長(zhǎng)寧頁巖氣小井眼鉆井技術(shù)可行性研究*

易 剛 張 恒 代 鋒 楊恒林 王 怡 付 利 王 元

(1.四川寶石花鑫盛油氣運(yùn)營(yíng)服務(wù)有限公司 2.中國(guó)石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司 3.油氣鉆完井技術(shù)國(guó)家工程研究中心 4.四川長(zhǎng)寧天然氣開發(fā)有限責(zé)任公司 5.南智(重慶)能源技術(shù)有限公司)

0 引 言

頁巖油氣資源的規(guī)模效益開發(fā)是我國(guó)能源安全的重要保障，創(chuàng)新頁巖氣開發(fā)模式和工藝方法是降低頁巖油氣開發(fā)成本的主要途徑。在開發(fā)模式方面，目前長(zhǎng)寧頁巖氣探索實(shí)踐了“日費(fèi)制”鉆井承包模式，完鉆井平均單井鉆井成本(標(biāo)準(zhǔn)井)下降16%，單位鉆井成本由5 487元/m降低至4 500元/m[1]，該模式已成為推動(dòng)長(zhǎng)寧頁巖氣降本增效的重要方法。其次，在鉆井工藝方面，針對(duì)長(zhǎng)寧頁巖油氣地質(zhì)和開發(fā)特征，借鑒國(guó)外先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)，開展小井眼鉆井技術(shù)研究與應(yīng)用將是進(jìn)一步降低鉆完井成本的有效途徑，對(duì)于頁巖油氣規(guī)模商業(yè)開發(fā)和提高我國(guó)鉆完井技術(shù)水平具有重要意義。

小井眼鉆井技術(shù)是頁巖油氣勘探開發(fā)過程中節(jié)約鉆井成本的關(guān)鍵措施之一，有效應(yīng)用小井眼技術(shù)可降低約30%的勘探開發(fā)成本[2]，而在邊遠(yuǎn)復(fù)雜地區(qū)，成本降低比例可超過50%。美國(guó)在Haynesville、Marcellus和Eagle Ford這3個(gè)區(qū)塊廣泛應(yīng)用小井眼技術(shù)[3-5]，通過縮小井身結(jié)構(gòu)尺寸，結(jié)合配套鉆井工具和工藝，實(shí)現(xiàn)了鉆井提速提效，節(jié)能減排優(yōu)勢(shì)明顯。此外，加拿大都沃內(nèi)頁巖氣、白樺地致密氣均采用小井眼鉆井技術(shù)[6]。目前，國(guó)內(nèi)各油田針對(duì)小井眼技術(shù)開展持續(xù)攻關(guān)，在鄂爾多斯神府區(qū)塊[7]、吐哈油田勝北區(qū)塊[8]、蘇里格南區(qū)塊[9]等應(yīng)用小井眼鉆完井技術(shù)均取得了明顯效果；但目前仍處于小規(guī)模試驗(yàn)階段，鉆井機(jī)械鉆速、水平段段長(zhǎng)和建井周期等關(guān)鍵指標(biāo)與國(guó)外成熟技術(shù)存在明顯差距。因此，為進(jìn)一步縮減與國(guó)外先進(jìn)技術(shù)差距，持續(xù)降低我國(guó)頁巖油氣開發(fā)成本，本文針對(duì)四川盆地長(zhǎng)寧頁巖氣田地質(zhì)工程特征，借鑒國(guó)內(nèi)外小井眼鉆井技術(shù)成果，深入分析了長(zhǎng)寧小井眼鉆完井技術(shù)實(shí)施難點(diǎn)，并充分考慮儲(chǔ)層改造和生產(chǎn)等后期措施，論證了長(zhǎng)寧頁巖氣田小井眼鉆井的技術(shù)及經(jīng)濟(jì)可行性。所得結(jié)果可為長(zhǎng)寧區(qū)塊小井眼鉆井提質(zhì)增效提供理論及技術(shù)指導(dǎo)。

