主要包括：钻井设备优化、钻井液体系优化和井眼轨迹控制。ZH-L36井运用优化后的钻井体系，最终煤层钻遇率达到99%，压裂后产气量达4万m3/d。
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图 1 鄂尔多斯盆地气田与煤矿重叠区示意
Figure 1. Schematic of gas field and coal mine overlapping area in Ordos Basin
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图 3 工作面推进过程中地表及管道的位移云图
Figure 3. Displacement cloud diagram of surface and pipeline during advancing of panel
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图 5 工作面推进过程中管道环向位置的变形曲线
Figure 5. Deformation curve of pipeline circumferential position in process of panel advancing
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图 6 工作面推进过程中管道的体积应变分布特征
Figure 6. Distribution characteristics of volume strain of pipeline during panel advancing
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图 7 工作面推进过程中管道环向上的极值位移偏移方向
Figure 7. Extreme deviation direction of pipeline ring upward displacement in advancing process of the panel
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图 8 工作面推进过程中管道剪应力分布特征
Figure 8. Distribution characteristics of pipeline shear stress during advancing of panel
表 1 地层的物理力学参数
Table 1 Physical and mechanical parameters of strata
地层 体积模量/GPa 剪切模量/GPa 黏聚力/MPa 内摩擦角/（°） 抗拉强度/MPa 密度/（kg·m−3） 砂及黄土 0.31 0.11 3.6 19 0.25 1 570 细粒砂岩 0.5 0.13 5.5 21 0.55 2 240 泥岩 0.46 0.14 17 22 0.5 2 440 中粒砂岩 0.23 0.18 15 38 1.59 2 200 粗粒砂岩 0.57 0.15 3 43 0.26 2 500 粉砂岩 1 0.5 6 22 0.66 2 436 泥岩 0.46 0.14 17 22 0.5 2 440 2-2煤 0.18 0.1 1.2 39 0.25 1300 细粒砂岩 0.57 0.15 3 43 0.26 2 500 
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表 2 管道的物理力学参数
Table 2 Physical and mechanical parameters of the pipeline
弹性模量/MPa 密度ρ/（kg·m−3） 外径/mm 壁厚/mm 抗拉强度/MPa 泊松比/μ 2×105 7 850 508 7.1 415 0.3
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