0 引 言
水平井技术是煤层气高效开发的关键技术，其中钻井技术又是水平井开发技术的关键[1]，钻井技术优化对于煤层气水平井高效开发具有重要影响。乔磊等[2]研究认为多分支水平井钻井工艺主要包括欠平衡钻井、井眼轨迹优化、水平井穿针等技术；崔树清等[3]分析了多分支水平井钻井难点，提出了相应的改进方法；郝世俊等[4]对我国煤层气钻井技术进行了总结，明确了煤层气钻井技术与装备现状；随着我国煤层气开发范围不断扩展，新的水平井钻井技术不断出现，李红伟等[5]针对织金区块研究了浅层水平井钻井技术，从井眼轨道、井身结构、井眼轨迹等方面优化了J 型水平井钻井技术；杨刚等[6]为解决多层合采井水平井钻井问题，提出了采用柔性钻具钻T 型井的技术；张群等[7]针对软煤发育区提出在顶板砂岩钻水平井并进行分段压裂的方式，其中水平井采用的是U 型水平井，取得了较好的效果；余恩晓等[8]研究了钻井液体系对煤岩力学参数的影响，分析了水平井垮塌的原因；岳前升等[9]研究认为我国煤层气水平井钻井井壁稳定与储层保护之间矛盾非常突出，对钻井液体系进行了优化，研制了可降解聚合物钻井液；杨睿月等10]研究了割缝筛管割缝参数对钢管强度和表皮因子的影响，提出了割缝参数优化方向；曹运兴等[11]重点研究了大倾角厚煤层水平井眼轨迹布井方位问题；崔新瑞等[12]研究了煤层气水平井井眼稳定性影响因素，重点分析了井眼堵塞井治理方式。
目前，研究多是从工程技术角度研究水平进改进技术，而煤层气作为新型能源，其开发方式与常规油气藏有本质差异，因此应从煤层气开发基本原理出发，研究适应于煤层气开发的水平井井型及配套钻井技术。 文章从煤层气开发基本原理出发，提出了煤层气水平井井型设计基本原则，研究了各类煤层气水平井井型的优点和缺点，并提出了配套钻井工艺优化方法，以期为煤层气水平井高效应用提供借鉴。
1 煤层气水平井井型及钻井工艺优化原则
1.1 便于排水降压
煤层气为吸附气，必须通过持续排水，将储层压力降低至解吸压力以下，使吸附在煤岩基质表面的气体逐渐解吸，然后通过扩散、渗流进入井筒进而产出地面[13]。 因此排水降压采气是煤层气开发的基本规律。 水平井井型设计必须最大限度的满足排水降压的要求。
煤层气开发采用衰竭方式进行排水降压，排水的动力为储层压力和重力势能，因此排水位置必须在整个水平井系统的最低处，充分发挥重力作用。同时要求水平井各水平段为上倾走向，避免水平段下倾或波动过大。 图1 显示煤层气水平井水平段起伏波动大，低洼处的水不能有效排出，形成“U”型管效应，影响排水降压及产气效果。
图1 U 型管效应示意
Fig.1 Schematic of U tube effect
1.2 增加产气面积
水平井开发将由煤层向直井井筒的径向流转变为向水平井井筒的线性流，大大降低了煤层气产出的阻力。 因此，水平井在煤层中有效进尺越长，煤层产气面积越大，越有利于获得高产。 同时煤层气水平井井眼半径越大，产气面积越大，越有利于高产，因此钻井工艺应该尽可能的增加水平段长度和井眼半径。 另外，水平井井型设计还要与压裂改造相结合，通过压裂改造增加煤层产气面积，也是获得较高的产量和较好经济效益的有效方法。
1.3 力求井壁稳定
常规油气水平井水平段在砂岩、泥岩中钻进，稳定性较好。 但我国煤层，受构造运动影响较大，大部分地区煤体结构复杂，碎粒煤、糜棱煤发育，当水平井钻遇碎粒煤、糜棱煤发育区时，水平段容易坍塌，堵塞气体产出通道，因此钻完井工艺应该提高水平井井眼稳定性。
1.4 力求低成本