1 國(guó)內(nèi)外小井眼技術(shù)現(xiàn)狀分析

1.1 國(guó)外小井眼鉆井技術(shù)概況

以美國(guó)、加拿大為代表的北美頁巖氣水平井小井眼鉆井技術(shù)較為成熟，其代表性區(qū)塊小井眼水平段主要參數(shù)如表1所示。其中，美國(guó)Haynesville油田水平段井眼直徑由215.9 mm縮小到171.5 mm，選用?114.3 mm鉆桿鉆進(jìn)，并通過提高井下儀器可靠性，優(yōu)選高效PDC鉆頭，降密度控壓鉆井，設(shè)計(jì)特殊套管螺紋等措施，形成小井眼鉆井配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)水平段鉆井平均機(jī)械鉆速提高300%，30%的井實(shí)現(xiàn)一趟鉆完井，單井鉆井周期縮短30 d以上，單井成本降低超25%。2018年，Marcellus油田水平段開始采用?158.8 mm鉆頭鉆井，?114.3 mm生產(chǎn)套管完井。該油田約有78%的井水平段長(zhǎng)度超過2 432 m，而井深超過4 256 m的井占比達(dá)18%，通過小井眼鉆完井技術(shù)，水平段的施工成本降低了69%。

表1 北美部分區(qū)塊小井眼鉆井水平段主要參數(shù)Table 1 Main parameters of slim hole horizontal wells in some blocks，North America

加拿大Duvernay區(qū)塊自2017年開始，三開采用?171.5 mm鉆頭鉆進(jìn)，生產(chǎn)套管采用?139.7 mm+?114.3 mm復(fù)合管柱，最高鉆頭轉(zhuǎn)速255 r/min，平均機(jī)械鉆速范圍為16～25 m/h。2018年起，Simonette氣區(qū)采用小井眼鉆井技術(shù)，平均水平段長(zhǎng)度超過3 000 m，平均鉆井周期降至26 d[10]。除頁巖氣區(qū)外，加拿大白樺地致密氣區(qū)同樣也采用小井眼技術(shù)降低鉆探成本。2015年前該區(qū)塊水平段井眼尺寸以?200.0 mm為主，2015年之后水平段井眼尺寸主要以?159.0 mm為主，平均機(jī)械鉆速提高了20%以上。2017年，白樺地致密氣區(qū)完鉆水平井14口，平均井深5 687 m，平均水平段長(zhǎng)度3 349 m，單井平均鉆井周期僅14.38 d。

1.2 國(guó)內(nèi)小井眼技術(shù)現(xiàn)狀

2013—2014年殼牌公司在富順-永川區(qū)塊采用小井眼技術(shù)完成10口井作業(yè)[11]，三開主要使用Smith公司的MDi513鉆頭和斯倫貝謝公司Archer導(dǎo)向工具鉆進(jìn)，?165.1 mm井段平均長(zhǎng)度1 999 m，鉆井周期18.90 d，平均機(jī)械鉆速7.6 m/h。2019年，中國(guó)海洋石油公司在鄂爾多斯盆地神府區(qū)塊開展了小井眼鉆完井技術(shù)的研究與應(yīng)用[3]，同樣使用?165.1 mm鉆頭鉆進(jìn)，采用?114.3 mm生產(chǎn)套管固井，共計(jì)試驗(yàn)4口井，通過鉆頭優(yōu)化設(shè)計(jì)、增強(qiáng)鉆井參數(shù)并配合提速工具等措施，平均單井鉆井周期僅13.97 d，最長(zhǎng)單趟進(jìn)尺2 128 m，并在該區(qū)塊首次實(shí)現(xiàn)“一趟鉆”。蘇里格致密氣區(qū)采用集成配套形成?152.4 mm小井眼優(yōu)快鉆井技術(shù)，水平段采用?114.3 mm生產(chǎn)套管進(jìn)行完井，2019年完鉆小井眼水平井56口，平均機(jī)械鉆速12.7 m/h，鉆井周期39.12 d，較2018年機(jī)械鉆速10.3 m/h提高了23.1%，鉆井周期縮短了23.7%。吐哈油田在勝北區(qū)塊致密氣藏勝北1101H井進(jìn)行試驗(yàn)，三開采用?165.0 mm鉆頭鉆進(jìn)，?127.0 mm套管固井。與鄰井相比，該井水平段長(zhǎng)度增加575 m，機(jī)械鉆速提高35.49%，鉆井周期縮短24.08%。

