煤层气钻井与完井技术.docx
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煤层气钻井与完井技术
煤层气井钻井完井技术浅议
作焰
【摘要】：
煤层在储层物性、机械力学性质及储集方式等方面具有与常规油气储层不同的特征；这些特征决定了煤层气井钻井、取心、完井及储层保护诸技术的特殊性。
据此，我们从钻井完井工程的角度分析了现有技术存在的问题和制约煤层气开发效果的主要因素。
研究并形成了一整套煤层气井的取心技术、储层保护技术和完井技术。
这套技术应用于中国多个煤层气试验开发区，不仅满足了地质评价的需要，也为实现煤层气工业性开采起到了积极推动作用。
【关键词】：
煤层气钻井技术完井技术
【作者】：
作焰2006年毕业于长江大学石油工程专业，中原石油勘探局钻井一公司工程师。
前言
煤层气又称煤层甲烷,是一种优质高效清洁能源。
凭借良好的安全效益、环保效益和经济效益，煤层气的勘探开发已在国际上引起广泛的关注。
我国煤层气资源十分丰富,但是目前我国的天然气勘探开发还处于起步阶段。
中原钻井通过多年的攻关研究和试验，形成并掌握了一整套适合煤层气的钻井完井工艺技术，其容包括：
煤层造穴技术、连通技术、煤层井眼轨迹控制技术、水平分支井技术、充气欠平衡钻井技术、煤层绳索取心技术、煤层气完井技术、煤储层保护技术、煤层气井完井技术等。
一、煤层气井钻井完井的特殊性
煤层气钻井完井技术是建立在煤层地质力学性质及开采要求基础之上的。
煤层具有不同于其他储层的特殊地质特性表现在以下几个方面：
1、井壁稳定性差，容易发生井下复杂故障。
煤层机械强度低，裂缝和割理发育，均质性差，存在较高剪切应力作用。
因而煤层段井壁极不稳定，在钻井完井过程中极易发生井壁坍塌、井漏、卡钻甚至埋掉井眼等井下复杂。
2、煤层易受污染，实施煤层保护措施难度大。
煤层段孔隙压力低且孔隙和割理发育，极易受钻井液、完井液和固井水泥浆中固相颗粒及滤液的污染；但在钻井完井过程中，为安全钻穿煤层，防止井壁坍塌，又要适当提高钻井液完井液的密度，保持一定的压力平衡。
这就必然会增加其固相含量和滤失量，加重煤层的污染。
因此，存在着防止煤层污染和保证安全钻进的矛盾，从而使实施煤层保护较油气层更为困难。
3、煤层破碎含游离气多，取心困难。
煤层机械强度低，一般煤层取心收获率低，完整性差。
而且煤层气井都是选择在含气量较高的煤区，割心提升时，随着取心筒与井口距离的缩短，煤心中游离气不断逸出，当达到一定值时会将煤心冲出取心筒，造成取心失败。
4、煤层气井产气周期长，对井的寿命要求高。
煤层气主要是吸附在煤层缝、隙表面上的吸附气，它的产出规律与天然气正好逆向，须经过较长时间的排水降压后才慢慢地解吸。
据有关资料介绍，煤层气井少可供开采20年以上，因此对井的寿命要求特别高。
二、煤层气井钻井技术
1、煤层造穴技术
为了易于实现水平井与洞穴井在煤层中成功对接并且建立气液通道，需要在洞穴井的煤层部位造一洞穴，洞穴的直径一般为0.8～1.5m，高为2～5m。
目前有两种造穴方式，即水力造穴和机械工具造穴。
水力射流造穴法利用了高压水射流破碎岩石的能力，施工中用钻具把特殊设计的水力射流装置送入造穴井段，开泵循环，使循环钻井液经过小喷嘴时产生高压水力射流，破坏煤储层，形成洞穴。
机械工具造穴法利用了机械切削的原理，用钻具把特殊设计的机械装置送入造穴井段，然后通过液压控制方式使造穴工具的刀杆开，并在钻具的带动下旋转，切削储层,形成满足实际需要的洞穴。
2、井眼轨迹控制技术
煤层气多分支水平井定向控制的主要参数包括：
井斜角、方位角、垂深。
为了很好地将井眼轨迹控制在煤层中，采用地质导向技术进行井眼轨迹适时监测与控制。
首先利用前期地震的资料建立区块的地质模型，然后利用从LWD随钻监测到的储层伽玛、电阻率参数来修正地质模型并调整井眼轨迹。
另外，定向工程师可以结合综合录井仪实时监测到的钻时和泥浆返出的岩屑，判断钻头是否穿出煤层。
