渤海油田探井井身结构优化可行性研究

耿立军蔡金亮王晓鹏马立(.中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459；.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300459)

渤海油田探井井身结构优化可行性研究

耿立军1蔡金亮1王晓鹏1马立2(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300459)

在国际油价持续低位徘徊的大环境下，钻井成本控制也越来越严格。本文着眼于小井眼钻井技术，从井壁稳定性、固井质量、钻井工艺、套管校核、水力参数、摩阻扭矩等方面，分别论证渤海地区优化后的小井眼井代替常规经验井身结构的可行性。得出了小井眼井更有利于井壁稳定和提高机械钻速；满足固井质量要求；钻具组合及配套工具无需特别定制；水力参数设计满足要求；具有更小的摩阻扭矩值等结论。通过与常规井身结构井的对比分析，优化后的小井眼井极大降低了作业成本，可以在渤海地区逐步推广应用。

小井眼;探井;井身结构优化;降本增效

Abstract:In the general circumstances of international oil price which remains lows,the control of drilling cost is more and more strict. This article focuses on the technology of the slim hole drilling,From the wellbore stability,cementing quality,drilling process,casing check,the hydraulic parameters,friction torque and so on,All of them prove respectively that feasibility of that optimization of slim hole which which conventional experience well structure in Bohai area.In conclusion; Slim hole is more conducive to the stability of the borehole wall and improve the drilling speed,meet the requirements of cementing quality,drilling tools and supporting tools are not required to be customized; meet the requirements of the design of hydraulic parameters and smaller friction torque.By comparing with the conventional well structure,the optimized slim hole can greatly reduce the cost of operation,and can be widely popularize apply in Bohai area.

Keyword:Slim hole; Exploration well; Well structure optimization; lowering cost and improving ef fi ciency

0 引言

科学、安全的钻井和经济有效的开采是井身结构设计的重要前提，合理的井身结构设计可以很大程度上避免钻完井过程中发生复杂事故，保证作业安全快速的进行，从而缩短施工工期，降低工程作业成本。目前渤海采用的常用井身结构为：一、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8“套管)*12-1/4”井眼(9-5/8”套管)；二、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8”套管)*12-1/4”井眼(9-5/8”套管)*8-1/2”井眼(7”套管)；三、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8“套管)*8-1/2”井眼(7”套管)；此结构严格遵从API标准，较为成熟，也是目前国内应用最为广泛的井身结构。

在国际油价持续低位徘徊的大环境下，钻完井成本控制也越来越严格，小井眼井具有高钻速、低成本的优点，可以在一定程度上满足低成本施工的目的。据国外实验数据统计，小井眼钻井作业费用只占常规井眼作业费用的60%-70%，在探井和边缘地区，甚至可以达到正常费用的30%-50%[1-2]。与此同时，小井眼消耗的材料也较少，降低了对环境污染[3]。小井眼钻井技术具有常规钻井技术的特点，却因其较小的井眼尺寸而降低了施工成本，可以满足渤海大部分探井钻井施工。优化后的小井眼井身结构为：表层12-1/4”(10-3/4”套管)*9-1/2”井眼(7-5/8”套管)。本文主要从井壁稳定性、固井质量、钻井工艺、套管校核、水力参数、摩阻扭矩以及经济性等方面对渤海地区小井眼技术的可行性进行分析。

1 钻井可行性分析

1.1 井壁稳定性

钻井井壁稳定问题在全世界石油钻井工程中广泛存在[4-5]，缩小后的井眼井壁较原始尺寸井眼井壁稳定性方面是否有优势，需要对地层破裂压力和坍塌压力与井眼尺寸之间的关系做相关分析。

根据Mohr-Coulomb强度准则，由于破坏面上的内聚力和法向力产生的内摩擦力变化，岩石发生失稳，当井壁岩体上径向和切向应力差达到某一数值，发生剪切破坏，井眼坍塌[6]，此时对应的钻井液密度为地层坍塌压力下的钻井液密度。相关公式为：

根据地层坍塌压力对应的钻井液当量密度关系(如图1)所示，井眼尺寸越小，坍塌压力越小而破裂压力越大，安全泥浆密度窗口宽，有利于维持井壁稳定。但坍塌压力变化幅度与井眼尺寸变化不成正比，井眼越大，变化幅度越小。井眼尺寸由12-1/4”减小为9-1/2”，有利于保持井壁稳定性，有利于提高机械钻速。