北美地區(qū)已通過應(yīng)用小井眼技術(shù)實(shí)現(xiàn)了頁巖氣水平井水平段更長(zhǎng)、機(jī)械鉆速更快、鉆井周期更短的目標(biāo)，進(jìn)一步降低了頁巖油氣鉆完井成本。國(guó)內(nèi)部分油田小井眼鉆井技術(shù)試驗(yàn)也取得了階段性成果，證明了研究小井眼鉆井配套技術(shù)的重要意義以及該技術(shù)在我國(guó)頁巖油氣規(guī)模化商業(yè)開發(fā)中的廣闊前景。

2 長(zhǎng)寧頁巖氣開發(fā)現(xiàn)狀及難點(diǎn)分析

四川盆地川南深層頁巖氣儲(chǔ)量大、分布廣，勘探開發(fā)前景廣闊。其中，長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)作為我國(guó)國(guó)家級(jí)頁巖氣開發(fā)示范區(qū)，區(qū)內(nèi)探明儲(chǔ)量超過1×1012m3，頁巖氣產(chǎn)量突破100×108m3，已成為我國(guó)主要的頁巖氣產(chǎn)區(qū)之一[12]。目前長(zhǎng)寧區(qū)塊通過水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)、系統(tǒng)優(yōu)化提速、一體化精準(zhǔn)導(dǎo)向、井下復(fù)雜防治等一系列關(guān)鍵技術(shù)實(shí)現(xiàn)了中深層水平井的提速提效，平均機(jī)械鉆速已由初期的4.3 m/h提高至13.1 m/h，平均鉆井周期同比縮短約40%。2020年鉆井平均水平段段長(zhǎng)超過1 700 m，但仍然存在以下難點(diǎn)[13-15]：

(1)川南地區(qū)歷經(jīng)多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，斷層、裂隙發(fā)育，地質(zhì)條件極為復(fù)雜，井漏風(fēng)險(xiǎn)高。2020年韓家店-石牛欄累計(jì)漏失鉆井液達(dá)1.29×104m3(其中油基鉆井液395.89 m3)，損失時(shí)間73.9 d，占三開損失時(shí)間的25.99%。

(2)水平段段長(zhǎng)、機(jī)械鉆速等關(guān)鍵指標(biāo)與北美先進(jìn)技術(shù)水平還存在明顯差距。長(zhǎng)寧區(qū)塊?215.9 mm水平井段機(jī)械鉆速與國(guó)外對(duì)比如圖1所示。2020年長(zhǎng)寧威遠(yuǎn)區(qū)塊平均水平段長(zhǎng)1 688 m，鉆井周期75.0 d，目前進(jìn)入提速瓶頸期。

圖1 長(zhǎng)寧區(qū)塊?215.9 mm水平井段機(jī)械鉆速與國(guó)外對(duì)比Fig.1 Comparison of ROP of ?215.9 mm horizontal section in Changning block and that in foreign oilfields

(3)地表環(huán)境差，物料組織、運(yùn)輸困難，且隨著環(huán)保要求的逐漸嚴(yán)格，鉆井廢屑處理等進(jìn)一步提高了鉆井作業(yè)成本。

為進(jìn)一步降低長(zhǎng)寧區(qū)塊頁巖氣鉆完井成本，挖掘降本提速空間，并節(jié)約物料成本，探索試驗(yàn)水平井小井眼鉆完井技術(shù)將有助于突破技術(shù)瓶頸，持續(xù)提高長(zhǎng)寧區(qū)塊頁巖氣勘探開發(fā)效益。

3 鉆完井關(guān)鍵技術(shù)研究

3.1 生產(chǎn)套管選型

3.1.1 壓裂作業(yè)時(shí)井口壓力分析

目前長(zhǎng)寧區(qū)塊水平段采用?215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)，?139.7 mm生產(chǎn)套管完井，若產(chǎn)層段采用小井眼技術(shù)鉆井[16]，完井可選用?127.0或?114.3 mm生產(chǎn)套管。本文以長(zhǎng)寧某平臺(tái)H(儲(chǔ)層垂深2 650 m，井深4 600 m)為例，計(jì)算了在壓裂排量16～18 m3/min，最小水平主應(yīng)力梯度0.023～0.030 MPa/m時(shí)，?114.3、?127.0和?139.7 mm生產(chǎn)套管的井口壓裂施工壓力，結(jié)果如圖2所示。圖2顯示，小尺寸套管在所計(jì)算排量條件下均滿足壓裂施工要求。

