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1、1.晋平2-0-4井钻井液在钻3701020.32m和6071000.98m两个主井眼时采用清水钻进，在施工过程中不断发生井塌卡钻的复杂情况，最后为解决井塌卡钻问题，采用HEC石灰石粉配制胶液钻进，HEC主要起提高钻井液粘度的作用，石灰石粉起保护储层作用，使钻井液密度控制在1.011.03g/cm3，粘度4045s，保障钻井顺利施工，但气测值有所下降，在井眼钻完后采用柠檬酸洗井，以消除CaCO3对煤层孔隙的暂堵。本井共计漏失钻井液：63.86m3，破坏了煤层，给下一步施工带了很大难度和隐患。表3-12HEC使用情况表日期用量，t钻井液粘度，s钻井液密度，g/cm35月4日5月30日44045（
2、钻进）60200（稠塞）1.011.03表3-13洗井柠檬酸使用情况表日期时间井深m注酸量m3柠檬酸kg配酸液m35月18日6:106:181360823002311:3511:381000312:2212:25846318:3018:331234320:3620:41101055月28日5:005:03121031100116:256:28100037:417:4380032.羽状分支井钻井过程中的井壁稳定技术及钻井液性能分析煤层气藏定向羽状水平井钻井液技术主要集中在两个方面：有效保护煤储层；有效防止煤层坍塌，保障钻井施工的正常进行。从上述两方面对晋平2井组所采用的钻井液技术进行分析。1）钻
3、井液对煤储层伤害分析国内外油藏工程专家对油层损害机理进行研究后认为，地层损害通常是由于固体微粒的运移和堵塞，或者是由于化学反应和热动力因素，以及两者同时发生作用。由于煤层许多化学成分与油气层相似。决定了其损害机理与油层及天然气层有相同之处。但煤层在结构构造上与油气层又有显著不同，所以在损害机理上又有其特殊性。煤层具有高吸附性、低渗透性，且易受压缩、破碎。这些特性决定了煤层受钻井过程的影响比常规储层大的多，也就是说，在煤层气钻井过程中，煤层受到的伤害远大于常规储层，而煤层气的煤层伤害直接影响到煤层气的解吸、扩散、运移及后期排采。因此储层伤害是煤层气钻井过程中应极力避免的一个问题。钻井液对储层的伤
4、害主要有两个因素：一是煤体对钻井液的吸附或吸收，二是钻井液中固相颗粒对煤中裂隙通道的充填堵塞。煤层高吸附性对煤层的伤害煤是由高度交连的大分子网和其它互不交连的大分子链组成。因此与砂岩不同，煤具有很强的吸附或吸收各种液体和气体的能力。煤吸收液体和气体的结果之一是煤体膨胀，其膨胀程度取决于液体和气体的化学性质。由于煤中割理的孔隙度很低，且只有它才与煤层的渗透率有关，并作为煤基质中所含气体的流通孔道。所以，煤吸收液体后，即使煤基质有轻微膨胀，也会引起割理孔隙度和渗透率的大幅度降低。煤吸收液体并随之引起的基质膨胀和渗透率下降，这个过程几乎是不可逆的，也就是说，用减压的办法来把煤体吸收的液体化学物质除掉
5、基本上是不可能的。因此钻井过程中钻井液中任何化学物质对煤体的接触都是有害的，在保证钻进的情况下，应尽量减少钻井液处理剂的使用量。钻井液固相颗粒对煤层孔隙和裂隙的堵塞钻井液中固相颗粒对煤层裂隙系统的充填堵塞是存在的。钻井液中的固相颗粒可来自钻井液本身(如钻井液中的粘土颗粒)，也可来自钻井过程中产生的钻屑(如岩屑、煤粒等)。钻井液中颗粒分散的越细，颗粒侵入对煤层渗透率的伤害越严重，因为颗粒越细越容易沿裂隙流动，使侵入半径增大。少量的胶体颗粒还有可能进入煤层的基质孔隙而影响气体的解吸、扩散和运移。钻井液中的固相颗粒按粒径可划分为粗颗粒、中粗颗粒、细颗粒、超细颗粒、微颗粒及胶体颗粒。煤的基质孔隙按直径
6、可分为大孔、中孔和微孔。微孔隙占煤层总孔隙容积的60以上。从下表可以看出，钻井液固相颗粒与煤层裂隙和孔隙在量值上非常接近，极易进入煤层裂隙和孔隙中造成产气通道被堵塞。钻遇煤层时，钻井液中岩屑等粗颗粒充填和堵塞裂隙，而大量胶体颗粒则进入煤层基质微孔隙，致使产能降低。因此，钻井过程中尽量采用无固相或低固相钻井液体系钻进。表3-51钻井液固相粒径与煤层孔隙直径对照表钻井液颗粒直径m煤层裂隙、孔隙直径m粗粒2000裂隙250中细粒2000250细粒25074大孔25050超细粒7444中孔502微粒442胶体颗粒2微孔2钻进压力对储层的伤害图3-18围压与煤层渗透率的关系曲线实验表明，煤的渗透率随压力