2.1各井段钻具组合
主井眼垂直段重点控制井斜，所以常用塔式钻具组合。
如果直井段增斜较严重，应使用钟摆钻具等纠斜钻具组合。
主井眼造斜段一般常用“导向马达+MWD”的定向钻具组合，施工过程中要确保工具的造斜率能够达到设计要求，使井眼轨迹在煤层中顺利着陆。
水平段及分支一般采用“单弯螺杆+LWD+减阻器”的地质导向钻具组合钻进。
通过连续滑动钻进的方式实现增斜、降斜；通过复合钻进的方式稳斜，既达到了连续钻进的目的，又可根据需要随时调整井眼状态，有效提高了钻井速度和轨迹控制精度。
2.2分支侧钻工艺
煤层中的各分支是在裸眼中侧钻完成的，裸眼侧钻是煤层气分支井钻井中的难点。
由于煤层比较脆，所以煤层气多分支井的侧钻不同于油井的侧钻，具体侧钻工艺如下：
（1）起钻至每一个分支的设计侧钻点上部，然后开始上下活动钻具，将钻柱中的扭力释放后开始悬空侧钻。
（2）侧钻时采取连续滑动的方式，严格控制ROP30S参数（30s的平均机械钻速），新井眼进尺1～2mROP30S控制为0.8～1.2m/h，2～3m控制为1.2～2.5m/h，3～10m控制为3m/h，整个侧钻工序预计需要5个小时。
（3）侧钻时将工具面角摆到90º，首先向左/右下方侧钻，形成了一条向下倾斜的曲线。
因为钻柱处于水平井眼的底部，而不是中心线部位，90º的工具面角能够让钻头稳定地和井眼接触，以防止振动引起煤层的跨塌。
（4）滑动侧钻至设计方位和井斜后开始复合钻进，钻进过程中要密切注意摩阻扭矩的变化。
钻完每一个分支后，至少循环一周，然后起钻至下个分支的侧钻点位置。
重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。
2.3PZP08-1H悬空侧钻工作程序
（1）、起钻至侧钻位置，开泵将工具面摆至110.00°。
（2）、保持工具面在110.00°，慢慢上提下放钻具8～10m，控制下放速度100m/h以，反复划槽3～5次。
（3）、将钻头放至侧钻点，开始侧钻。
（4）、控制钻速在2m/h，钻进1m，然后控制钻时在3m/h钻进2m，再控制钻时在4m/h钻进2m。
最后控制钻时在5m/h钻进3m，然后将工具面摆至90°控制钻时6～10m/h再钻进3～4m，悬空侧钻结束。
悬空侧钻结束后地质导向师利用LWD随钻测井数据超前预测和识别钻头在煤层相对位置，地层走向，地层倾角，并指导钻井工程师根据需要来调整井眼轨迹，引导钻头准确在煤层钻进。
3、水平井与洞穴井连通技术
两井连通过程中采用的技术为近钻头电磁测距法。
国外通常称为RotatingMagnetRangingService，英文缩写为RMRS。
RMRS这一概念是在1995年提出的。
随着两井对接技术服务的市场需求，到1999年该技术得到了进一步发展并逐渐走向成熟。
目前RMRS技术在CBM井、SAGD、控制井喷等领域得到了广泛应用。
3.1硬件构成
包括永磁短节和强磁计或探管。
永磁短节的长度约为40㎝，由横行排列的多个永磁体组成，它主要用来提供一个恒定的待测磁场，电磁信号的有效传播距离为50m。
探管由三部分组成：
扶正器、传感器组件、加重杆，其长度约为3m。
RMRS必须与MWD和马达等配合使用。
3.2连通原理
当旋转的永磁短节通过洞穴井附近区域时，探管可以采集永磁短节产生的磁场强度信号，最后通过软件可准确计算两井间的距离和当前钻头位置。
3.3RMRS技术的连通过程
首先在直井中下入探管，在钻头处接一个永磁短节。
钻具组合通常为：
钻头＋永磁短节＋马达＋无磁钻挺＋MWD＋钻杆。
连通前将两个井井底所测的陀螺数据输入到RivCross配套采集软件中，初始化坐标系。
当钻头进入到探头的测量围后，接收仪器就可以不断地收到当前磁场的强度值（Hx、Hy和Hz）,定向工程师然后根据采集的测点数据判断出当前的井眼位置，适时计算当前测点的闭合方位并预测钻头处方位的变化，然后通过调整工具面，及时将井眼方向纠正至洞穴中心的位置。