圖2 不同尺寸套管和壓裂排量時(shí)的井口壓力Fig.2 Wellhead pressure under different sizes of casing and fracturing displacement

3.1.2 生產(chǎn)壓力損失分析

為了解H平臺(tái)小井眼套管及油管生產(chǎn)過程中的沿程損耗，計(jì)算了氣液比為300、1 000、5 000及10 000條件下油套管壓力損失，油套管選型如表2所示，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。由計(jì)算結(jié)果可知：相比?139.7 mm套管，在低氣液比條件下，使用?114.3 mm套管(內(nèi)徑95.0 mm)生產(chǎn)時(shí)壓力損失增加0.77～1.59 MPa；使用?127.0mm套管(內(nèi)徑101.6 mm)生產(chǎn)時(shí)壓力損失增加0.34～0.77 MPa；而在高氣液比時(shí)，2種套管壓力損失變化均較小，整體對(duì)氣井前期生產(chǎn)影響較小。由油管沿程損耗對(duì)比可知，與?60.32 mm油管(內(nèi)徑50.67 mm)和?73.02 mm油管(內(nèi)徑62.00 mm)相比，在高氣液比時(shí)使用?50.80 mm油管(內(nèi)徑42.8 mm)生產(chǎn)時(shí)，壓力損失分別增加1.32～4.03 MPa、2.12～6.70 MPa，對(duì)氣井后期生產(chǎn)影響較大，可能造成生產(chǎn)困難。因此，在使用?114.3 mm套管完井時(shí)，優(yōu)選?60.32 mm油管；使用?127.0 mm套管完井時(shí)，優(yōu)選?60.32或?73.02 mm油管。

圖3 不同氣液比條件下生產(chǎn)壓力損失對(duì)比Fig.3 Comparison of production pressure loss under different gas-liquid ratios

表2 油套管選型結(jié)果 mmTable 2 Selection results of tubing and casing mm

3.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

由于H平臺(tái)鉆遇韓家店組-石牛欄組地層，該地層漏失情況復(fù)雜且多發(fā)，所以針對(duì)該層位漏失情況，設(shè)計(jì)2種小井眼完井方案，如表3所示。當(dāng)該層位井漏嚴(yán)重時(shí)，采用四開井身結(jié)構(gòu)，一開、二開采用常規(guī)尺寸，三開下尾管封堵韓家店組-石牛欄組漏失層位，四開采用小井眼實(shí)施儲(chǔ)層專打；當(dāng)該層位不發(fā)生漏失或漏失不嚴(yán)重時(shí)，采用三開的井身結(jié)構(gòu)，整體瘦身。

表3 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化結(jié)果Table 3 Optimization results of well profile

3.3 鉆頭選型

地層可鉆性是評(píng)價(jià)鉆遇巖石鉆進(jìn)難易程度的重要指標(biāo)，同時(shí)也是鉆頭選型的重要依據(jù)，其表達(dá)式為：

Kd=log2Td

(1)

式中：Kd為地層可鉆性級(jí)值；Td為鉆頭在巖樣中鉆進(jìn)一定進(jìn)尺所用時(shí)間，s。通過室內(nèi)微鉆孔試驗(yàn)獲得地層巖石的可鉆性級(jí)值[17]。

聲波時(shí)差可反映地層巖石強(qiáng)度、硬度和彈性，建立聲波時(shí)差與巖石可鉆性的關(guān)系模型，結(jié)果如圖4所示。通過對(duì)試驗(yàn)得到的可鉆性級(jí)值和巖心歸位后對(duì)應(yīng)的聲波時(shí)差進(jìn)行回歸擬合，建立利用測(cè)井曲線連續(xù)計(jì)算巖石可鉆性級(jí)值的模型，針對(duì)韓家店組、石牛欄組及龍馬溪組等地層實(shí)時(shí)分析地層巖石可鉆性和研磨性，從而指導(dǎo)個(gè)性化鉆頭的選型。

圖4 聲波時(shí)差與巖石抗壓強(qiáng)度和可鉆性擬合曲線Fig.4 Fitting curve of sonic differential time with rock compressive strength and drillability