7、的增加而降低。图3-18显示，当围压达到6MPa时，渗透率降低55%83%。卸压后渗透率只能得到8%32%的恢复。由此可知，煤样岩经多次加压卸压过程后，加压会使渗透率降低，而卸压时渗透率只能得到一定程度的恢复，从而造成渗透率的损失(即所谓渗透性滞后现象)。钻井过程中的压力变化，很可能引起煤层发生这种变化。钻井压力变化对储层的伤害，通常有两种因素造成：一种是钻井液压力有变化；第二是钻柱压力有变化；下钻时引起的压力激动，也会加剧这种伤害。因此，钻井过程中应尽量避免压力突变，采用平衡钻进。2）煤层气藏羽状水平井井壁稳定技术分析保持煤层井眼稳定是羽状水平井钻井钻井的前提条件。钻井过程中煤岩坍塌可能带来
8、三个方面的危害：影响钻井安全，造成起下钻遇阻卡事故；井径直径严重扩大，在煤岩局部形成“大肚子”和“糖葫芦”井眼，严重影响带砂效率。煤系地层坍塌主要原因是割理、裂隙发育，岩石脆性大、强度低，在地层应力作用或其他外界因素影响下很不稳定。另外由于煤岩微裂隙发育，比表面积巨大，并含有较多亲水、亲油表面，吸液能力强，同时，钻井液向煤岩的滤失不可避免，滤液进入煤岩后对煤岩的影响有以下几方面：毛细管效应：煤岩节理、微裂隙和孔洞极其发育，比表面巨大，毛细管效应突出，对亲水表面，水在毛细管力作用下深入裂缝和孔洞，削弱了煤岩大分子之间的氢键和范德华力，并润滑了裂缝，引起煤岩内聚力降低，裂缝张开，使煤岩破坏；水化膨
9、胀作用：煤岩吸水后产生膨胀，煤的抗拉强度低，弹性模量小，煤中丝质体和镜质体各自独立，非均质性强，水化膨胀导致局部应力集中，引起剥落掉块。钻井液密度对井壁稳定有较大的影响。若钻井液密度过低，因煤岩抗拉强度和弹性模量小，会引起构造应力释放，使煤层沿节理和裂缝崩裂和坍塌。若钻井液密度过高，水在压差作用下楔入煤层，将裂缝撑开使煤层坍塌。稳定煤岩井壁钻井液技术对策：合理的钻井液密度。煤岩强度低，钻井液的密度不要过大，大了会压裂煤层，也不要过小，小了会造成应力释放，使煤层沿节理和裂缝崩裂坍塌；钻井液具有强封堵能力及优良造壁性。钻井液滤液进入煤层层理和裂缝中易引起煤岩强度降低，良好的封堵能力是液柱压力有效支
10、撑、减少滤液进入煤层的先决条件；优化钻井液流变参数。钻井液粘切不宜太低，否则在井眼内形成紊流，对井壁冲刷能力增强，容易造成煤层坍塌，携砂能力减弱。粘切太高，井下波动压力增大，又容易引起井壁煤块的松动，不利于井壁稳定。合理的流变性既满足携砂要求又能减少对井壁稳定的不利影响。3）晋平2井组钻井液使用情况综上所述，从储层保护的角度考虑，钻井液首选清水，其次是无粘土钻井液，这两种钻井液可以有效地保护煤层气，但容易造成井壁不稳定，发生阻卡等井下事故复杂。为最大程度地保护煤储层，晋平2井组采用了这两种钻井液体系。在晋平2-0造洞穴直井的钻进中，为预防井漏等复杂事故的发生，采用低密度低固相聚合物钻井液钻进，
11、使用的处理剂有：土粉、HV-CMC、KPAM、NPAN。其中，土粉、NPAN具有迅速形成泥饼，降低滤失的作用，HV-CMC、KPAM具有调整流变性能，携带岩屑的作用。施工过程中，由于该井处于河道中，地层中有大小不均的鹅卵石，施工难度较大，并且由于井眼大，携砂困难。该井在增大排量的基础上，积极调整钻井液的性能参数，确保井下安全。在晋平2-0-2水平井的钻井施工中，进入煤层水平段以后，为保护煤层，一直使用清水钻进，密度1.01g/cm3，马氏粘度27s。由于钻井周期相对较长，而且煤层较脆弱，易坍塌，致使井下频繁发生阻卡事故，在895m处因井壁坍塌严重，导致了仪器落井事故。为此，在备用罐里配制HV-
12、CMC稠浆，在每打一个立柱或井底岩屑携带不干净的情况下，泵入13m3的稠浆（粘度约75s），以利于岩屑的携带，但在实际施工过程中，效果不是很好。晋平2-0-4井前期采用清水钻进，根据岩屑上返情况判断井壁稳定状况，发现井壁不稳定时，及时加入大分子胶液携砂，如羧甲基纤维素（CMC）或羟乙基纤维素（HEC）。前期采用清水钻进，持续发生井塌卡钻的复杂情况。为解决井塌问题，本井开始侧钻10天后采用HEC石灰石粉配制钻井液钻进，由于提高了钻井液粘度，钻井液中固液相分离较慢，钻井液中固相含量相应上升，配合加入超细CaCO3封堵和支撑煤层，降低了钻井液固相侵入对地层所造成的损害。钻分支井完毕后，注入柠檬酸液酸
