随着我国煤层气勘探程度的提高及需求的增长，占全国煤层气总资源量47.63%的低煤阶煤层气有着广阔的勘探开发前景。准噶尔盆地南缘(准南)以中、低煤阶的气煤、肥煤为主，2 000 m以浅煤层气预测资源量达0.95×1012 m3[1]，按照煤层气“十三五”规划的要求将在2020年完成煤层气产业化基地建设，现已成为继沁水盆地、鄂尔多斯盆地后的第三大煤层气开发热点区。该区煤层倾角总体为8°～45°，属于典型的倾斜(倾角为8°～25°)、急倾斜煤层[2](倾角大于45°)，头屯河至四工河的煤层倾角最大，其中昌吉地区为北北东单斜构造，倾角为10°～25°，局部达到25°～40°;白杨河矿区为南倾的单斜构造，倾角为45°～53°。
山前构造导致煤层高倾角的同时使得地应力类型复杂、各向异性大，层理、裂缝等结构弱面增加了剪切破坏的复杂性，在高陡倾斜煤层中弱面的影响更加突出。国内外学者对弱面地层的井壁稳定性开展了大量研究工作，AADNOY等[3]最早采用JAEGER等[4]提出的单弱面强度准则和井周应力分布模型，建立了强度各向异性的井壁稳定预测半解析方法。LEE等[5],BAZALI等[6]采用单弱面强度准则和各向异性理论研究了层理对井壁稳定的影响。金衍等[7]、刘向君等[8]引进弱面强度理论，结合线弹性井壁应力分布模型建立起坍塌压力计算模型并开展了影响因素分析。卢运虎等[9]研究了层理面产状、强度弱化对直井井壁稳定的影响。蔚宝华等[10]认为层理性地层失稳是霍尔果斯背斜井壁失稳的主要原因，通过研究高陡层理性地层井壁失稳机理，建立起合理钻井液密度确定方法。然而，以上弱面地层井壁稳定研究主要集中在机理与影响因素分析方面，并未基于井壁稳定分析对井型优选、轨迹优化等安全钻井方面开展研究。
为有效减轻气水分异和煤粉堵塞，鲜保安等[11]和王生维等[12]分别提出针对高陡倾斜煤层的下倾U型井和下倾顺煤层井的开发井型。如何实现高倾角、复杂地应力条件下的煤层段安全钻井，如何合理选择井型、优化轨迹参数，成为准南地区煤层气开发亟需解决的钻探难题[13]。笔者在充分认识煤层特点、岩体特征的基础上，研究了倾角、地应力、造(降)斜对井壁稳定的影响，针对性提出S型、J型沿煤层钻井井型，建立起基于遗传算法的井眼轨迹多目标优化模型，以期为准南煤层气资源的安全钻探、高效开发提供了新思路。
1 昌吉地区概况
1.1 煤层地质概况
准南煤田东起吉木萨尔的水西沟，西到乌苏四棵树，煤层气成藏类型以单斜、断背斜、断层遮挡为主，勘探有利区集中在昌吉(西部)—乌鲁木齐(中部)—阜康(东部)一带。昌吉地区位于准南南部山前斜坡带内，主要勘探目的层为西山窑组，西山窑组为河流—三角洲平原分流间湾、分流河道和沼泽相，煤层埋深在100～1 500 m，大部分地区在1 000 m以浅，总厚度可达30 m，煤层倾角局部可达40°(图1)。依据岩性组合、沉积旋回可划分为下部A煤组、中部B煤组和上部C煤组3个部分，B煤组煤层厚度大、分布稳定，是煤层气主要勘探层位。煤岩以热演化程度低的气煤、肥煤为主，镜质体反射率为0.65%～0.97%，属于中、低煤阶。煤层实测含气量大于5 m3/t，孔隙度实测值为6.1%～16.4%，含气饱和度均在50%以上。渗透率实测为0.1×10-15～23.2×10-15 m2，渗透率变化大、各向异性强，不同方向渗透率相差可达两个数量级。
1.2 地应力、煤层压力概况
昌吉地区位于北天山山前构造，南北向挤压作用强烈，地应力场特征复杂。自西向东，最大水平主应力方向从NE25°变为NW35°(图2)，南缘中部的霍尔果斯背斜地区最大水平主应力方向近似呈南北方向[14]。中部地区挤压作用强，水平应力比可达1.57，地应力类型以走滑断层为主;东缘、西缘剪切作用强，水平应力比可达1.21，地应力类型以正断层为主。由表1可看出，西山窑组煤层压力相对稳定，属微超压地层，水平相距12 km、煤层垂深变化100 m的两口井，地应力类型和大小都发生剧烈变化，表明该区地应力变化复杂、空间各向异性强。