通過巖石力學(xué)參數(shù)分析和可鉆性分析，優(yōu)選適用于長(zhǎng)寧區(qū)塊小井眼作業(yè)二開和三開的高效鉆頭。針對(duì)上部嘉陵江組-龍?zhí)督M可鉆性較好地層，優(yōu)選五刀翼、中拋物線冠部輪廓、?16 mm復(fù)合片中等布齒密度鉆頭，增強(qiáng)鉆頭攻擊性，最大程度提高機(jī)械鉆速。針對(duì)二開下部茅口組—韓家店組可鉆性差地層，推薦采用?16～?13 mm復(fù)合片、五或六刀翼、高耐磨結(jié)構(gòu)PDC鉆頭，適當(dāng)減弱攻擊性，增強(qiáng)鉆頭耐磨和抗振性能。對(duì)于三開韓家店組-石牛欄組深部硬地層，設(shè)計(jì)優(yōu)選?11～?13 mm復(fù)合片并配置有吃深控制結(jié)構(gòu)的PDC鉆頭，增強(qiáng)鉆頭穩(wěn)定性并保證鉆頭壽命。

3.4 鉆具組合設(shè)計(jì)優(yōu)選

針對(duì)長(zhǎng)寧H平臺(tái)開展鉆具組合優(yōu)化設(shè)計(jì)，一開、二開仍采用常規(guī)?127.0 mm鉆桿，設(shè)計(jì)二開鉆具組合為：?241.3 mm PDC鉆頭+?172.0 mm/165.0 mm螺桿+止回閥+?165.1 mm無磁鉆鋌+無磁懸掛+?165.1 mm鉆鋌×8根+?165.0 mm隨鉆震擊器+轉(zhuǎn)換接頭+?127.0 mm鉆桿。

三開井段通過對(duì)比目前?165.1 mm/?168.3 mm井眼鉆進(jìn)過程中配套鉆桿型號(hào)，結(jié)合水力參數(shù)分析、管柱受力分析和摩阻扭矩分析、接頭尺寸匹配等，對(duì)鉆桿尺寸進(jìn)行優(yōu)選評(píng)價(jià)。針對(duì)韓家店組-石牛欄組井段，為提高機(jī)械鉆速，選用雙扶螺桿鉆進(jìn)，鉆具組合設(shè)計(jì)為：?165.1 mm/168.3 mm PDC鉆頭+?127.0 mm雙扶螺桿+浮閥+?120.7 mm無磁鉆鋌+MWD短節(jié)+?127.0 mm堵漏接頭+?101.6 mm加重鉆桿×19根+?120.0 mm隨鉆震擊器+?101.6 mm加重鉆桿×8根+?127.0 mm鉆桿；龍馬溪組井段選用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)，鉆具組合為?165.1 mm/168.3 mm PDC鉆頭+?120.7/?127.0 mm導(dǎo)向工具+?127.0 mm無磁鉆鋌+?127.0 mm直螺桿+?101.6 mm加重鉆桿+浮閥+?101.6 mm加重鉆桿×2根+?120.0 mm震擊器+?127.0 mm堵漏接頭+?101.6 mm加重鉆桿×3根+?127.0 mm鉆桿。

3.5 鉆井參數(shù)優(yōu)化

鉆井參數(shù)優(yōu)化是保證鉆井安全和提高鉆井速度的重要手段，主要參數(shù)包括鉆壓、轉(zhuǎn)速和鉆井泵排量。在一定范圍內(nèi)，增加鉆壓有利于提高鉆井速度，但鉆壓過大會(huì)導(dǎo)致鉆柱發(fā)生屈曲，特別是對(duì)于小井眼用較小直徑的鉆桿，極易導(dǎo)致嚴(yán)重屈曲變形，影響鉆井安全[18-20]。造斜段-水平井段臨界屈曲載荷模型計(jì)算式為：

(2)

計(jì)算鉆桿在不同井深條件下的臨界屈曲載荷，從而得到不同鉆壓條件下的屈曲狀態(tài)，結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同屈曲狀態(tài)在不同井深處對(duì)應(yīng)的臨界鉆壓Fig.5 Critical WOB corresponding to different buckling states at different well depths