13、洗井壁，连通地层，达到保护储层的目的。该井使用的羟乙基纤维素（HEC），溶解速度较HV-CMC迅速，并且在溶解和充分水化后可产生大量的气泡，并会始终伴随在整个的循环过程中，从而起到降低钻井液密度的作用，有利于保护煤层。使用HEC以后，发生阻卡事故的频率大大降低，提高了钻井效率。晋平2-0-4井也发生了三次坍塌卡钻事故，在处理卡钻过程中，因提高泵压，憋漏地层，又发生了三次井漏事故，说明该钻井液体系对井壁稳定的效果上依然存在着一定的缺陷，在今后的钻井工作中应针对具体情况采取相应有效措施改进。4）晋平2井组钻井液对煤层的伤害分析试采情况晋平2井组自2006年6月23日起开始试排采气作业，排采初期返出
14、大量灰黑色液体，且返出的液体具有一定的粘度，排采至今累计返水500m3，累计采气仅有6000m3，出气量较小，与设计要求相去甚远；室内分析取地层返出液进行室内实验分析，我们采用对比粘度的方法，大致确定了地层返出液中聚合物的浓度。结果见表3-52。查阅晋平2-4井组钻井液日志，该井组在造洞穴井和水平井中使用的大分子处理剂是HV-CMC，在羽状水平井钻进中，先使用了清水钻进、HV-CMC稠塞携带岩屑，效果不明显后，转而引用了羟乙基纤维素MV-HEC，因此，我们可以断定，地层返出液中粘稠状物质应为HV-CMC或（和）MV-HEC，从表中粘度对照可以看出，地层返出液中聚合物浓度应在0.040.05左右
15、。表3-52不同流体旋转粘度对比表流体类型不同转速下布氏粘度计读数(常温)备注5转10转20转50转100转地层返液0.40.71.4514过滤清液0.1HEC1.21.42.57.822.3养护48h0.05HEC0.50.72.3721胶液稀释0.04HEC0.50.71.65.515胶液稀释0.2CMC1.31.52.78.223.5养护48h0.1CMC0.60.82.47.522胶液稀释0.05CMC0.50.71.85.715.3胶液稀释此外，我们还检测了运动粘度，结果见表3-53。表3-53不同流体运动粘度对比表流体类型运动粘度，mm2/s（18）地层返液0.97HEC0.13.
16、490.052.240.041.93CMC0.23.770.12.360.051.40从表中可以看出，地层返液与相似浓度下的HEC、CMC溶液的运动粘度值有较大偏差，说明地层返液中的聚合物分子结构有一定的破坏，分子量降低，粘度下降。实际地层返液中的聚合物浓度应该比预测还要高。分析结论a.从地层大量返出液体的情况说明，煤储层受到了来自钻井液滤液较为严重的污染，且影响半径较大，对煤储层的伤害也比较大。b.聚合物类钻井液侵入煤层，会因胶体颗粒进入煤层的基质孔隙而影响气体的解吸、扩散和运移。5）晋平2井组钻井液建议改进措施优先选用欠平衡钾基无固相钻井液。煤气层属于低压储层，钻井中极易受到来自钻井液等的
17、损害，该钻井液体系能极大减轻钻井液对储层的侵入和伤害。对于低固相聚合物钻井液体系，优化钻井液流变参数，提高封堵、造壁能力，阻止钻井液向地层的渗滤，最大限度地减少钻井工作液滤液对煤储层的伤害和提高井壁稳定性。针对井下因井壁坍塌而频繁发生的阻卡事故，首先要保持钻井液中大分子处理剂达到0.3%以上，提高钻井液粘度、切力，抑制地层造浆，小分子处理剂达到0.7%以上，降低钻井液失水。其次，用超细CaCO3快速封堵地层，改善泥饼质量，最大限度减少钻井液滤液进入地层对煤层造成伤害，并维持煤层段井壁稳定。预防井漏事故的发生。针对煤层段上部地层钻进中易发生井漏的复杂情况，建议采用随钻堵漏钻井液维持钻进，根据地层