接近洞穴时，根据防碰原理，利用专用的轨迹计算软件进行柱面法扫描，判断水平井与洞穴中心的距离，从3D视图上分析轨迹每接近洞穴一步其变化趋势，以达到连通的目的。
3.4PZP08-1H井实际连通情况
2008年11月4日组合连通钻具下钻。
钻具结构：
Φ152.4mmBit×0.22m+RMRS×0.42m+motor×5.36m+FV×0.50m+UBHO×0.89m+NMDC×6.10m+GAP×1.17m+SNMDC×2.03m+NMDC×4.61m+Φ88.9mmDP，洞穴直井下入连通仪器（Vector）。
2008年11月4日17:
30三开，根据直井Vector反馈的信息，实时沿直井洞穴中心修正轨迹，并严格控制井眼的方位角钻至洞穴位置。
2008年11月5日2:
30钻进至612.00m进入3＃煤层。
2:
00钻进至619.50m，根据直井反馈信息，距洞穴直井2～3m左右，水平井停止钻进，直井将仪器起出。
井口闸门微开。
3:
00水平井恢复钻进，钻至622.00m时钻压突降，井口泥浆停止返出，泥浆损失2.00m3。
洞穴直井液面上涨，表明两井连通成功。
为避免大量煤粉进入直井随即关闭井口,连通井深622.00m。
连通一次成功，连通后钻进至651.00m起钻，甩掉强磁接头（RMRS）。
4、多分支水平井技术
多分支水平井是指在主水平井眼的两侧不同位置分别侧钻出多个水平分支井眼，也可以在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，国外也将其称为羽状水平井。
4.1多分支水平井的特点
多分支水平井技术是近年来发展起来的一项快速开采煤层气资源的先进技术；该技术集钻井、完井和增产于一体，是开发低压、低渗煤层的主要手段。
其主要特点：
（1）解决了高产高效的问题，相对于常规水力压裂直井，产能提高约10-100倍，单井日产量5万方/天，高者已突破10万方/天。
（2）实现了在煤层中定向开采，单井眼水平定向延伸能力可达1000-1500m。
（3）实现了欠平衡储层保护。
（4）使煤矿全程瓦斯抽放成为现实。
4.2多分支水平井井眼剖面优化设计
因为煤层一般较浅，所以煤层气多分支水平井主水平井眼采用消耗较少垂深而得到较大位移的理念进行井身剖面设计，从而达到更大的水垂比。
其井身剖面设计主要考虑的因素有钻机和顶驱设备的能力、井眼的摩阻/扭矩大小、钻柱的强度、现场施工的难易程度等因素，主要有以下几项设计原则：
（1）主井眼入煤层方位的确定
考虑煤层的产能优化和井壁稳定，尽量让进入煤层的井眼方位垂直于煤层最小主应力方向。
（2）满足现场施工工况的要求
由于煤层气多分支水平井垂直井段短，通常在500m以，而水平段一般在1000m以上，钻柱能提供的钻压是有限的，所以在多分支水平井井身剖面设计中，要使所设计的井眼轨迹满足滑动钻进时的工况要求。
（3）应当满足各种设计条件下的最短轨迹
根据煤田地质确定的目标点，按照不同设计方法设计出来的轨道，其长度是不同的。
显然应尽可能选择轨迹长度短的轨道，减少无效进尺，既可以提高钻井的经济效益，也可以降低施工风险。
同时应尽量缩小可钻性较差的地层进尺，例如尽量避开研磨性的宁武盆地石盒子组地层。
（4）钻柱摩阻和扭矩最小
煤层气多分支井的显著特点是水平位移大，分支较多，80%以上的进尺为水平段，从而导致钻柱和套管柱在井眼摩阻和扭矩很大，以及钻压难以加上等问题，摩阻和扭矩是多分支水平井的水平位移大小的主要限制因素，所以应尽可能选择摩阻扭矩小的轨迹。
（5）考虑到煤层的井壁稳定性差，主井眼和分支井眼要处于煤层的中上部位，以利于安全钻进。
（6）分支井眼长度、方位和距离的优化设计需要结合煤层气藏、钻柱力学和经济评价等多方面的因素进行综合考虑。
4.3多分支水平井井身结构优化设计
井身结构优化设计是保证全井安全、快速钻达目的层并达到开发目的层的重要前提。