煤层气储层具有低孔、低渗、低含气饱和度的“三低”特征，因此，煤层气是一种边际油气资源，具有平均单井产量低，经济开发效益差的缺点，因此煤层气开发应大幅降低工程技术费用，走低成本开发道路。
2 煤层气水平井井型改进
2.1 多分支水平井
多分支水平井(羽状水平井)是我国煤层气开发初期从美国直接引进的一种煤层气井型由排采直井(洞穴井)和水平分支组成，是一种兼具造穴、布缝和导流效果的煤层气开发应用技术[14-15]。 排采直井是为了满足煤层气井排水降压要求而设计的，利用排采直井排水采气，可以利用稳定性最好的抽油机进行排水，排水稳定性强。 为了实现分支水平井与排采直井有效连通，在排采直井煤层段造直径为1 m 的洞穴，所有分支均通过洞穴与排采直井相连通，因此排采直井也叫洞穴井。 排采直井应位于各水平分支最低点，抽油泵下入直井煤层气以下20～30 m，便于水平段充分排水降压。
多分支水平井一般由2 个主支、6 个分支构成，单井控制面积大于0.35 km2，具有单井控制面积大的优势[16]。 但由于分支多，目前技术条件下，只有1 个主支可以下入套管或筛管，其余分支容易垮塌，成井困难，导致多分支水平井不能达到设计产量甚至低产。 为了提高多分支水平井水平段稳定性和渗流面积，提出了仿树形水平井的井型，该井型由主支、分支和脉支组成，主支在顶板砂泥岩中避免垮塌，分支由主支侧钻进入煤层，再从分支侧钻若干脉支增加水平井与煤层接触面积[17]，该井型煤层进尺达到万米以上，大幅增加了产气面积，减弱了多分支水平井的缺点，放大了其优点，在低渗区取得了较好的效果，但仍存在地质条件适应性差、成本高、风险大的缺点。
2.2 U型水平井
为了增强井眼稳定性，在多分支水平井基础上演化形成U 型水平井如图2 所示。
图2 U 型水平井井身结构
Fig.2 Body structure of U-type horizontal well
U 型水平井由一个直井和一个水平分支组成，直井在煤层处造穴，水平井穿过洞穴与直井连通。U 型水平井就是将多分支水平井分支缩减为一个，并在分支中下入筛管或套管，对煤层形成有效支撑，防止水平段垮塌，从而大幅提高了水平井产量，而且下入套管和筛管使水平井水平段清洗、实施增产措施成为可能，进一步提高了水平井的适应性和可控性。 但U 型井采用水平井和直井连通，技术难度大，占地面积大，成本高。 虽然王海等[18]研究了采用定向井取代常规U 型井中的直井，实现定向井与水平段连通，大幅提高了U 型井地形适应性，但仍存在排采难度大、成本高等缺点。
2.3 L型水平井
L 型水平井井身结构如图3 所示，与U 型井相比，L 型井并没有洞穴直井，导致二者排采方式存在差异：U 型水平井通过排采直井排采，可以使用稳定性最好的杆式泵，排水泵可以下入煤层底板以下，利于充分排水降压；另外，可以使泵始终保持一定的沉没度，有效的防止气窜；且由于煤粉不容易直接进入泵中，排采稳定性好、连续性好。 而L 型水平井由于没有洞穴直井，在煤层附近造斜较大，常规杆式泵无法下入，只能使用无杆泵下在水平段最低点进行排采，因此，如果保持一定沉没度，则煤层压力不能完全降低，影响产气效果；如果不保持沉没度，则气体和煤粉很容易进入泵筒，导致泵效降低，排采不连续。 L 型井与U 型井相比，最大的优势是取消了洞穴直井，大幅降低钻井和井场建设费用，同时对山地地形条件的适应性增强，且不需要水平井与直井连接，大幅降低了技术难度。
图3 L 型水平井井身结构
Fig.3 Body structure of L-type horizontal well