18、漏失情况，调节堵漏剂加入量及粒径进行堵漏。如果漏失量较大，停止钻进，配制堵漏泥浆采用桥接堵漏工艺进行堵漏。用膨润土、HV-CMC和复合堵漏剂配制成高粘度可泵钻井液，配制量根据漏失量和地层深度而定，将堵漏泥浆打入漏失地层，静止堵漏，堵漏成功后方可继续钻进。6）国内部分羽状水平分支井钻井液技术由华北油田钻井二公司承钻的武M1-1井是一口多分支水平井，因该井是一口欠平衡井，要求钻井液具有良好的防塌性、润滑性和快速封堵地层的能力，以下是该井组钻井施工中采取的一些针对性措施：武M1-1井、武M1-1v井在煤层段以上均采用低密度聚合物钻井液体系钻进，配制PAC141胶液使钻井液具有良好的流变性，用HMP-
19、21控制钻井液保持较低的滤失量，用FT346维持井壁稳定。二开地层为古生界，地层岩石坚硬，研磨性强，岩屑很细小，易造成钻井液固相含量的升高，加强固控设备的管理，严格控制密度的变化。武M1-1v洞穴井进入煤层段后，为保护储层，提高出气率，钻井液体系转换成钾基无固相钻井液。配制PAC141胶液使钻井液具有良好的流变性，用HMP-21控制钻井液保持较低的滤失量，FT346维持井壁稳定。用超细CaCO3封堵地层，减少钻井液滤液对地层的损害。武M1-1井三开后进入煤层水平段，为配合充气欠平衡钻井，保持井壁稳定，三开采用钾基无固相钻井液。YD-NF、NPAN降低失水，控制滤失量，调整流变性，防止煤层水化坍
20、塌或扩径；FT-346降失水，保持井壁稳定；RH525、YGR增加井壁润滑性，降低钻井液摩阻系数。同时加强四级净化设备的使用，降低钻井液中的固相含量，确保钻井施工的顺利进行。可借鉴的钻井液技术：快速封堵钻井液技术。配合使用PAC141、HMP-21和FT346降低失水，稳定井壁，用超细CaCO3封堵地层，阻止钻井液滤液过度渗入地层，减少钻井液滤液对地层的损害。钾基无固相钻井液。适用于充气欠平衡钻井，能减轻或避免钻井液对储层的侵入和损害，并有效抑制页岩地层和易剥落掉块的伊利石页岩地层。3.4.3LWD/MWD在轨迹控制中的适用性分析晋平2井组现场应用了目前比较先进的EMWD，并可随钻测量地层的自
21、然伽马值。国内占主导地位的泥浆脉冲随钻测量系统采用水力信息通道，通信的结果可靠，但对钻进液有严格的要求，且对含气量特别敏感，当使用可压缩性钻井介质时，会导致压力波信号变形，在地面上很难检测出正确的信号，无法为欠平衡钻井传输可靠的地质导向信息和地质测井资料。气基流体的随钻测量：因流体含气，故常规MWD不能再用，进而引进了电磁MWD（EMWD），在不利于泥浆脉冲传输的空气、泡沫或充气泥浆欠平衡钻井过程中能使用电磁传输系统。EMWD随钻测量技术的特点：电磁波随钻测量仪能将反映井底轨迹方向、地层特性参数的低频电磁波信号传输到地面。电磁波随钻测量系统(EMWD)主要包括井下发射部分和地面接收部分。井内仪
22、器安装在井下钻具中的2根无磁钻挺中，井内传感器将井内物理量转变为模拟电信号，再经过井内随钻测量组件处理转换为数字信号，这些数字信号被传输到中央处理器(CPU)，经编码、压缩后由电磁波发射器发射出去。电磁波沿着传输通道传输到地表，并由距井口一定距离插人地下的专用天线接收。电磁波传输的最大优点是不需要钻井液作为信号载体，无需机械接收装置，系统稳定性好，数据传输速度快。对随钻测量/随钻测井(MWD/LWD)的数据传输到地面而言，EMWD系统是对钻井液脉冲测量的一种革新。电磁测量速率要比钻井液测量速率快得多。EMWD是通过发射电磁波进人地层来传输井下数据的。它不受井斜角大小、钻井液(介质)、钻井方式(
23、旋转钻或滑动钻)等条件的限制。钻井过程中，钻杆、裸露的井壁和它们之间的空间以及周围的地层共同组成了EMWD的电磁波传输通道。它是一个开放式的通道，电磁波在发射源处向周围的无限空间辐射，随着信号的吸收、衰减而逐渐减弱甚至消失。但通道的信息传输速度比水力通道更快，对钻井液的质量和泥浆泵的不均匀性要求更低，发送信息与钻井液的含气量无关，没有钻井液性能方面的要求，能以很高的信息发送速率来监测24个参数，适用于欠平衡钻井工艺，有较好的发展前景。伽马测量是MWD无线随钻仪在完成井眼井斜、方位、工具面等定向参数测量的基础上，对MWD仪器的GAMMA测量功能加以开发应用，地质人员利用测量的地层自然伽马值可以及