某国外公司在打了一口煤层气多分支水平井，由于设计的套管鞋进入了煤层，固井时密度为1.80g/cm3的水泥浆将煤层压裂，导致三开后的井壁坍塌，从而影响了整个井的施工。
煤层气多分支井井身结构设计与常规油气井的设计略有区别，需考虑洞穴井与水平井的连通、后期的排水采气和煤层井壁稳定等因素。
水平分支井通常采用的井身结构为：
φ244.5mm表层套管×H1＋φ139.7mm技术套管×H2（下至造斜段结束处）＋φ121mm主水平井眼（裸眼完井）＋φ121mm分支水平井眼。
洞穴井的井身结构一般为：
φ244.5mm表层套管×H1＋φ139.7mm技术套管×H2（煤层顶）＋裸眼段（包括口袋）。
另外，煤层气多分支井井身结构的优化设计还需考虑以下因素：
（1）由于煤层承压强度低，技术套管一定不能下到煤层中，防止固井时将煤层压裂，导致后续钻进过程中的井壁坍塌。
（2）从抽排采气的角度考虑，套管必须将煤层上部大量出水的层位封堵。
（3）为了在洞穴井井底造洞穴，井底必须留有合适的口袋。
口袋留深以不揭开下部含水层为基本原则，应优先考虑增大口袋留深。
（4）如果多分支水平井为多羽状，则水平井的技术套管不能下到造斜段中，应下到造斜点以上部分，以便于后续的裸眼侧钻。
我们在沁水实施的PZP08井组的三个分支水平井PZP08-1H，PZP08-2H，PZP08-3H，该井组分别连通三口对应的直井，共计24个分支，累计进尺15355米，煤层进尺14123米，其中PZP08-2H该井主井眼井深1600米，最大水平段长1192米，钻井总进尺2379米，总进尺5987米，该井在进入水平段后在煤层中与相邻直井进行连通，是一口典型的多分支水平井。
现已实现了单井平均产量超过5万方的高产气流。
PZP08-1H井钻具组合
井段（米）
钻具组合
0～63.50
Φ311.15mmBit+630*520×0.64m+521*410×0.38m+411*410×0.50m+
Φ158mmNDC×9.06+Φ158mmDC×36.25m+Φ127mmDP
～294.00
Φ215.9mmBit+430*4A10×0.62m+Φ215.9mmNDC×9.06+Φ158mmDC×9.05m+Φ210mmStab×1.50m+Φ158mmDC×63.57m+4A11*410×0.50m+Φ127mmHWDP
～563.00
Φ215.9mmBit×0.25m+Φ165mmMotor×7.65m+Φ165mmNDC×11.14m+
Φ127mmNHWDP×9.18m+Φ127mmDP×142.33m+Φ127mmHWDP×103.26m+Φ127mmDP
～651.00
Φ152.4mmBit×0.22m+RMRS×0.42m+motor×5.36m+FV×0.50m+UBHO×0.89m+NMDC×6.10m+GAP×1.17m+SNMDC×2.03m+NMDC×4.61m+Φ88.9mmDP
～1605.00及各分支
Φ152.4mmBit×0.22m+motor×5.61m+FV×0.50m+UBHO×0.89mNMDC×6.10m+GAP×1.17m+SNMDC×2.03m+NMDC×4.61m+Φ88.9mmDP
PZP08井组实钻图及连通示意图
5、充气欠平衡钻井技术
充气欠平衡技术是煤层气开发的一种先进技术，这项技术在国外已广泛地应用于油气勘探和开发领域，美国90%以上的煤层气井都是采用欠平衡技术。
在我国欠平衡钻井在煤层气行业的研究和应用起步较晚，但仍然取得了喜人的成果。
目前我们将这项技术应用在连通水平分支井的施工中，在煤层气钻井中采取向连通的直井注气的方法，来实现欠平衡的目的。
5.1技术优点
（1）钻井效率高、施工周期短，一般完井只需3-5d，而水基钻井液钻井技术一般需要15-20d。
（2）钻井工程成本低，可节省20%的费用。
（3）对煤层伤害小，大约是泥浆钻井技术的10%。