為避免鉆桿發(fā)生嚴(yán)重螺旋屈曲，二開井段優(yōu)選鉆壓范圍為100～150 kN，三開井段鉆壓范圍為80～100 kN。轉(zhuǎn)速對(duì)鉆具振動(dòng)、井眼清潔和機(jī)械鉆速均具有較大影響，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速過高會(huì)導(dǎo)致鉆具振動(dòng)劇烈，鉆頭磨損加?。划?dāng)頂驅(qū)轉(zhuǎn)速較小時(shí)，會(huì)導(dǎo)致機(jī)械鉆速降低，井眼清潔最小排量增加。二開井段以減輕井下振動(dòng)、提高鉆頭行程鉆速為目標(biāo)，并保證鉆頭具有足夠的破巖扭矩，優(yōu)選頂驅(qū)轉(zhuǎn)速65～110 r/min。三開井段考慮減輕井下振動(dòng)的同時(shí)還要提高井眼清潔效果，推薦轉(zhuǎn)速105～125 r/min。

由于小井眼井筒及鉆桿內(nèi)徑較小，壓力損耗相對(duì)常規(guī)井眼增加明顯[21]，所以需要對(duì)小井眼鉆進(jìn)過程中的水力參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)優(yōu)選。井眼清潔是水力參數(shù)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵指標(biāo)[22]，首先計(jì)算了小井眼鉆進(jìn)時(shí)的最小攜巖排量，即理論上保持井底無巖屑沉積的最小鉆井液排量。定義無量綱參數(shù)N，即可得到最小鉆井液排量：

(3)

(4)

式中：N為無量綱參數(shù)；rh為井眼半徑/套管內(nèi)半徑，m；rp為鉆桿內(nèi)半徑，m；n為鉆井液流性指數(shù)；b為參考系數(shù)，b= 1-0.33n；Qmin為最小允許循環(huán)排量，m3/min；ρ為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；k為鉆井液稠度系數(shù)。

根據(jù)最小排量計(jì)算結(jié)果，可計(jì)算鉆井循環(huán)壓耗ΔpL[23]：

ΔpL=(Kg+Kp+Kc)Q1.8

(5)

式中：Kg為地面管匯壓耗系數(shù)；Kp為鉆桿內(nèi)外壓耗系數(shù)；Kc為鉆鋌內(nèi)外壓耗系數(shù)；Q為鉆井液排量，L/s。

壓耗系數(shù)的表達(dá)式如下：

(6)

(7)

(8)

式中：μ為鉆井液塑性黏度，Pa·s；L1、L2、L3、L4和d1、d2、d3、d4分別為地面高壓管線、立管、水龍頭、頂驅(qū)的長(zhǎng)度和內(nèi)徑，長(zhǎng)度單位為m，內(nèi)徑單位為cm；Lp為鉆桿總長(zhǎng)度，m；Lc為鉆鋌長(zhǎng)度，m；dpi為鉆桿內(nèi)徑，cm；dh為井眼直徑，cm；dp為鉆桿外徑，cm；dci為鉆鋌內(nèi)徑，cm；B常數(shù)，內(nèi)平鉆桿取0.516 55，貫眼鉆桿取0.575 03。

計(jì)算得到長(zhǎng)寧H平臺(tái)二開和三開井眼清潔所需最小排量分別為17.5和9.2 L/s。計(jì)算不同排量下系統(tǒng)循環(huán)壓耗，并結(jié)合鉆井泵性能，針對(duì)二開和三開井段優(yōu)選泵排量和缸套直徑，結(jié)果如圖6所示。為實(shí)現(xiàn)強(qiáng)化水力參數(shù)要求，同時(shí)滿足螺桿等井下工具對(duì)排量的要求，在二開井段優(yōu)選泵排量為35～40 L/s，此時(shí)對(duì)應(yīng)的最大循環(huán)壓耗為28 MPa；在三開井段優(yōu)選泵排量為15.0～17.8 L/s，此時(shí)對(duì)應(yīng)的最大循環(huán)壓耗為40 MPa；鉆井泵缸套直徑均選擇額定排量與實(shí)際排量盡可能相近的120 mm缸套。

圖6 二開和三開井段泵排量?jī)?yōu)選Fig.6 Pump displacement optimization of the second and third spud in hole sections

3.6 下套管工藝優(yōu)選

小井眼套管環(huán)空間隙小，套管與井壁接觸力大，導(dǎo)致套管下入過程中受到較大的摩擦阻力，為保證小井眼套管下入的安全性，進(jìn)行套管下入技術(shù)優(yōu)選評(píng)價(jià)。套管下入過程中摩擦阻力計(jì)算模型為：

(9)