24、时分析地层岩性变化，进行地层对比，为地质决策提供科学的参考。晋平2井EMWD随钻测量的自然伽马是岩层的自然放射性强度。地层中的放射性元素主要有钾、钍、铀。钾和钍存在于页岩和粘土矿物(伊利石、高岭石、蒙脱石)中。岩层的自然放射性强度主要取决于钾、钍、铀的含量。地层发射的伽马射线，把能量传递给MWD测量短节并转换成电子脉冲，脉冲压力信号传到地面并解码转换成伽马值，单位为API。图3-18晋平2-0-2井地质导向分析图在晋平2井组实钻过程中，由于井深较浅，且循环流体中含有气体，因此与泥浆脉冲MWD相比，EMWD具有明显的优势，但由于CDX的EMWD工具质量上存在一定问题，在施工过程中出现过几次仪器入
25、井后无信号及起钻后发现有工具涨扣等问题，影响了施工进度。从地质导向效果来看，晋平2井组使用EMWD进行地质导向并没有发挥出应有的效果，一方面是由于晋平2井组所采用的EMWD所测量的参数较少，除几何参数（井斜角、方位角、工具面角）外，只测量了自然伽马这一项地质参数，而所测的自然伽马又不具有方向性；另一方面，在实钻过程中，由于对地层构造掌握的不够准确，仅靠EMWD所测量的地层自然伽马值、综合录井所记录的钻时资料和全烃含量，以及后期晋平2-0-4井才进行跟踪对比的岩屑录井来对地质导向进行指导。由于地质导向中具有以上两个方面的缺陷，因此导致在实际的施工中，大部分主支及分支由于钻出煤层之外而被迫中止。从
26、总体来看，在主支及分支钻进过程中，煤层段钻速3050m/h，而煤层外钻速14m/h左右，在钻出煤层之后，钻进时间大幅度增加，时间延长必然导致煤层垮塌等复杂情况的发生。因此，从根本上分析，地质导向钻井技术没有得到成功应用是晋平2井组没有成功完成的一个重要原因。为了今后能够更好的进行羽状水平井施工，应在对所钻储层构造准确把握的基础上实施，现场地质人员在钻进过程中应能够及时确定地层（特别是煤层）构造情况、卡准层位，为地质导向钻井施工做好准备，以便实钻中尽可能少地钻出煤层之外，做到以快取胜。并且建议施工中采用可以测量更多地质参数的LWD作为随钻测量工具。井壁稳定与井眼净化为配合充气欠平衡钻井，保持井壁
27、稳定，三开采用钾基无固相钻井液体系。根据地层压力和充气欠平衡作业技术，确定钻井液密度为1.08g/cm3，并使用降失水剂及防塌润滑剂控制失水、改善泥饼、降低摩阻。由于主井眼及十个分支井累计进尺6000多米在煤层中穿行，进尺快，单位时间内返出的煤屑很多，钻井液必须具备较强的携砂能力和悬浮能力。实钻钻井液性能：密度1.08g/cm3，粘度42s，失水5ml，含砂0.1%。并且钻进过程中每钻完1柱泵入1m3的高粘度钻井液，清洗净化井眼。同时加强净化设备的使用，严格控制含砂量小于等于0.1%。3.5钻井循环介质设计3.5.1钻井循环介质设计依据应根据地质设计提供的地层压力，掌握压力系数，在钻井设计时选
28、定压差，并用当量循环密度进行演算，最后确定钻井循环介质类型、密度等技术指标的允许使用范围。3.5.2煤层气水平钻井循环介质设计应包括以下主要因素（不局限于这些因素）：a)尽量减少对煤储层的伤害，保护煤储层；b)稳定和保护井壁，平衡地层压力，以保障钻进和施工安全；c)润滑、冷却钻头。3.5.3钻井循环介质优选原则a)一开、二开井段钻井循环介质参照常规煤层气井钻井循环介质优选原则；b)水平井段选用优质钻井液、无粘土钻井液、清水和气体（空气、氦气（氮气）、充气）循环介质及泡沫循环介质。3.5.4钻井循环介质性能要求3.5.4.1煤层气井所采用的钻井液应满足下列要求：3.5.4.1.1钻井液与煤储层要
29、有良好的配伍性参照SY/T5358、SY/T6075标准进行试验测定，并优选出能与煤储层良好配伍的优质低密度钻井液配方。3.5.4.1.2降低固相含量在进入煤系地层前采用普通优质钻井液，粘土含量小于6；煤层段根据井型和录取参数的需要，可采用清水、无粘土和少量粘土优质钻井液，配备好固控设备。用清水作钻井液，密度应控制在1.03g/cm3以下。若水源充足时，可开放式循环。3.5.4.1.3降低失水量失水量是钻井液中一项重要性能指标，为防止因钻井液滤液浸入伤害，必须使用降失水剂来控制中压失水在9ml以下。3.5.4.1.4酸碱值要适当一般pH值应控制在88.5之间。3.5.4.1.5抑制水化、膨胀为
