大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計技術(shù)研究與應(yīng)用

王贊，王曉琪，陳立強，吳占民，孫雷，姜磊

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司（天津 300452）

大位移井是海洋、山地等復(fù)雜地區(qū)油氣資源勘探開發(fā)的重要手段，在降低地質(zhì)儲量開發(fā)門檻、盤活邊際地質(zhì)儲量、減少開發(fā)平臺數(shù)量、適應(yīng)高環(huán)保要求區(qū)域作業(yè)中優(yōu)勢日益明顯，可大幅減少工程建設(shè)投資，顯著提高油田開發(fā)效益[1-2]。大位移井井斜大、穩(wěn)斜段長、水平位移大、裸眼井段長、水垂比高的特殊屬性導(dǎo)致大位移井鉆井作業(yè)難度大且風險高，而合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計既是大位移井鉆井作業(yè)安全順利的前提，也是提高鉆井效率與儲層保護的關(guān)鍵。常規(guī)井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計是在分析鉆井工程面臨的難點和風險的基礎(chǔ)上，結(jié)合設(shè)計井的地質(zhì)特點、三壓力曲線與必封點分布情況，綜合考慮當前鉆井設(shè)備現(xiàn)狀、鉆井工藝技術(shù)水平及施工能力等一系列因素，設(shè)計出合理的井眼尺寸與套管程序，以滿足地質(zhì)、鉆井及采油等方面的要求[3-4]。本文是在常規(guī)井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方法的基礎(chǔ)上，綜合考慮大位移井長裸眼段井壁穩(wěn)定性差、摩阻扭矩高等技術(shù)難點，制定了大位移井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流程，在調(diào)整各層套管下深的過程中統(tǒng)籌分析大位移井造斜段、穩(wěn)斜段與延伸段遇到的影響因素，形成一體化的技術(shù)思考，從而降低整體作業(yè)難度與風險，實現(xiàn)大位移井科學(xué)、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟、安全的鉆井作業(yè)，也為大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計提供技術(shù)參考。

1 大位移井鉆井技術(shù)特點

大位移井相對于常規(guī)定向井，造斜率更高、水平延伸距離更長、穩(wěn)斜角更大、對工具和技術(shù)要求更高，且隨延伸距離增加，作業(yè)難度與風險進一步加大。因此需通過對大位移井鉆井技術(shù)特點進行分析，確立大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計應(yīng)考慮的因素。

1.1 摩阻扭矩大與管柱屈曲嚴重

摩阻是鉆具沿井眼軸向上下活動時遇到的阻力，而扭矩則是在鉆具旋轉(zhuǎn)時沿鉆具旋轉(zhuǎn)切線方向上受到的阻力矩。由于大位移井的井斜角多在70°以上且大斜度井眼延伸段較長，重力效應(yīng)突出，從而引起管柱上提下放及旋轉(zhuǎn)時摩阻扭矩大[5]。另外在長穩(wěn)斜井段易形成巖屑床，導(dǎo)致鉆具與井壁接觸的摩阻系數(shù)增大，通過井眼清潔與摩阻扭矩耦合模型分析，隨著巖屑床高度的提高，摩阻扭矩進一步增大[6]。摩阻累積使管柱受壓而發(fā)生正弦屈曲，嚴重時管柱將發(fā)生螺旋屈曲，從而大幅度增加管柱的運動阻力，使大鉤釋放的鉆柱重量無法向下有效傳遞[7]。

1.2 井眼清潔困難與ECD控制難度大

由于環(huán)空返速沿重力方向分量隨井斜增加而減小，在大位移井高穩(wěn)斜角井眼中，巖屑拋物線式運移逐漸沉積在井底低邊形成巖屑床，在層流狀態(tài)下高黏切的鉆井液致使井壁附近黏滯阻力增大且長穩(wěn)斜井段使流速分層加劇，導(dǎo)致井眼清潔難度大[8-10]。長穩(wěn)斜延伸井段的鉆井液循環(huán)阻力較大，起下鉆和開泵時引起的壓力激動等因素就可能產(chǎn)生較高的井底當量循環(huán)密度，結(jié)合大位移井垂深變化小，導(dǎo)致ECD 控制難度大，容易引發(fā)井漏等復(fù)雜情況。因此降低環(huán)空壓耗是增加大斜度井段套管的下入深度與減少套管層次的關(guān)鍵[11]。