5.2作业原则
目前适合煤储层的钻井液体系主要有四种，即充气钻井液、泡沫流体、地层水和空气。
充气钻井液是将气体注入钻井液形成以气体为离散相，液体为连续相的充气钻井液体系。
它主要适合于地层压力系数为0.7～1.0g/cm3之间的储层，而且不受地层大量出水的影响。
充气钻井液保护储层的机理是通过泥浆中充气以减少其当量密度，从而降低液柱对井底的压力，最后达到在井底形成负压差以实现欠平衡钻井。
煤层气多分支水平井常用的注气方法为洞穴井井筒注气法和油管注气法。
洞穴井井筒注气法工艺简单，成本低，适用于浅层煤层气的开发。
油管注气法是一种实用的注气方法，洞穴井完钻后下入注气油管和井下封隔器，然后压缩气体通过油管进入到水平井的环空，这种注气方式适合在煤储层较深的洞穴井中使用。
即使在近平衡注气的情况下（注气量很小），由于注气油管直径较小，压缩空气能在短时间进入水平井环空，从而改善了气液两相流的均匀性，使欠平衡工艺更容易控制。
另外，油管注气法容易实现欠值很小时的欠平衡作业，这样对于煤层井壁的稳定性具有相当大的益处，从而实现了既保护煤层又安全钻进的目的。
为了实现充气欠平衡的安全钻进，还需规欠平衡起下钻、欠平衡接单根等作业，例如接单根时的过量注气容易将水平井直井段的泥浆排空，从而诱发井喷、地层坍塌等井下复杂。
具体作业原则如下：
（1）当注气压力低于安全注气压力时立即停止注气，安全注气压力由注气量、井身结构、泥浆密度等因素决定。
（2）环空有大量气体返出时严禁接单根，必须停止注气，然后等到空气全部返出时才可以接单根。
（3）进行起下钻作业时，上提下放速度应平稳，尤其在煤层段应缓慢上提，防止引起井眼坍塌。
（4）由于煤层中的钻速较高，环空中的煤屑量较多，每钻进30～60m应充分循环钻井液。
6、煤层绳索取心技术
煤层具有层系多、易破碎的特点，选择合适的取心方式和工具成为提高效率和收获率的关键。
为了对煤储层进行评价研究，需要采取煤心确定煤岩的结构、煤阶、渗透率、裂缝（割理）展布及大小等煤层参数。
同时还要做解析、吸附试验等，并据此来计算开采区煤层气储量，预测产气量。
为井网布置、射孔、压裂设计等提供依据。
因此与常规油气井取心相比，煤层气井取心有其特殊性。
具体要求：
a．煤心直径尽量大；
b．采取率高；
c．出心速度快，气体散失少；
d．煤心质量和原始状态保持好；
e．取心成本低。
油气田目前使用的常规油气钻井取心工具和工艺，不能满足煤层气井对取心的要求。
而使用油气田目前现有的特殊取心（如保压密闭取心、橡皮套取心等）工具，则工艺复杂、成本高。
因此绳索取心工具和工艺就成了最佳选择。
目前，采用中原自行研制的改进型煤层气绳索取心工具“SQ-DC1”以及绳索取心技术，整个取心时间在20-30min，可以满足煤层气勘探对取心的要求。
应用于不同区块BD-9、BD-10、BD-11、SF-2、寿阳05H等10多口煤层气井,煤层取心收获率均能达到90%以上，在煤层之间的泥岩和砂岩地层中取心时，岩心柱较完整，收获率一般都能达到95%以上，取心效率和收获率大大提高。
7、煤层气防塌技术
针对煤层气施工的特点，结合油气井聚合物防塌体系，形成了K－盐聚合物防塌体系，重点在提高钻井液的抑制性，同时使钻井液具有一定的造壁性、保护井壁和悬浮、携屑能力。
这种体系既解决了煤层气井钻进过程中井壁坍塌问题，又满足了井控的要求。
在煤层气工业开采初期，采用裸眼法完井，但是这种完井方法受到很多限制，包括完井层数（通常只有一个）和井眼可能出现坍塌；下套管的井对煤层暴露有限，煤层气不能有限的采收。
煤层气水平分支井采用小井眼能够防止煤层的坍塌，就是连通分支后，在煤层段上部的技术套管下入桥塞座封，然后填水泥封固，使每个直井都独立生产，从而大大提高采收率。
8、煤储层保护技术
煤储层保护一直是整个钻井完井过程施工中必须重点考虑的问题之一。
钻井液完井液对煤储层污染程度如何，直接影响到目的煤层物化参数的正确评价及产能的精确评估。