30、防止泥页岩及煤储层中粘土颗粒水化分散，膨胀剥落，造成煤储层伤害，可使用钾基系列优质钻井液。3.5.4.1.6降低钻井液密度，实行平衡或近平衡钻井使用无粘土或少量粘土优质钻井液、清水，再配备使用好固控设备除去有害固相，保持低密度。3.5.4.1.7切力和动塑比适当的切力和动塑比，有利于携带悬浮钻屑，有效清洗井眼，降低激动压力和对煤储层的伤害。3.5.4.1.8国内煤层气井常用钻井液匹配参数见表2：表2煤层气井钻井液匹配参数性能密度g/cm3塑性粘度MPas中压失水ml固相含量%含砂量%粘土含量%pH值指标1.031.051520940.21288.53.5.4.2泡沫钻井循环介质泡沫（包括充气、
31、泡沫）（前后不一致）作为钻井循环介质钻煤层气井，实现欠平衡或近平衡钻井，减少对煤储层的污染，参照有关标准进行设计。3.5.4.3气体钻井循环介质气体（包括空气、氮气）作为钻井循环介质钻煤层气井，实现欠平衡或近平衡钻井，有利于防止对煤储层的污染，参照有关标准进行设计。6.1井眼失稳的预防6.1.1造斜点以下地层和煤层段全部采用井下动力钻具，钻柱不旋转，相对而言工作较平稳，避免钻杆等部件机械转动对煤层的机械破坏，有利于保持煤层井壁稳定；6.1.2尽量采用结构简单的钻具组合以减小煤层井壁碰撞和起下钻时挂拉；6.1.3采用小直径(例1524mm或121mm)的PDC钻头快速钻进，减少井眼尺寸对井眼稳定
32、的影响，尽量缩短煤层水平井段钻井时间，减少钻井液对煤层的浸泡时间。6.1.4结合地质导向、随钻测量等技术，使井眼轨迹位于相对稳定的块状煤体中。6.2控制井眼失稳采取的措施6.2.1降低转速，控制起下钻速度，减少旋转钻具和压力激动对煤层井壁的影响。6.2.2控制钻井液排量和流变性，减轻冲刷作用。6.2.3精确计算并严格控制钻井液密度。6.2.4加强煤层段泥页岩的防塌，减少泥页岩垮塌对煤层的影响。6.2.5钻井液中加足各类适当的封堵材料，以封堵裂缝和孔洞，减轻钻井液对裂缝的侵入。6.2.6钻井液中加入适量的表面活性剂，以降低毛细管效应对煤层强度的影响。6.3井眼稳定控制现场方法6.3.1进入煤层时
33、（）采用带中心喷嘴的PDC钻头，既可以减少射流冲击力的直接作用范围，又可以确保井内循环畅通，同时PDC钻头的使用，减少了起下钻更换钻头所带来的煤岩坍塌的危险。6.3.2钻主水平段时6.3.2.1采用复合钻进，钻井液为清水，循环确保井眼干净，并及时进行钻具的上下活动；6.3.2.2每钻进100米用粘度为7080S之间的高粘钻井液循环一周，以清洗井下岩屑；6.3.2.3主水平段每钻成一段都要下扩眼器划眼，（钻具组合：1556mm（前后不一致）扩眼器+155.6mm扩眼扶正器+121mm螺旋钻铤+1556mm扩眼扶正器+88.9mm加重钻杆+88.9mm钻杆)，对不规则井身段进行修复并可起到防止井壁
34、坍塌的作用。（湍流作用？）6.3.3钻分支段时（分支段钻进）6.3.3.1采用定向钻进和复合钻进交替进行，钻井液为清水，每钻成一段都要上下活动钻具确保井眼畅通；6.3.3.2注石灰石粉钻井液(密度控制在1.021.03g/cm3，粘度4045s)，携带井底煤屑保持井眼干净，防止井壁坍塌；6.3.3.3注柠檬酸可以防止固体微粒煤层孔隙的堵塞，保持煤层孔隙的畅通。为防止酸液污染煤层，最后要用清水洗井，将酸液带出；6.3.3.4完成一个分支要下扩眼器划眼，以保持井眼的规则、干净及井壁的稳定，为下一步钻进和后期开采打下基础。1.1 钻井循环介质设计1.1.1 钻井循环介质设计依据应根据地质设计提供的地
35、层压力，掌握压力系数，在钻井设计时选定压差，并用当量循环密度进行演算，最后确定钻井循环介质类型、密度等技术指标的允许使用范围。1.1.2 煤层气水平钻井循环介质设计应包括以下主要因素：a) 尽量减少对煤储层的伤害，保护煤储层；b) 稳定和保护井壁，平衡地层压力，以保障钻进和施工安全；c) 润滑、冷却钻头。1.1.3 钻井循环介质优选原则a) 一开、二开井段钻井循环介质参照常规煤层气井钻井循环介质优选原则；b) 水平井段选用优质钻井液、无粘土钻井液、清水和气体（空气、氮气、充气）循环介质及泡沫循环介质。1.1.4 钻井循环介质性能要求1.1.4.1 煤层气井所采用的钻井液应满足下列要求：1.1.