1.3 井壁穩(wěn)定性差

根據(jù)井壁穩(wěn)定的巖石力學(xué)機理和有效應(yīng)力理論，地層孔隙壓力、井壁圍巖的應(yīng)力狀態(tài)、地應(yīng)力狀態(tài)、地層巖石強度特性、井斜角及方位角、鉆井液性能等因素都會嚴重影響大位移井井壁穩(wěn)定性[12-13]，特別是淺層大位移井鉆井過程中由于地層強度較低、泥巖易水化、鉆井液循環(huán)沖刷、鉆具擾動、井眼裸露時間長等原因，極易發(fā)生井壁失穩(wěn)。其中延伸段的井壁穩(wěn)定性和井眼暴露時間是大位移井安全作業(yè)的關(guān)鍵，因此需對大位移井三壓力曲線研究時還應(yīng)考慮泥頁巖井壁穩(wěn)定周期預(yù)測[14-15]。

1.4 套管磨損風險大與套管下入困難

套管與鉆柱間的側(cè)向力是造成套管磨損的重要因素[16]。與常規(guī)井相比，大位移井延伸段的鉆進時間較長以及淺層造斜的全角變化率較大，鉆進時套管和鉆具的摩擦?xí)r間更長、鉆具的彎曲側(cè)向力更大，上層套管在鉆進期間存在被磨穿的風險較大。由于穩(wěn)斜延伸段長且井斜角大，套管在下放過程中會緊貼井眼下井壁，在鉆井液密度、井眼軌跡和巖屑床等復(fù)合作用下，導(dǎo)致套管無法順利下到預(yù)定深度。為增加下套管的成功率，扶正器的數(shù)量和位置需根據(jù)側(cè)向力大小進行優(yōu)化配置，另可旋轉(zhuǎn)尾管掛、可劃眼浮鞋、高抗扭套管為主的旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)是一種解決方案，通過在套管內(nèi)不灌漿或注入輕質(zhì)流體使套管在管外鉆井液的漂浮下減少與井壁接觸力的漂浮下套管技術(shù)也是一種有效手段[17-18]。

1.5 鉆機設(shè)備與井下工具要求高

大位移井設(shè)備應(yīng)選擇負荷能力較大、操作性能好的電動鉆機，并安裝頂部驅(qū)動系統(tǒng)，連續(xù)輸出高的平穩(wěn)扭矩情況下轉(zhuǎn)速達120～180 r/min，循環(huán)系統(tǒng)要配備大功率泥漿泵保證大排量和高泵壓的循環(huán)能力，固控系統(tǒng)應(yīng)選用高性能設(shè)備以滿足大位移井井眼安全作業(yè)要求[19-21]。對于井下工具應(yīng)選擇高強度、抗彎模量大、通徑大、材質(zhì)輕和接頭外徑小的鉆具，另需配備巖屑床清理器等井眼清潔工具、水力振蕩器等減阻降扭工具、扭力沖擊器配合專用鉆頭等提速工具、鋁鉆桿等特殊鉆具。

1.6 軌跡設(shè)計難度高與軌跡控制能力差

井眼軌跡的設(shè)計與優(yōu)化需以最小進尺、最小摩阻扭矩和最大安全清潔井眼能力為原則，考慮的主要因素多且復(fù)雜導(dǎo)致軌跡設(shè)計難度高[22]。另大位移井一般在淺層大井眼段造斜，地層松軟且表層大直徑造斜工具剛性強導(dǎo)致很難獲得高的全角變化率，穩(wěn)斜角大且穩(wěn)斜段長導(dǎo)致非均質(zhì)性地層穩(wěn)斜效果難保證，深部地層研磨性強且水平位移大導(dǎo)致鉆壓傳遞困難和摩阻扭矩大，井眼軌跡調(diào)整困難[23-24]。

1.7 固井作業(yè)難度大與固井質(zhì)量難保證

大位移井固井井段長、固井壓耗大，考慮到儲層埋藏淺、地層膠結(jié)差、地層承壓能力低，因此固井過程中極易發(fā)生漏失[25]。大位移井大井斜長穩(wěn)斜段導(dǎo)致套管居中度差，易形成寬窄不一的環(huán)空間隙，使窄間隙處的鉆井液流動速度低于寬間隙處的流動速度，且為滿足控制ECD 的需要，泵送排量偏低，環(huán)空流體很難達到紊流，導(dǎo)致頂替效率差[26]。水泥漿在膠結(jié)過程中析出的自由水極易聚集在井眼上側(cè)形成連續(xù)的水槽或水帶，且套管低邊的泥漿與巖屑難以清除，容易形成竄槽，最終影響固井質(zhì)量[27]。

2 大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.1 大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原則

1）滿足勘探開發(fā)要求。

2）滿足相關(guān)法律、法規(guī)、標準和技術(shù)規(guī)范要求。

3）確保各井段均應(yīng)滿足壓力平衡，盡量避免同一裸眼井段存在兩套壓力體系和漏、噴、塌、卡等復(fù)雜情況并存。

4）滿足井控作業(yè)要求。

5）確保井內(nèi)鉆井液液柱壓力和地層壓力之間的壓差不致產(chǎn)生壓差卡鉆和卡套管等復(fù)雜情況。

6）保證鉆井作業(yè)期間的井眼穩(wěn)定。應(yīng)考慮易垮塌、縮徑、卡鉆、井漏地層對井壁穩(wěn)定的影響，要根據(jù)鉆井工藝技術(shù)水平、鉆井液技術(shù)現(xiàn)狀，確定是否用套管封住該類地層，以便安全鉆進下部地層。特別是鉆遇塑性泥巖等不穩(wěn)定地層時，應(yīng)考慮該井段作業(yè)時間小于井眼的失穩(wěn)周期。

7）有利于保證固井質(zhì)量，實現(xiàn)對地層的有效封固，從而確保井筒完整性。

8）綜合考慮地質(zhì)復(fù)雜性與不確定性，預(yù)留套管設(shè)計層次。

9）在滿足安全、高效作業(yè)的前提下，減少套管層數(shù)。

10）考慮不同井眼尺寸的鉆井效率和套管材料消耗，結(jié)合套管的庫存情況和采辦策略，進行套管和井眼尺寸的優(yōu)選，從而縮短鉆井周期，降低鉆井成本。

2.2 大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流程

通過以上分析，大位移井鉆井存在長裸眼段井壁穩(wěn)定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲嚴重、井眼清潔難度大等問題，本文針對大位移井鉆井作業(yè)難點，根據(jù)大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原則，制定了大位移井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流程（圖1），在常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方法的基礎(chǔ)上，增加對井壁穩(wěn)定狀況、井眼清潔狀況、安全作業(yè)窗口、摩阻扭矩、管柱屈曲、井下鉆具組合起下狀況、套管下入難易程度、固井作業(yè)等影響大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計因素的綜合分析與評價[28]。

圖1 大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流程

綜合考慮三壓力曲線及地層復(fù)雜情況，確定必封點的位置，初步設(shè)計井身結(jié)構(gòu)，開展摩阻扭矩分析與鉆具屈曲評價，利用現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)反演計算大位移井在不同工況下的管柱摩擦系數(shù)，基于此進行各種鉆柱組合與配套工具在綜合惡劣工況下的屈曲和自鎖計算與模擬曲線分析研究，保證鉆具組合均在安全強度范圍內(nèi)。

開展套管下入評價，包括套管磨損預(yù)測與防磨工具安放位置優(yōu)化、各種管柱組合與配套工具在各種工況下的鉤載分析和屈曲模擬曲線分析，漂浮套管配套技術(shù)分析、套管減阻降扭工具的性能分析和下入位置模擬計算，從而優(yōu)選解決方案，保證套管安全下放到位。

開展井眼清潔分析評價，包括泵功率和循環(huán)系統(tǒng)能力及匹配分析、固控設(shè)備能力及工藝適應(yīng)性分析、井眼清潔工具選擇及ECD 預(yù)測曲線、巖屑床的預(yù)測與控制方案研究，最大程度保證井眼清潔。