图1 昌吉地区沿A—A勘探线剖面
Fig.1 Profile along A—A exploration line in Changji area
图2 准南地区地应力方向(据李民河[14]，有改动)
Fig.2 Stress direction in in southern margin of the Junggar Basin (Based on LI Minhe[14],has been changed)
表1 昌吉西山窑组煤层地应力、煤层压力情况
Table 1 Coal seam stress and coal seam pressure in Xishanyao formation of Changji
2 岩体力学各向异性
在成岩过程和后期构造作用下，煤层发育大量的结构弱面，结构弱面是指具有较低或没有抗拉强度的不连续面，按成因可分为原生结构面、构造结构面、次生结构面，煤层主要发育原生结构面、构造结构面，其中原生结构面主要以层理面、层理滑移缝、不整合面、软弱夹层为主;构造结构面主要以张、剪裂缝、端(面)割理为主。结构弱面的存在使得岩体在力学性能上表现出较强的各向异性，弱面的胶结强度较本体小，一般先于本体破坏，ω为弱面外法线与最大主应力夹角(弱面夹角)，弱面夹角等于0°时表示最大主应力与弱面垂直;弱面夹角等于90°时表示最大主应力与弱面平行。
图3中蓝线表示本体强度包络线，红线为弱面强度包络线，应力圆与弱面包络线相交于M,N两点，此时弱面处于极限平衡状态，ω1和ω2分别为N,M两点应力状态下的弱面夹角。当ω1<ω<ω2时，弱面所受应力在强度包络线上方，发生弱面剪切破坏，如图4(a)所示;当ω1>ω或ω>ω2时，发生本体剪切破坏，如图4(b)所示。弱面和本体剪切破坏时分别遵循JEAGER[4]和MOHR-COULMN[15]的提出的破坏准则，即
(1)
(ω<ω1,ω>ω2)
(2)
图3 弱面理论强度分析曲线
Fig.3 Strength analysis curve of weak plane theory
图4 2种煤岩破坏形式
Fig.4 Two failure types of coal
根据图3所示的三角关系，由正弦定理求得ω1和ω2的表达式[16]为
(3)
(4)
在ω1与ω2之间必然存在一个最易发生弱面剪切破坏的夹角ωm，将式(1)对ω求导后并令其为0，得到ωm表达式为
(5)
其中，σ1为最大主应力，MPa;σ3为最小主应力，MPa;Co为本体黏聚力，MPa;μo为本体摩擦因数;φo为本体内摩擦角，弧度;Cw为弱面黏聚力，MPa;μw为弱面摩擦因数;φw为弱面内摩擦角，弧度;ω1和ω2为发生弱面剪切破坏时弱面夹角的上、下限，弧度;ωm为最易发生弱面剪切破坏的弱面夹角，弧度。煤的内摩擦角在20°～40°，因此弱面夹角在55°～65°时最易发生弱面剪切破坏，此时内摩擦角、黏聚力的计算值可作为弱面力学参数。
煤属于裂隙-孔隙型双孔介质[17-18]，内部可能同时发育多组弱面系统[19]，与泥岩、页岩相比，弱面对其力学性质各向异性的影响更加复杂[20]，利用文献[21](新疆沙吉煤矿西山窑组)中的力学实验数据进行分析。由图5(a)可看出，单轴抗压强度随层面法线与最大主应力夹角呈“U”型规律变化，弱面夹角在60°左右时抗压强度最低，仅为最大抗压强度的25.1%，实验结果与前面分析结论一致。围压由0增加到本体抗拉强度的过程中，岩体由强各向异性向各向同性转变，当内部不只一组弱面发生剪切破坏时，岩体力学各向异性也会减弱，多重因素导致45°之前抗压强度变化不大(图5(b));弱面夹角在75°时抗压强度迅速达到峰值，90°时稍有降低，煤样沿竖轴发生本体劈裂破坏。围压为15 MPa时的最大、最小抗压强度差值高达38.3%，准南地应力类型复杂、差值大，因此弱面引起的力学各向异性在煤层钻井过程中不能忽视。
图5 层面角度与单轴抗压强度和三轴抗压强度关系
Fig.5 Relation between bedding angle and uniaxial compressive
strength，three axis compressive strength
3 基于弱面理论的沿煤层钻井优化
沿煤层钻井是指钻头进入煤层后，井眼轨迹与煤层产状保持基本一致并且有一定延伸长度的钻井方式，按照井眼数量可分为单井眼沿煤层钻井(U型井、L型水平井)，双井眼沿煤层钻井(V型井)，多井眼沿煤层钻井(多分支水平井)。随着开发认识的深入以及射流泵、电潜泵等排采工具的进步，沿煤层钻井从早期追求煤层钻遇率向着井型简单、降低成本、后期能改造的方向发展，单井眼沿煤层钻井成为主流开发井型。
对于准南地区这种渗透率各向异性极强的倾斜煤层，沿煤层钻井不仅可以利用重力泄水、降低气水分异，提高煤层渗透率“甜点区”的钻遇率，而且可以通过水力压裂等方式提高煤层导流能力。在高倾角、复杂地应力的长煤层段钻进时，弱面对井壁稳定的影响更加突出，一旦出现井下复杂情况，只能通过增加钻井液密度、更换钻井液体系(绒囊钻井液)来维持井壁稳定，不仅增加钻井经济、时间成本而且容易污染煤层。因此，在井型选择、轨迹优化时必须充分考虑弱面对井壁稳定的影响，最大程度保证煤层段钻井安全。
3.1 井壁稳定计算模型
基于笛卡尔坐标系和右手定则建立大地坐标系(X0，Y0，Z0)、地应力坐标系(X1，Y1，Z1)、井眼坐标系(X，Y，Z)、圆柱坐标系(r，θ，Z)、弱面坐标系(Xw，Yw，Zw)。大地坐标系中的X0,Y0，Z0分别指向地理正北、地理正东和天空方向;地应力坐标系中的X1,Y1，Z1分别指向最大水平主应力σH、最小水平主应力σh和垂直地应力σv反方向[22];弱面坐标系中的Xw，Yw，Zw分别指向弱面的走向、下倾方向和外法线方向。
大地坐标系绕Z0轴逆时针旋转β、再绕Y2轴逆时针旋转α后得到井眼坐标系，井眼坐标系绕Z轴逆时针旋转θ后得到圆柱坐标系(图6)，圆柱坐标系绕r轴逆时针旋转γ后得到主应力坐标系。根据坐标系的转换关系，得到大地坐标系下的斜井井壁上3个主应力方向向量为
(6)
(7)
(8)
其中,(lmi，mmi，nmi){i=1，2，3}为3个主应力的方向向量坐标;α为井斜角，(°);β为方位角，(°);θ为井周角，(°);γ为主应力与Z轴夹角，(°)。假设层理弱面与煤层产状基本一致，大地坐标系绕Z0轴逆时针旋转θs、再绕Xw轴逆时针旋θD后得到弱面坐标系(图7)，大地坐标系下的弱面外法线方向向量[23]为
(9)
式中，(lp，mp，np)为弱面法向线在大地坐标系中的方向向量坐标;θs为弱面走向，是Xw与X0之间的夹角，(°);θD为弱面倾角，是Zw与Z0之间的夹角，(°)。(lm，mm，nm)为最大主应力方向向量坐标，最大主应力与弱面外法线夹角可由下式计算[24]:
(10)
图6 不同坐标系转换关系
Fig.6 Transformation diagram of different coordinate systems
图7 弱面坐标系与大地坐标系转换
Fig.7 Transformation diagram of weak plane coordinate and geodetic coordinate
通过坐标变换可将地应力坐标系转换为井眼坐标系，具体矩阵变换过程不再赘述，斜井井壁上的3个有效主应力及γ的表达式[25-26]为
(11)
(12)
式中，σi，σj和σk为井壁3个有效主应力，MPa;σz，
σθ和σθz为井眼坐标系下应力分量，MPa;p为井筒压力，MPa;pp为煤层压力，MPa;η为biot系数，无量纲。
简要阐述模型求解方法，首先给定井周角范围为0°～180°，在给定一个井周角的前提下，使井底压力从pp以固定的步长增加，在给定井周角和井底压力的条件下判断3个主应力的大小顺序及最大主应力对应的方向向量，通过式(10)计算最大主应力与弱面外法线的夹角ω，判断ω是否在式(3)，(4)确定的角度范围内，如果在角度范围内则代入弱面破坏准则式(1)中计算，否则代入式(2)的本体破坏准则中计算，通过两个数组记录计算结果，将计算结果正负号改变时的井底压力作为当前井周角下的坍塌压力，最后比较井周角范围内的坍塌压力，并将最大值作为井眼坍塌压力。
3.2 倾角、地应力对水平井井壁稳定影响
煤层倾角、地应力类型以及地应力各向异性都是影响井壁稳定的重要地质因素，为优选水平井钻井方位，必须研究以上因素对井壁稳定性的影响。根据昌吉地区煤层实际埋深和压力梯度选取算例井深为700 m，煤层压力为7 MPa，根据密度测井数据确定煤层上覆岩层平均密度为2.5 g/cm3，上覆岩层压力为17.5 MPa，由于昌吉地区地有正断层和走滑断层两种地应力类型，取最大、最小水平主应力分别为16,14.8 MPa和19,17 MPa。煤的力学及弱面参数均参考室内实验数据[21]，假设最大水平主应力方向与正北方向重合，层理走向根据该区实际地层走向确定，具体参数见表2。
表2 本体、弱面及地应力参数
Table 2 Parameters of coal rock,weak plane and in-situ stress
由图8可看出，煤层倾角对井壁稳定影响很大，坍塌压力梯度随倾角增大呈现增大趋势。煤层倾角较小时(小于5°)，弱面对井壁稳定基本无影响，分析结果与岩石力学结论一致，即对于正断层，沿最小水平主应力方向的坍塌压力最小，钻进最安全;对于走滑断层，沿最大水平主应力方向的坍塌压力最小，钻进最安全。倾角在5°～25°时，属于作用区，井壁沿弱面而非本体发生剪切破坏，坍塌压力随倾角增大而增大，此时沿倾向钻进最安全，沿走向钻进最危险。倾角在25°～65°时，属于过渡区，井壁仍优先沿弱面发生剪切破坏，煤层倾角改变引起弱面受力变化，沿煤层倾向的坍塌压力最低，钻进最安全;煤层走向与倾向之间的井壁坍塌压力最大，钻进最危险。倾角大于65°后，属于反转区，沿煤层走向、倾向的井壁均发生本体剪切破坏，成为安全钻井方位;走向与倾向之间的井壁发生弱面剪切破坏，成为危险钻井方位。
图8 煤层倾角对井壁稳定影响
Fig.8 Influence of dip angle of coal seam on borehole stability
图9为地应力各向异性对井壁稳定的影响规律，分别保持正断层与走滑断层的上覆岩层压力和最小水平主应力不变，可以看出坍塌压力与井眼方位呈中心对称关系，虽然不同地应力类型对井壁稳定的影响规律不同，但是地应力各向异性越大，井壁坍塌压力越大，安全钻井方位范围越小，危险钻井方位范围越大。原因是随着地应力各向异性增加，作用在井壁岩体上的主应力差增大，使得岩体弱面上的剪切应力增大，井壁上满足弱面剪切破坏条件的方位越来越多，而发生本体剪切破坏的方位越来越少，不论是弱面破坏还是本体破坏，由于地应力各向异性的增加导致岩体剪切破坏面上的应力都相应增加，因此保证井壁不发生剪切破坏的最小井底压力都相应增大。从以上分析看出，高陡倾斜煤层钻水平井时必须同时兼顾煤层倾角、地应力对井壁稳定的影响，合理选择井眼方位。
3.3 沿煤层钻井方位优选及轨迹优化
沿倾斜煤层倾向钻井时，钻头着陆煤层后井斜角将与倾角保持基本一致，沿煤层上倾、下倾方位钻井代表了方位角相差180°的两种方式，沿上倾方向的井眼可以利用重力排水，提高排水效率，但钻井工艺比沿下倾钻井要复杂，什么情况下选择哪种钻井方式更安全？在什么井斜角范围井眼造(降)斜最危险？如何优化井眼轨迹？本节将针对上述问题开展研究。
图9 地应力各向异性对井壁稳定影响
Fig.9 Influence of in-situ stress anisotropy on borehole stability
比沿下倾钻井要复杂，什么情况下选择哪种钻井方式更安全？在什么井斜角范围井眼造(降)斜最危险？如何优化井眼轨迹？本节将针对上述问题开展研究。
3.3.1 沿煤层钻井方位选择
由图10看出，倾角小于35°时井壁岩体发生本体剪切破坏，井眼沿上倾、下倾方向时的坍塌压力梯度相差较小，为利用重力排水，同时兼顾钻井难度，建议采取沿煤层上倾的钻井方式。倾角大于65°时，井壁岩体仍发生本体剪切破坏，沿上倾方向的井眼虽能利用重力排水，但此时轨迹井斜角将增至155°以上，考虑钻井过程中狗腿度增加对井下动力钻具造斜能力的要求以及摩阻扭矩增加导致的轨迹控制困难，建议采用沿煤层下倾的钻井方式。倾角在35°～65°时，沿煤层倾向的井壁岩体发生弱面剪切破坏，此时坍塌压力远大于沿煤层走向井壁岩体发生本体剪切破坏时的坍塌压力，从提高钻井安全性角度出发，建议采用沿煤层走向的钻井方式。
通过分析沿倾向钻井时井斜角对井壁稳定的影响规律以确定危险造(降)斜段。如图11所示，对于正断层，煤层倾角小于45°时，坍塌压力梯度随井斜角“急增急降”，井斜角在65°附近时坍塌压力梯度最大，此时井壁岩体最易发生剪切破坏而导致井下事故(掉块、卡钻、埋钻具)。煤层倾角在45°～75°时，坍塌压力梯度随井斜角“缓增急降”，井斜角在55°附近时坍塌压力梯度最大。煤层倾角大于75°后，坍塌压力梯度随井斜角增加而缓慢增加，数值变化不大。对于走滑断层，煤层倾角小于45°时，坍塌压力梯度随井斜角“急增急降”，井斜角在45°附近时坍塌压力最大，此时井壁岩体最易发生剪切破坏。煤层倾角在45°～75°时，坍塌压力梯度随井斜角增加而降低，以55°的倾角为例，上倾与下倾井眼的井斜角分别从0°增至80°的过程中坍塌压力梯度各自降低了0.31 MPa/100 m和0.58 MPa/100 m，可见沿煤层下倾方向的坍塌压力梯度降幅更大。倾角大于75°后，坍塌压力梯度随井斜角增加略有降低。
图10 倾向、走向对井壁稳定影响
Fig.10 Influence of trend direction and dip direction on borehole stability
图11 井斜角对井壁稳定影响
Fig.11 Influence of inclination angle on borehole stability
3.3.2 井眼轨迹优化模型
井眼轨迹优化模型如图12所示。
图12 S型和J型沿煤层钻井井眼轨迹
Fig.12 S-type drilling and J-type drilling trajectory along coal seam
综上分析，优化沿煤层钻井轨迹时，应避免将最危险造(降)斜段设计在煤层，同时尽可能降低着陆点至首靶点煤层造(降)斜段的井壁失稳风险。倾角在35°～65°时，若沿煤层井斜角位于坍塌压力梯度单调递减区间，建议采用“直—增—稳—微降—稳”的S型井眼轨迹，以大于煤层倾角的井斜角从煤层底板着陆后，在煤层段完成微降斜;反之，建议采用“直—增—稳—增—稳”的J型井眼轨迹，以小于煤层倾角的井斜角从煤层顶板着陆后，在煤层段完成增斜。以S型井眼为例，在实现安全钻井的同时，建立以井眼长度最短为目标的轨迹优化模型，目标函数为
L=d1+R1α1+
R2(α1-α2)+l
(13)