36、4.1.1 钻井液与煤储层要有良好的配伍性参照SY/T5358、SY/T6075标准进行试验测定，并优选出能与煤储层良好配伍的优质低密度钻井液配方。1.1.4.1.2 降低固相含量在进入煤系地层前采用普通优质钻井液，粘土含量小于6；煤层段根据井型和录取参数的需要，可采用清水、无粘土和少量粘土优质钻井液，配备好固控设备。用清水作钻井液，密度应控制在1.03g/cm3以下。1.1.4.1.3 降低失水量失水量是钻井液中一项重要性能指标，为防止因钻井液滤液浸入伤害，必须使用降失水剂来控制中压失水在9ml以下。1.1.4.1.4 酸碱值要适当一般pH值应控制在88.5之间。1.1.4.1.5 抑制水化
37、、膨胀为防止泥页岩及煤储层中粘土颗粒水化分散，膨胀剥落，造成煤储层伤害，可使用钾基系列优质钻井液。1.1.4.1.6 降低钻井液密度，实行平衡或近平衡钻井使用无粘土或少量粘土优质钻井液、清水，使用固控设备除去有害固相，保持低密度。1.1.4.1.7 切力和动塑比适当的切力和动塑比，有利于携带悬浮钻屑，有效清洗井眼，降低激动压力和对煤储层的伤害。1.1.4.1.8 煤层气井常用钻井液匹配参数见表1：表1 煤层气井钻井液匹配参数性能密度g/cm3塑性粘度MPas中压失水ml固相含量%含砂量%粘土含量%pH值指标1.031.051520940.21288.51.1.4.2 泡沫钻井循环介质泡沫作为钻
38、井循环介质钻煤层气井，实现欠平衡或近平衡钻井，减少对煤储层的污染。1.1.4.3 气体钻井循环介质气体作为钻井循环介质钻煤层气井，实现欠平衡或近平衡钻井，有利于防止对煤储层的污染。4、小结使用大直径岩心而不是在现场围压应力条件下进行的室内试验，表明测试的三种泥浆系统(XanthamGum,HECandNa-CMC)不会对煤层渗透率造成负面影响。这与先前的实验数据相冲突，先前的数据表明含有HEC的泥浆会导致74.9%的渗透率降低，含有XanthamGum的泥浆会引起更大的渗透率降低（87.5%）。在非离子聚合物泥浆系统中加入FLC2000andQ-Stop，这对于短期内在每层表面形成薄滤饼是很有
39、效的。没有在向下流的液体中测出固体的存在。在增产过程中，很小的压力降就足以移除滤饼。煤层渗透率（对水的）恢复到原来的值，而且没有由于泥浆组分而导致的永久性的渗透率的降低。相反地，在使用盐水进行煤层模拟钻井过程中产生的煤渣会严重危害裂缝。近井地带渗透率降低了87.5%，与先前报道的实验数据一致。在两个现场分别使用FLC2000和Q-Stop可以成功地钻取1400m和953m的水平长度。钻井是在艾伯塔地区的深层曼维尔煤层进行的，深度范围是1150m到1400m。在钻这两口水平井的时候，没有遇到井眼不稳定问题。这两例中，泥浆损失也很低，水平井#2有相对较低的泥浆损失。水平井#1保持稳定，这能保证有足
40、够的时间来安插油层衬管。图23水平井#2中侵入煤层空隙空间和裂缝的泥浆滤液估计322合理控制钻井液体系钻井液密度对煤层井壁稳定性有较大的影响。所以需要找出既要满足维持井壁稳定的要求，又不能以伤害储层为代价的钻井液体系。因此选择合适的钻井液体系、控制适当的性能参数和保持合理的流变性是钻井过程中稳定煤层的重中之重。(1)合理的钻井液密度煤岩强度低，受钻井液及其滤液浸泡后强度进一步下降，所以钻井液的密度不要过大，否则会压裂煤层；也不能过小，否则会造成应力释放，使煤层沿节理和裂缝坍塌。合理钻井液密度要根据煤岩物理力学参数、煤层压力、煤层地应力等参数综合分析计算后确定，同时要考虑泥页岩夹层的稳定问题。同
41、时要求钻井液密度不要大幅度改变。根据韩城地区3号撑和5号。煤层的储层压力预测，选择钻井液密度要1.15gcm3，煤层段更要1.05gcm3。(2)维持尽可能低的钻井液滤失量煤系地层中的煤岩微裂缝中含有少量的非煤组分，上下夹层中的炭质泥岩等都对水有很强的敏感性，易吸水溶胀或溶解。因此严格控制滤液进入煤系地层是保证煤岩稳定的重要因素。(3)良好的滤饼或胶质充填有利于煤岩稳定煤岩节理、割理以及裂缝的存在，决定了煤岩具有很好的缝隙特性，钻井液滤液容易进入缝隙中造成井壁失稳和垮塌，所以在钻井液中加入的胶质组分，充填在缝隙中堵塞滤液继续进入煤岩内部，同时在煤岩表面形成良好的滤饼，保持煤岩稳定。(4)维持钻