開展水泥漿與固井作業(yè)評價，主要包括水泥漿性能、固井工藝與井眼安全作業(yè)窗口的適配性研究，避免壓漏地層，確保固井質(zhì)量。

進行井壁穩(wěn)定性評價，主要包括根據(jù)模擬井下溫度壓力條件的地層強度及鉆井液浸泡對地層強度影響的實驗研究預(yù)測裸眼暴露的安全時間，結(jié)合當前鉆井設(shè)備現(xiàn)狀、鉆井工藝技術(shù)水平及施工能力等因素，確認裸眼井段作業(yè)時間是否小于井眼的失穩(wěn)周期。最后基于評價結(jié)果實現(xiàn)大位移井井身結(jié)構(gòu)的確定，最大程度降低鉆井作業(yè)風險，提高作業(yè)效率。

3 應(yīng)用實例

以渤海油田某區(qū)塊大位移井為例，開發(fā)層位為明化鎮(zhèn)組，儲層泥巖易水化膨脹造成井壁失穩(wěn)，前期該區(qū)塊10口大位移井最大水垂比2.77，作業(yè)過程中遇阻、遇卡、起鉆憋壓憋扭矩等復(fù)雜情況頻發(fā)。本次設(shè)計井井眼軌跡數(shù)據(jù)見表1，由于造斜點淺（130 m）、穩(wěn)斜角高（81.1°）、穩(wěn)斜段長（2 443 m）且水垂比高（3.11），導(dǎo)致該井作業(yè)難度與風險較大。

表1 大位移井井眼軌跡設(shè)計數(shù)據(jù)表

利用Drillworks 軟件對已鉆井測井資料進行分析，結(jié)合孔隙壓力傳遞、水化膨脹應(yīng)力以及水化引起的泥頁巖力學(xué)參數(shù)變化、井眼軌跡等諸多因素，發(fā)現(xiàn)該井明化鎮(zhèn)組坍塌壓力系數(shù)為1.14～1.16，破裂壓力系數(shù)為1.70～1.80，安全密度窗口較寬，鉆井液密度設(shè)計為1.20 g/cm3時裸眼暴露安全作業(yè)周期為8 天（圖2）。初步設(shè)計井身結(jié)構(gòu)為一開Φ406.4 mm井眼鉆進至1 000 m（第一造斜段結(jié)束），下Φ339.7 mm 套管固井，二開Φ311.2 mm 井眼鉆進至著陸深度，下Φ244.5 mm 套管固井，三開Φ215.9 mm 井眼鉆進至完鉆井深。按圖1 所示流程對井身結(jié)構(gòu)進行分析。

圖2 鉆井液密度與安全鉆井周期關(guān)系曲線

1）通過反演該區(qū)塊摩擦系數(shù)發(fā)現(xiàn)，鉆進時套管內(nèi)摩擦系數(shù)為0.25、裸眼摩擦系數(shù)為0.30，下套管時套管內(nèi)摩擦系數(shù)為0.30、裸眼摩擦系數(shù)為0.45。Φ311.2 mm 井眼鉆進期間，通過優(yōu)化Φ139.7 mm 鉆具組合后滑動鉆進工況仍存在屈曲風險（圖3），鉆進扭矩較高（32.09 kN·m），雖然使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合可解決滑動鉆進屈曲問題，但是作業(yè)費用較高且風險較大。

圖3 Φ311.2 mm井眼優(yōu)化鉆具組合后鉆進鉤載圖

2）根據(jù)SY/T 6963—2013《大位移井鉆井設(shè)計指南》要求，水平位移小于5 000 m的普通級大位移井的巖屑濃度宜控制在8%以下，設(shè)計Φ311.2 mm井眼鉆井液密度為1.20 g/cm3且機械鉆速為30 m/h時，滿足Φ311.2 mm 井眼清潔最小排量是3.60 m3/min，對應(yīng)泵壓20.18 MPa，對應(yīng)ECD為1.334 g/cm3（圖4），低于地層破裂壓力。