L 型水平井有常规地面抽采L 型水平井和采动区L 型水平井2 种，其中，常规地面抽采L 型水平井布置在远景规划区，开发煤层气机理为通过排水降压使煤层甲烷解吸产出，由于L 型水平井为单支水平井，可以全水平段下入筛管或套管，实现井眼稳定且能对水平井进行分段水力压裂或者氮气扩孔增渗，提高储层渗透率，进而提高排水降压效率，但目前无杆排采工艺尚未完全成熟，排采设备及排采方式是该类井推广应用的关键制约因素。 采动区L型水平井则布置在生产准备区，水平段在煤层顶板，直井段需特殊设计保证采煤后仍能排采，该类井瓦斯抽采机理是通过煤矿开采释放地层应力提高储层渗透率，不需要储层改造，不需要排水降压，兼具煤矿高位钻孔抽采和地面直井抽采的优点，利于深部煤层瓦斯排放，可以大规模推广应用。
2.4 V型水平井
V 型水平井是在裸眼多分支水平井基础上去掉所有分支，只保留2 个主支和排采直井(图4)。 相当于2 个L 型单支水平井均穿过排采直井洞穴。 该井型的优点较多：①利用直井排水采气，可以采用成熟的有杆排采设备，排采泵可以下入煤层底板以下，保持适当的煤没度，有效防止窜气，有效防止煤粉进入泵同，排采连续性强；②单支L 型水平井可以下入套管或筛管，对煤层进行有效支撑，也可以固井压裂，可改造性强；③一口洞穴直井同时为2 口L 型水平井排水降压，成本明显低于U 型水平井。
图4 V 型水平井井身结构
Fig.4 Body structure of V-type horizontal well
V 型水平井吸收了单支水平井和多分支水平井各自的优点，在其基础上发展而来，继承了多分支水平井井控面积大，煤层进尺大，利用洞穴直井排采的优点，同时继承了单支水平井可以下入套管、筛管的优势，避免了多分支水平井井段坍塌和不可大规模压裂改造的问题，因此V 型水平井是目前条件下最适宜的煤层气开发井型，具有实现高产和实现经济效益双重目标的潜力。
3 配套钻完井工艺优化
3.1 由三开钻井变为二开钻井
三开钻井避免了钻井过程中井眼坍塌造成卡钻等事故，但三开钻钻进钻头较小，导致井眼半径较小，产气面积小[19]。 图4 中V 型水平井采用三开钻井工艺，一开、二开和三开钻头直径分别为ø444.5、ø311.1 和 ø215.9 mm，分别下入 ø339.7、ø244.5 和ø139.7 mm 套管。 而图4 中采用二开钻井，一开、二开分别采用 ø311.1 和 ø215.9 mm 钻头，分别下入ø244.5 和 ø139.7 mm 套管完井。 这表明采用三开钻井工艺要形成和二开相同的井眼直径，一开必须采用更大的钻头(ø444.5 mm)钻进。 因此，将三开钻井改为二开钻井增加了煤层气水平井井眼直径，扩大了产气面积；而且有效缩短钻井周期，大幅降低了钻井费用。
3.2 由小钻头变为大钻头
以前，一开多采用ø311.1 mm钻头钻进，近期开展了一开采用 ø444.5 mm 钻头钻进，二开采用ø311.1 mm钻进，ø244.5 mm 套管完井的现场试验，大幅增大了水平井井眼直径，大幅提高了单井产量。通过数值模拟，渗透率为0.5×10-3μm2，水平段长度为1 000 m，水平井眼直径分别为139.7、244.5 和339.7 mm时，单井日产气量随生产时间变化，如图5所示。 结果表明，水平井井眼直径越大，日产气量越高，例如当采用 ø444.5 mm 钻头钻井、ø339.7 mm 筛管完井时，水平井筒的渗流面积为1 067.2 m2，日产气量达到4 000 m3以上；而采用ø215.9 mm 钻头钻井、ø139.7mm 筛管完井时水平井筒的渗流面积为438.9 m2，日产气量小于2 000 m3，表明增大水平井井眼直径能够有效的提高水平井产量。