42、井液具有良好的流变特性钻井液流变性对稳定应力敏感地层如煤系地层等有重要作用。若钻井液流变性差，黏度和切力过高，环空循环的流动阻力大，容易激发煤岩的应力发生变化，引起井壁失稳垮塌；若钻井液粘切太低，在井眼内形成紊流，对井壁的冲刷能力增强，容易造成煤层坍塌，同时钻井液携砂能力减弱。在实际钻井过程中保持粘度在20s左右。(5)良好抑制性煤岩中粘土矿物含量虽然很低，但泥页岩夹层粘土矿物含量高，水化分散和膨胀性较强，抑制性差的钻井液滤液进入泥页岩会产生水化膨胀压，改变井周应力分布，诱发或加剧井壁失稳，泥页岩坍塌会导致煤岩坍塌，二者相互影响、相互促进。因此，要求钻井液具有良好的抑制性。(6)良好润滑性保证
43、钻井液良好润滑性，减少钻具与泥饼之间的摩擦力，能减少起下钻阻卡的可能，防止井下复杂发生。根据以上分析，在韩城煤层气水平井施工过程中，为了提高井底的净化效果、增强抑制性、携岩性和防塌性能，选择采用清水为介质加入适量的羧甲基纤维素(CMC)非泥浆体系循环介质配合近平衡技术进行煤层段水平井钻进工艺，钻井液性能见表31。(1)选用的材料主要有：水解聚丙烯酰胺、CMC、钠土粉、纯碱、广谱护壁剂等。具体施工过程中，可根据岩屑返出情况，随时加入CMC。这一工艺具有以下优点：有效地解决了钻井液密度对煤层井壁稳定性影响。水解聚丙烯酰胺提高了钻井液的一致性、CMC的加入控制了钻井液的粘度、广谱护壁剂和CMC可以使
44、煤岩表面形成良好的滤饼，保持煤岩稳定：对煤层伤害最小，有利于保护煤储层；该钻井液具有良好的润滑性，降低地层对钻具的摩阻、提高了钻速、缩短了钻井周期、减少了对煤层的浸泡时间；综合经济效益明显提高。(2)钻井液维护起下钻速度均匀，防止产生压力激动，抽吸，造成井漏等井下事故；钻井液技术人员每天至少测试三次性能，并随时观察井下情况，及时调整性能；沉淀池有较大容量，能快速沉砂有效控制固相含量；在施工过程中泥浆泵上水要好，使岩屑及时返出，保持井下安全。43合适的钻井液是采好煤心的有力保证钻井液不但要冷却钻头，排除和携带岩粉，而且还要保护孔壁、润滑钻具，因此，钻井液是钻井工程的“血液”。SPMT-1号煤层气
45、参数井在非煤系层段时全部使用优质的无固相体系钻井液，满足了绳钻对钻井液的性能要求。进入煤系地层后，针对煤系地层岩石水敏性强、易脱落掉块，煤层易坍塌的特点，配制了低固相体系钻井液。其性能指标，比重104gcm3，粘度24s，pH值85，含砂量05，失水量14mL30min。其配方：清水+膨润土+聚丙烯酰胺(PHP)+钠羧甲基纤维素(CMC)+氯化钾(KC1)+腐植酸钾(KHm)+皂油。按照此配方制成的钻井液运用于整个煤系地层，未出现掉块、井壁垮塌的现象，钻具都能一次性到达井底。该钻井液为采好煤心提供了有力的保证。14煤层气井钻井液性能要求钻井液常规性能包括钻井液密度粘度、切力、失水量、含砂量、固
46、相含量及pH值。在煤层气井的施工中，多采用优质或无粘土钻井液。在煤层气参数井的施工中，由于要进行煤样测试及注入压降试验，一般规定要采用清水钻进煤层取心。据(QCUCBM03012002)企业标准，表2为国内煤层气井常用钻井液匹配参数表。2钻井液固相控制2.1钻井液性能指标在煤层气钻井中，一开对于钻井液性能不作要求，以利于钻井生产正常进行为原则。从二开钻进开始，要求必须采用清水钻进，特别是进入煤系地层后，要求：密度1021.04gcm，粘度2325s，含砂量05，pH值758。防止对煤层的伤害，煤层钻进时，严控钻井液密度在1.02gcm3。2.2钻井液控制措施由于侏罗系上、下统齐古组、三工组地层砂岩、泥岩造浆严重，三牙轮钻头切削岩屑不能被及时携带到地面，造成二次或多次破碎，使岩屑