而在水平分支井中有效的避免了这一难题。
在煤层气井钻井施工过程中，针对该地区的岩性特点采用了低固相钻井液和清水两套体系。
煤层段以上和连通段采用低固相钻井液，以安全钻井为主；煤层水平段延伸以清水钻井为主。
由于采用了两套钻井液体系，较好地预防了上部地层复杂情况的发生，同时对下部煤层段也做到了有效的保护。
主要措施有以下几个方面：
分层钻井液体系及维护处理方法；合理选择处理剂的配伍性；利用欠平衡设备采用充充气欠平衡钻井技术；缩短完井时间，减少井下事故。
三、煤层气井完井技术
1、煤层气固井储层保护技术
由于煤层气机械强度低，易破碎，裂缝发育，常规固井水泥浆密度大，形成压差大，易造成地层漏失，滤液和固相颗粒堵塞孔道等伤害，影响煤层气的开发。
因此，我们将油气井固井技术和煤层气地层特性有机结合并进行了深入研究，形成了煤层气固井水泥浆体系。
1.1超低密度防漏水泥浆固井技术
低密度水泥浆种类较多，有空心微珠低密度，泡沫低密度，火山灰低密度和其他类型低密度水泥浆等。
泡沫低密度水泥浆由于其强度低，不能满足射孔和酸化压裂的需要，一般只能作为填充水泥浆使用。
火山灰和其他类型低密度水泥浆的密度相对较高，对储层保护不利。
空心微珠是煤燃烧后经水和电除尘处理的产品，与煤的亲合力较好，密度低、抗破能力可达14MPa，能满足煤层气固井和生产作业的需要。
我们研制的高强超低密度水泥浆，其密度可降至1.20g/cm3，水泥石抗压强度可达14MPa以上，在油层固井中应用较多，在煤层气固井中也进行了成功应用，效果良好。
1.2防滤液侵蚀储层固井技术
水泥浆滤液与煤层和流体作用而引起储层的损害。
水泥浆失水量通常均高于钻井液滤失量，没有加入降失水剂的水泥浆API失水量可高达1500mL以上。
室试验结果表明，由于水泥与水发生水化反应时在滤液中形成大量Ca2+、Fe2+、Mg2+、OH-、CO32-和SO42-等多种离子。
OH-离子会诱发碱敏矿物分散运移；Ca2+、Fe2+、Mg2+、CO32-和SO42-离子还可能与地层流体作用形成无机垢，滤液还会发生水锁作用与乳化堵塞；滤液中所含表面活性物质可能使岩石发生润湿反转等。
上述这些作用都会使煤层受到损害。
针对上述特性，结合油气井固井保护储层技术，形成非渗透水泥浆体系，在现场应用见到了良好效果。
2、防腐蚀固井技术
煤层气主要成份甲烷（CH4），除此外还含有H2S和CO2等，其中，H2S和CO2等为典型的酸性腐蚀环境，对套管、固井工具附件易产生氢脆和腐蚀破坏，高温高压条件下与水泥石中的水化产物如CaCO3、C-S-H凝胶等发生反应，降低水泥石的强度并增加渗透率，为气窜提供通道，而且CO2侵入水泥浆体，对水泥浆性能产生影响，进而腐蚀水泥石和套管，导致煤层气井寿命降低。
因此中原油田将普光气田使用的微膨胀防窜、耐腐蚀胶乳水泥浆体系在煤层气固井中进行了改良，取得了显著的应用效果。
四、认识与建议
（1）建立完善的煤层气井风险评估体系，包括煤层井壁稳定力学评价，断层、煤阶和地层倾角等储层特性的影响评估方法。
（2）完善和优化煤层气水平井工艺，包括欠平衡工艺优化设计、井眼轨迹和井身结构优化设计、煤层造洞穴等工艺。
（3）建立煤储层保护和污染评价方法，优选充气钻井液、泡沫流体、地层水等无污染或低污染钻井液体系。
（4）研究多羽状水平井钻完井工艺，在单羽状水平井的基础上试验2～4羽状多分支水平井，进一步提高煤层气的开采效益。
（5）研发配套的煤层气多分支水平井设计软件与井下工具，包括煤层造洞穴工具、高效减阻接头和电磁测距装置等。
参考文献
1.毅等《中国煤层气钻井完井技术发展现状及发展方向》2002.05
2.何宝兴等《煤层气钻井完井技术的研究和运用》2003.10
3.田中岚《地区煤层气钻井完井技术》2001.03
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