式中：Fa為軸向摩擦阻力，N；Ft為周向摩擦阻力，N；FN為管柱接觸力，N；va為管柱的軸向速度，m/s；vt為管柱的周向速度，m/s；f為井眼摩擦因數(shù)。

不同裸眼段摩擦因數(shù)條件下，常規(guī)套管下入工藝的套管極限下深距離計(jì)算結(jié)果如表4所示。由長(zhǎng)寧H平臺(tái)井深超過4 500 m可知，常規(guī)下套管工藝不能滿足要求，需要進(jìn)一步開展旋轉(zhuǎn)下套管、漂浮下套管等特殊套管下入工藝的套管下入能力分析。

表4 常規(guī)下套管技術(shù)套管下入極限Table 4 Limiting depth for running casing in conventional casing technologies

假設(shè)上部開次套管段摩擦因數(shù)為0.20，裸眼段摩擦因數(shù)為0.35，不同套管下入工藝最大鉤載和最大扭矩計(jì)算結(jié)果如表5所示?？紤]?139.7 mm(壁厚12.7 mm)套管上扣安全扭矩為8 240 N·m，因此優(yōu)選漂浮下套管工藝。同樣以長(zhǎng)寧H平臺(tái)井為例，井深4 600 m，水平段長(zhǎng)1 500 m，生產(chǎn)套管漂浮下入時(shí)計(jì)算的最小漂浮長(zhǎng)度為1 200 m。

表5 不同套管下入工藝大鉤載荷及旋轉(zhuǎn)扭矩Table 5 Hook load and rotary torque in different casing running technologies

4 經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

采用小井眼技術(shù)可節(jié)約鉆頭、井筒工作液、管材等材料費(fèi)用，并縮短鉆井周期，但還需要考慮采用小尺寸旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、漂浮套管下入工藝、鉆具倒換等導(dǎo)致的成本增加[1，24]。按照小井眼鉆井預(yù)計(jì)節(jié)約11 d周期計(jì)算，全井筒瘦身可節(jié)約材料費(fèi)用9.82%，節(jié)約巖屑處理、壓裂改造等費(fèi)用6.46%，增加?215.9 mm井段小尺寸旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、下套管工藝費(fèi)用4.66%，合計(jì)可節(jié)約成本11.62%；若只在?215.9 mm井段瘦身可節(jié)約材料費(fèi)用8.55%，節(jié)約巖屑處理、壓裂改造等費(fèi)用3.93%，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具和下套管工藝產(chǎn)生的費(fèi)用與全井筒瘦身增加比例相同，合計(jì)可節(jié)約成本7.82%。

5 結(jié)論與建議

(1)北美頁巖氣水平井小井眼鉆井技術(shù)已發(fā)展較為成熟，國(guó)內(nèi)部分油田也試驗(yàn)了小井眼技術(shù)并取得顯著效果。實(shí)踐表明，小井眼技術(shù)有利于提高鉆井速度，并節(jié)約鉆完井物料和經(jīng)濟(jì)成本，是進(jìn)一步促進(jìn)頁巖油氣效益開發(fā)的有效手段。

(2)針對(duì)長(zhǎng)寧區(qū)塊H平臺(tái)開展小井眼鉆完井技術(shù)研究，通過生產(chǎn)壓力分析、鉆井參數(shù)和水力參數(shù)優(yōu)選、套管下入方式分析等，確定該平臺(tái)對(duì)小井眼技術(shù)具有較好的適應(yīng)性，應(yīng)用小井眼技術(shù)可實(shí)現(xiàn)水平段專打?qū)⒔鉀Q同一井段多壓力系統(tǒng)優(yōu)快鉆井難題，且可縮短鉆井周期，節(jié)約經(jīng)濟(jì)成本。成本分析結(jié)果表明，全井筒瘦身大約可節(jié)約成本11.62%；若只在?215.9 mm井段瘦身，可節(jié)約成本7.82%左右。

(3)目前國(guó)內(nèi)小井眼鉆井技術(shù)相對(duì)北美Haynesville等油田應(yīng)用規(guī)模較小，配套鉆完井理論及技術(shù)存在較大提升空間。建議針對(duì)我國(guó)頁巖油氣小井眼開發(fā)技術(shù)進(jìn)一步開展研究，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，完善相關(guān)配套理論，為我國(guó)頁巖油氣規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒。