延长中生界页岩气水平井井身结构设计方法研究

2016-09-15张文哲迟立宾梁小兵

西部探矿工程 2016年1期

关键词：井身水平井页岩

武　骞，张文哲，迟立宾，梁小兵，孙　晓，万　鑫

（陕西延长石油<集团>有限责任公司研究院，陕西西安710065）

延长中生界页岩气水平井井身结构设计方法研究

武骞*，张文哲，迟立宾，梁小兵，孙晓，万鑫

（陕西延长石油<集团>有限责任公司研究院，陕西西安710065）

本研究基于对陕西延长石油集团页岩气国家示范基地中生界页岩储层构造特征和地质特点的认识，结合勘探开发具体任务，经过技术攻关和现场试验，探索形成了适合延长中生界长7页岩气开发的井身结构。井身结构由构造特点、地质情况和工程因素共同决定。页岩气水平井井身结构的选择，不仅影响着钻井施工的顺利进行，也影响着完井工艺的选择以及气井最终的产气量。本研究根据页岩储层地质特点、气藏埋深、体积压裂要求以及生产管柱尺寸约束等条件，确定了“三开”的井身结构，并通过自下而上与自上而下两种计算方法，并结合具体的地质必封点与工程必封点，确定了各层次套管的下深，并给出了适合延长中生界长7页岩储层的水平井井身结构。

中生界页岩气；井身结构；必封点；体积压裂

1　延长页岩气区的构造概况及地质特点

国家页岩气示范基地位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部，气田区域背景为一东高西低的单斜构造，区内构造圈闭和断层不发育，局部发育小型鼻状隆起［1］。根据邻井地层揭露情况，该区地层自上而下依次为新生界第四系，中生界白垩系洛河组，侏罗系中统安定组、直罗组，下统延安组、富县组，三叠系上统延长组，其中延长组长7储层为中生界主力页岩气藏［2］。

2　水平井开发延长中生界页岩气的优势

根据延长中生界页岩气的构造概况及地质特点，采用水平井开发具有如下优势：

（1）鉴于陕北特殊的地理地貌，采用水平井开发能够有效降低修路、推井场等前期费用，从而有效降低投资，提高投入产出比；

（2）延长中生界页岩气属于陆相页岩气储层，单井产能低，勘探开发成本高，水平井能够大幅度提高单井控制储量和气井产能，使更大面积的井筒与储层裂缝接触和沟通，从而获得更大的储层泄流面积、天然气产量和投入产出比；

（3）延长中生界页岩气采取“水平井+分段压裂”的方式进行开发，水平段延伸方位垂直于地层最大主应力方向，能保证裂缝沿着地层最大应力方向进行展布［3］；

（4）采用水平井开发页岩气，可以减少井场数量及地面建设的费用，减轻对陕北脆弱的生态环境造成的压力。

3　影响井身结构设计的因素分析

影响页岩气水平井井身优化设计的因素包括：地质因素、地层压力系统和钻井施工过程中的各种工程因素。

3.1地质因素

页岩储层的埋藏条件和地质特征是与钻井施工相对应的基本矛盾，是影响井身结构设计的最基本的因素。延长页岩气水平井钻井周期长，钻井液对长裸眼井段浸泡时间长，上部井段坍塌、漏失和易出水的矛盾比较突出，下部煤层、泥页岩、盐岩引起的复杂情况也经常暴露。选择合适的井身结构，在一定程度上能够减少钻井过程中的井下复杂情况，从而有利于优质、快速、高效地钻井。

3.1.1上部地层

延长中生界页岩气上部地层包括第四系、洛河组、安定组、直罗组、延安组、富县组、延长组等。对于井身结构设计来讲，存在的主要风险因素包括：（1）第四系黄土层松软，地层胶结性差，钻进中易发生裂缝性漏失从而导致地层垮塌、井架倾斜等各种钻井事故；（2）根据现场岩屑录井发现，直罗组、富县组在钻井过程中容易发生井壁坍塌，而且井壁在钻井液中浸泡时间越长坍塌现象也越严重；（3）延安组含有多套煤层，钻井过程中易垮塌形成大肚子；（4）延安组属于边底水油藏，底部含水较多，并且承压能力低，钻井和固井中易发生井漏，并且经常影响固井质量；（5）延长组上部也同属于低破裂压力带，承压能力低易发生井漏。

3.1.2目的层段

本研究以中生界三叠系上统延长组长7层为研究对象。长7层页岩储层主要地质特点包括：（1）长7页岩储层微裂缝发育，地层承压能力低，钻井过程中易发生漏失并对气藏造成伤害；（2）长7页岩地层长水平段（1000m以上）钻井中易发生井塌等问题，从而造成卡钻、埋钻具等工程事故；（3）长7页岩层段容易吸水膨胀，从而导致井眼缩径，产生卡钻。

3.2地层压力

在页岩气钻井中，地层压力是确定钻井液密度窗口和设计井身结构的依据，关系到能否安全、优质、快速的进行钻井作业。因此，准确地确定地层压力是合理设计井身结构的前提。

按照我国SY/T6168-1995石油行业标准，根据页岩气区块已完钻井的压力统计结果（表1）：延长页岩区大部分气井属于低压气井，只有少数几口属于常压气井，没有高压和异常高压气藏。因此，井身结构重点要考虑的是钻井液漏失而不是井涌和井喷。

3.3工程因素

钻井施工过程中的各项工程参数包括：钻机负荷、井身结构、钻具强度、钻井液类型、钻井液密度、钻压、摩阻、扭矩、抽吸压力和激动压力系数、地层破裂压力安全系数、井涌系数、压差卡钻的临界值等。由于上述各项系数随着井深的变化而变化，因而在钻井工程中，应采用随井深变化的数值。

4　井身结构优化设计

4.1井身结构优化设计的要求

对延长中生界长7页岩气的水平井井身结构有以下要求：（1）有利于发现和保护气藏，能有效防止溢流和井喷；（2）能有效的在长裸眼井段内处理井塌、井漏、遇阻、遇卡等井下复杂情况，能为后期套管腐蚀修复留有余地；（3）选择合适的井身剖面，通过计算使全井段的钻柱力学参数最大程度优化，摩阻和扭矩最小；（4）表层套管下深不少于300m，并进入基岩至少50m，建立井口，安装防喷器；（5）造斜点应该选择在可钻性较好并且岩性相对稳定的延长组中下部，如果是水平井井组的方式进行开发，那么各个井的造斜点要相互错开，并做好防碰扫描工作；（6）靶前距、增斜率和井斜角的选择既要满足地质要求也要应满足工程要求，水平段长度应接近最优段长；（7）充分考虑页岩气水平井增产方式、体积压裂要求以及生产工艺对井眼尺寸和井身结构的限制和约束。

表1　页岩气区块已完钻井的压力统计

4.2地质必封点与工程必封点的确定

要保证钻井施工的顺利，首先需要确定必封点的位置，然后进行封隔。必封点包括地质必封点和工程必封点，地质必封点包括易坍塌的页岩层、塑性泥岩层、盐岩层、岩膏层、裂缝性溶洞、破裂带地层等。因此，在进行井身结构优化设计时根据具体地层情况，确定地质必封点的位置，再结合传统的工程设计方法确定表层套管、技术套管、生产套管的尺寸和下深，从而确定具体的井身结构。下面根据延长页岩气区的地质状况确定长7页岩气井的地质必封点：

（1）第一必封点：延长页岩气区表层往往覆盖着黄土，黄土层在钻井施工过程中经常发生跑浆现象，因此表层套管首先必须封固第四系黄土层；（2）第二必封点：洛河组容易发生漏失，洛河组漏失会导致陕北地下水源和饮用水的污染，因此表层套管其次必须封固洛河组；（3）第三必封点：延安组底部存在底水容易发生井漏，且长4+5的底部承压能力低，易漏失，同时二开钻进与三开钻进也存在钻井液转换的问题，而三开钻井液体系通常适合目的层钻进，因此技术套管应封固长7目的层段以上的地层，并进入页岩层5～10m；（4）第四必封点：中生界长7页岩气水平井一般采用体积压裂的方式进行投产，生产套管必须下入人工井底，并进行全井段固井。

下面，我们将应用自下而上和自上而下的方法并结合已经确定的各个必封点对套管下深进行确定。

4.3套管下深的确定

根据压裂工艺的选择以及投产管柱尺寸的约束可以确定井眼尺寸和套管层次。传统的井身结构设计主要有自下而上、自上而下2种方法来逐层确定每层套管的下入深度。

自下而上的井身结构设计方法是自下而上逐层确定每层套管的下入深度，保证套管下入深度最浅、费用最低，套管下深的合理性取决于对下部地层压力大小的判断和特性的了解；而在自上而下的井身结构设计方法中，套管下深根据上部已钻地层资料确定，不受下部地层影响，有利于遵循地层特点实现井身结构的动态设计。每层套管下入深度最深，从而为后续钻进留有足够的套管强度余量，有利于保证顺利钻达目的层。

4.3.1自下而上的井身结构设计方法

自下而上井身结构设计方法遵循的基本原则是：在有效保护气层的前提下最大限度地保证裸眼井段的安全钻进，避免钻进过程中发生漏、喷、塌、卡等事故，确保安全、顺利钻达目的层。设计的基本依据是了解所钻地区的地层特性剖面、地层孔隙压力剖面、地层破裂压力剖面、井身结构设计系数以及钻井资料等。设计的步骤是由内向外，自下而上，逐层进行，从而使各层套管功效最大化。具体方法和步骤如下：

（1）利用压力剖面图上最大地层压力梯度求中间套管下入深度假设点D21（预计要发生井涌时采用）：

上式中的D21可用试算法求得，试取D21的值代入上式中，若计算值ρf与实际值相差不大或略小于实际值，则D21即为中间套管下入深度的假定点，否则另取D21值进行计算，直到满足要求为止。

（2）验证中间套管下入深度是否有卡钻危险［4］：

其中：

若Δp≤Δpn，则假设中间套管下入深度即为实际中间套管下入深度；

Δp≥Δpn则中间套管下入假设点有卡钻危险；

（4）校核钻井尾管下到假定深度D31处是否会产生压差卡套管，具体校核方法与步骤（2）相同。

（5）计算表层套管下入深度D1：根据中间套管鞋处（D2）的地层压力梯度，给定井涌条件Sk，用试算法计算表层套管下入深度。每次给定D1，并代入下式计算。

在压力剖面图上找出ρpper值，该值对应的深度即为中间套管的下入深度D2；

（3）计算钻井尾管的下入深度的假定点：若出现压差卡钻，按上式重新计算中间套管下深后，还需要解决D21到D2间的钻井安全问题。往往需要多下一层套管或尾管，并需要确定尾管的下入深度。

试算结果中，若ρfE接近或小于D2处的破裂压力梯度时即符合设计要求，该深度即为表层套管的下入深度。

4.3.2自上而下的井身结构设计方法

该方法自上而下逐层确定每层套管的下入深度。其步骤是：

（1）首先根据当地地层资料并参考传统设计方法的结果，确定出表层套管的下入深度Hb。从表层套管下深Hb开始，根据裸眼井段须满足的约束条件，向下确定出安全裸眼井段的长度La1，从而确定出第一层技术套管应下入的深度Hj1=Hb+La1。

（2）然后，再从第一层技术套管应下入的深度Hj1开始，按照同样的方法确定出Hj1下部的安全裸眼井段的长度La2，从而确定出第二层技术套管的应下入深度Hj2=Hj1+La2。

（3）依此类推，一直到目的层位，逐层确定出每层套管的下入深度。

自上而下设计方法的基本依据除了所钻地区的地层特性剖面、地层孔隙压力剖面、地层破裂压力剖面、地区井身结构设计系数以及已钻井的资料外，还考虑了井壁坍塌压力对井身结构设计的影响。

（1）裸眼井段钻井液密度必须满足的约束条件：

防喷、防漏∶ρmax=max｛｝（ρmax+Sb+ΔP），ρcmax

防卡∶（ρmax-ρpi）×Hi×0.0098≤ΔP

防漏∶ρmax+sf+sk+Hpmax/Hi≤ρfi

关井时防漏∶ρmax+sg+sf≤ρfi

（2）井内液柱压力体系：

静止状态：井底压力=环空静液柱压力；

正常循环：井底压力=环空静液柱压力+环空循环压耗；

用旋转防喷器循环：井底压力=环空静液柱压力+环空循环压耗+旋转防喷器的回压；

循环出气涌：井底压力=环空静液柱压力+环空循环压耗+阻流器（套管压力）［6］。

（3）最大钻井液密度：最大钻井液密度和钻进井段中的最大地层压力有关，应能保证在起钻时不致产生井涌：

（4）井内最大压力梯度ρb：正常作业情况应考虑激动压力：

发生井涌压井应考虑井涌允值：

（5）各层套管下入深度：

①据正常钻进时避免套管鞋漏失，求出套管预选下深H1；

②据井涌压井不压漏地层，求出套管预选下深H2（主要对浅层套管）；

③据避免压差卡套管求出套管预选下深H3；

④必封点深度H4。

各层套管下深由上面4项数值最小者决定，具体计算参照下面算法进行［5］。

根据井身结构设计方法并结合具体必封点可以确定各层次套管的下深。下面结合现场压裂方式以及生产管柱尺寸约束确定套管的层次及尺寸。

4.4井身结构的选择

页岩气井要获得可观的产能必须采用大型的体积压裂［7］，为了满足大排量施工的顺利以及生产管柱的下入，要求三开套管必须在Ø139.7mm以上，这也就决定了二开应采用Ø311.2mm的钻头并下入244.5mm的套管、一开采用Ø444.5mm的钻头并下入Ø339.7mm的套管。最终决定了长7页岩气水平井三开的井身结构为：

三开采用Ø215.9mm的钻头×Ø139.7mm的套管，套管封闭全部井段，固井水泥浆返至地面；

二开采用Ø311.2mm的钻头×Ø244.5mm的中间