圖4 Φ311.2 mm井眼當量循環(huán)密度曲線

3）Φ244.5 mm 套管采用磅級59.5 kg/m 規(guī)格可以滿足套管強度校核與套管磨損后的剩余強度要求，若采用常規(guī)下套管工藝，Φ244.5 mm套管下放懸重余量小于10 t，不滿足作業(yè)需求，若采用漂浮下套管，需漂浮1 800 m才能滿足下入要求，但是存在屈曲風險（圖5），因此需采用69.98 kg/m 規(guī)格套管、漂浮2 000 m才能滿足下入要求且無屈曲風險。

圖5 Φ244.5 mm套管漂浮1 800 m時下入摩阻分析

4）由于Φ311.2 mm井眼裸眼段長2 432 m，結(jié)合前期10口井鉆進速度與下套管速度，Φ311.2 mm井眼作業(yè)周期為12天，作業(yè)時間較長。

5）Φ244.5mm技術(shù)套管固井采用1.50 g/cm3水泥封固至800 m（Φ339.7 mm 套管鞋以上200 m），固井作業(yè)過程井底ECD為1.62 g/cm3。

綜上分析，雖然摩阻扭矩水力、下套管與固井均能滿足設(shè)計要求，但是作業(yè)風險較高，而且Φ311.2 mm井眼作業(yè)周期大于井眼失穩(wěn)周期，因此需對井身結(jié)構(gòu)進行調(diào)整，優(yōu)化各開次井眼下深和井眼尺寸。其中縮短一開Φ406.4 mm 井眼深度，鉆進至測井起始深度510 m 中完；縮短二開Φ311.2 mm裸眼深度至2 700 m，下Φ244.5 mm 套管固井；三開Φ215.9 mm 井眼鉆進至著陸深度，下Φ177.8 mm 尾管固井；四開Φ152.4 mm 井眼完鉆。然后根據(jù)圖1設(shè)計流程對調(diào)整后的井身結(jié)構(gòu)方案重新模擬計算，根據(jù)分析鉆進最大扭矩由32.09 kN·m 降至25.18 kN·m，滑動鉆進無屈曲風險，最大泵壓由20.18 MPa降至15.66 MPa，Φ244.5 mm套管無需漂浮就能滿足下放要求，Φ177.8 mm 尾管無需采用旋轉(zhuǎn)工藝也能滿足下放要求且固井作業(yè)井底ECD為1.46 g/cm3，降低了固井作業(yè)井漏風險并保證了儲層段上部固井質(zhì)量。該井通過分解作業(yè)風險，有效平衡了二開與三開的施工難度，目前該井已順利完成作業(yè)，實鉆軌跡創(chuàng)造了渤海油田大位移井水垂比3.22 的紀錄且作業(yè)時效提高至93.18%，其中Φ311.2 mm井眼鉆進與下套管作業(yè)周期6.3天，Φ215.9 mm井眼作業(yè)周期3.9天，均在井眼安全作業(yè)周期之內(nèi)。

3 結(jié)論

1）合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計是大位移井鉆井作業(yè)成功與提高作業(yè)效率的關(guān)鍵，井壁穩(wěn)定研究是大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的重要依據(jù)，而井壁坍塌周期預(yù)測是大位移井井壁穩(wěn)定研究的核心。

2）以安全鉆井作業(yè)為原則，結(jié)合大位移井鉆井技術(shù)難點，制定了大位移井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流程，設(shè)計過程綜合考慮造斜段、穩(wěn)斜段與延伸段遇到的影響因素并形成一體化的技術(shù)思考，研究成果在渤海油田大位移井設(shè)計中得到了成功應(yīng)用并創(chuàng)造了渤海油田大位移井水垂比3.22的紀錄。

3）大位移井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計需綜合考慮的影響因素較多且諸多因素互相牽制，目前大位移井不同井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方案優(yōu)選過程多以定性分析評價為主，難以精確把握各個影響因素之間的差別程度，后續(xù)應(yīng)構(gòu)建大位移井井身結(jié)構(gòu)方案評價模型，實現(xiàn)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方案的定量分析與優(yōu)選，從而為井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化提供科學(xué)依據(jù)與技術(shù)支撐。