图5 水平井井眼直径对产量的影响
Fig.5 Influence of well diameter on the production of horizontal Wells
图6 单支水平井直斜段固井技术示意
Fig.6 Schematic of cementing technology in straight inclined section of single horizontal well
3.3 水平井直斜段固井技术
采用二开钻井工艺时，由于二开钻进直接钻完水平段，导致直斜段未固井，坍塌风险大，为降低该风险，形成了直斜段下套管固井技术，如图6 所示，该技术主要通过在套管外增加分级箍、封隔器及盲板3 个部件实现，其管串结构为：ø139.7 mm 套管串＋分级箍＋封隔器＋可钻盲板＋ø139.7mm 套管/筛管。
水平井直斜段固井技术减少固井施工风险，减少水泥浆对煤层的污染；实现了直斜段固井、煤层段不固井，既增强了直斜段稳定性也降低了固井水泥对水平井段煤层的污染。
3.4 由裸眼完井变为套管、筛管完井
煤岩强度低，割理、裂缝系统发育，尤其在煤体结构破碎区，裸眼完井容易垮塌，导致裸眼多分支水平井开发效果较差[20]。 针对此问题，改变原来的裸眼完井方式，采用筛管或套管完井，实现了对水平井眼的支撑，防止井眼垮塌、变形。 下入套管、筛管完井管串结构为：ø139.7mm 封隔器＋ ø139.7mm 筛管/套管丢手悬挂系统 ＋ ø139.7mm 筛管/套管串＋ø139.7 mm浮鞋。 水平井在钻井过程中会渗入煤层，降低煤层渗透率，水平段采用筛管完井后，可采用高压氮气憋放方式对水平段进行脉冲解堵，解除钻井液污染，提高水平井产气效果；采用套管完井，可以进行分段水力压裂，可大幅提高单井产量[21]，因此水平井完井方式由裸眼转变为套管和筛管完井，增强了水平井井眼稳定性，为实施水平井增产改造技术奠定了基础。
4 结 论
1)水平井井型和钻井工艺优化必须立足煤层气开发基本原理和基本特征，主要应遵循4 个原则：煤层气通过排水降压开发，水平井设计必须遵循便于排水降压原则，避免水平井眼U 型管效应。 煤层气储层渗透率低，必须尽可能增加水平井产气面积，才能提高产量。 煤储层碎粒煤、糜棱煤发育，应力求水平井井眼稳定，防止垮塌。 煤层气属于边际资源，水平井必须走低成本道路。
2)煤层气水平井井型从多分支井、U 型井到V型井、L 型井，实现共用或取消排采井，大幅降低了钻井成本和技术难度；从多分支到单支U 型井、V型井和L 型井实现了井眼支撑，增强了水平段井眼稳定性；从多分支到单支压裂，保持了较大的产气面积。 由于L 型水平井排采工艺不过关，V 型水平井是目前常规地面开发煤层气最为高效、适宜排采的水平井井型，而对于煤矿瓦斯排放则L 型水平井是适宜的井型。
3)水平井钻井工艺由三开变为二开，由一开采用 ø311.1 mm 钻头变为采用 ø444.5 mm 钻头，将水平段水平井眼直径由139.7 mm 增加至339.7 mm，大幅提高了水平井日产气量。 通过直斜段固井技术，实现了水平煤层段不固井和筛管、套管完井，为保护和改善水平段储层渗透率奠定了基础。
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