式中,L为井眼斜深，m;l为沿煤层钻井长度，m;d1为造斜点深度，m;d2为首靶点垂深，m;d为末靶点垂深，m;R1为增斜段曲率半径，m;R2为降斜段曲率半径，m;α1为第1稳斜段井斜角，弧度;α2为煤层稳斜段井斜角，弧度。
0<k1≤k1max，0<k2≤k2max，d1min≤d1≤d1max
h-R1(1-cos α1)-[d2-d1-R1sin α1-
R2(sin α1-sin α2)]tan α1-R2(cos α2-cos α1)-
lsin α2≤re
(14)
式(14)为考虑煤层厚度、沿煤层钻井长度、工具造(降)斜能力、滑动钻进能力等的井眼轨迹约束条件，其中θD为煤层倾角，弧度;h为煤层厚度，m;k1为增斜段造斜率，(°)/30 m;k2为降斜段造斜率，(°)/30 m;k1max为最大增斜率，(°)/30 m;k2max为最大降斜率，(°)/30 m;d1min为造斜点深度下限，m;d1max为造斜点深度上限，m;μ为裸眼段摩擦因数，无量纲;re为靶点水平位移误差，m。
3.3.3 遗传算法求解模型
遗传算法(Genetic Algorithm)为模拟自然选择和生物进化过程的全局概率搜索算法[27]，它将搜索空间映射为遗传空间，将可能的解编码为染色体，以适应度为依据，通过选择、交叉、变异的形式一代代改进，最后收敛到最适合环境的个体上，求得问题最佳解。该方法不需设置初始解，不要求搜索空间连续可微，具有全局寻优能力，笔者运用Matlab软件遗传算法工具箱对沿煤层钻井轨迹模型进行最优求解，参数设置如下:种群数量为50，交叉概率为0.8，变异率为0.2，最大迭代次数100次，水平位移误差2 m。
表3为本文方法与常规方法的轨迹设计对比结果，本方法设计的井口至E靶点的斜深为803 m，常规方法设计的斜深为811 m，斜深减少1%;相同钻井液系统、钻具组合的情况下，本方法起钻、下钻摩阻分别为13.6，15 kN，钻盘扭矩为5 755 kN·m;常规方法起钻、下钻摩阻分别为16.6，16.1 kN，钻盘扭矩为5 831 kN·m。无论是从减少进尺、节约钻井成本，还是从降低摩阻、扭矩的角度，本文方法都表现出更好的适用性和实用性。
表3 S型沿煤层井钻井轨迹设计结果
Table 3 Design results of S-type drilling trajectory along coal seam
4 结论及建议
(1)准南是中、低阶煤层气勘探有望取得重大突破的目标区，该区不仅煤层倾角大，还具有渗透率各向异性强、地应力各向异性强、岩体力学特性各向异性强的特点，为实现沿煤层安全钻井，必须考虑弱面对井壁稳定的影响。
(2)高陡倾斜煤层钻水平井时，倾角小于5°时弱面对井壁稳定基本无影响。根据倾角对井壁稳定的影响分为作用区、过渡区和反转区，倾角在5°～25°时为作用区，沿倾向钻进最安全，沿走向钻进最危险;倾角大于65°后进入反转区，煤层走向的井壁安全性发生反转，与倾向同时成为安全钻进方位。地应力各向异性越大，安全钻井方位的范围越小、危险钻井方位的范围越大。
(3)沿煤层钻井时，煤层倾角较小35°时建议沿上倾方向钻井，倾角大于65°后建议沿下倾方向钻井，倾角在35°～65°时，井壁安全性最差，建议沿煤层走向钻井。地应力类型不同，井斜角对井壁稳定影响规律不同;井斜角在45°～65°范围内最易发生井壁坍塌失稳，钻井时应避免在此井斜范围内对煤层造(降)斜。
(4)为降低着陆点到首靶点增(降)斜段的坍塌压力，提出S,J型两种沿煤层钻井轨迹类型，建立起多目标约束的轨迹优化模型和基于遗传算法的最优求解方法，对比结果表明该方法减少钻具摩阻扭矩的同时，降低了单井钻井成本。
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