图1 井眼尺寸与地层坍塌压力当量密度关系

1.2 固井质量

注水泥施工环节是固井工程中的关键环节，注水泥施工的成败直接影响着油气井的生命周期[7]。优化后的小井眼井，由于其较小的环形空间，套管不易居中，同时存在着较大的环空压力和施工泵压，顶替效率不高，容易压漏地层等一系列问题，其固井施工难度较大，固井质量较常规井眼井不容易控制[8-9]。

表1 井身结构及套管程序设计表

从表1可以看出，小井眼对应的套管环空间隙最小为3/4”，根据《海洋钻井手册》固井质量要求：套管与井眼环空间隙一般应大于 19mm，满足条件。

1.3 钻井工艺

渤海常用的钻具组合，表层12-1/4”井眼为常规钻具，二开9-1/2” 井眼钻具与8-1/2 ″井眼基本相同，只需调整扶正器尺寸。套管头及套管附件，10-3/4”和7-5/8”套管为API标准套管，附件符合《SY/T5394-2004 固井水泥头及常规固井胶塞》。陆地油田已广泛应用，套管头、套管钳、吊卡水泥头、胶塞、扶正器等能从市场上直接购得。测井所用的测井工具最大外径3-1/2”，可满足12-1/4”至9-1/2”井眼。

表2 9-1/2”井眼钻具组合表

1.4 套管校核

套管强度包括抗内压强度、抗外挤强度和抗拉强度，这3个强度指标是套管最主要机械性能指标。套管的抗内压强度由内屈服压力公式计算，如式(2)。式中0.875是考虑套管壁厚不均而引入的系数，即允许套管的最小壁厚比API标准的名义壁厚有±12.5%的误差。套管抗拉强度即轴向强度是横截面积(由名义尺寸计算)和屈服强度的乘积，可由管体材料的屈服强度公式(3)确定。根据套管不同外径与壁厚比值D/t和屈服强度，API将套管的抗外挤强度计算分为屈服强度挤毁、塑性挤毁、塑弹性挤毁和弹性挤毁四种，这四种情况的应用范围取决于D/t的比值。

优化后的井身结构套管规格选用为10-3/4”(45.5lb/ft)、7-5/8”(26.4 lb/ft)；套管试压20MPa；固井碰压20MPa；井口注入压力30 MPa；表层钻井液密度1.08g/cm3；二开钻井液密度1.15 g/cm3；气侵时全井掏空；钻井时半掏空；套管下放速度0.5m/s；套管过提50吨。校核结果(如表3)：

从表3可以看出10-3/4”套管磅级应选用45.5lb/ft，7-5/8”套管磅级应选用26.4 lb/ft，以满足套管强度要求。

1.5 水力参数

水力参数设计中最大钻头水功率或最大冲击力的工作方式效果较好，广泛应用于中石油和中石化等陆上油田。其特点是每种工作方式都需要对钻井液流过的各个地方进行摩阻计算。小井眼较常规井身结构最大的不同就是其循环摩阻增大。小井眼井钻柱内钻井液流动方式一般为紊流，其环空有可能是层流也有可能是紊流。常规井水力参数优化一般把循环摩阻和排量规为简单的指数关系，因此忽略了环空流动紊流时的影响，在小井眼井水力参数计算时，必须考虑周全，对常规水力参数设计进行改进和优化，以满足工作要求。

本文所论述的小井眼是在原有的17-1/2”和12-1/4”井眼基础上缩小至12-1/4”和9-1/2”，水力参数设计属于按常规设计就可满足要求。

1.6 摩阻扭矩分析

目前分析钻柱扭矩和摩阻的数学模型有软钻柱和硬钻柱模型。软钻柱模型是基于Dawson的柔索模型。在这个模型里，把管柱考虑为没有刚性可延伸的柔索。假定摩阻与运动方向相反。可确定钻柱弯曲变形的受力，显示弯曲的类型(正弦、螺旋等)。硬钻柱模型考虑了管柱的刚性。以上两种模型能用来分析钻柱、套管柱和尾管。采用Landmark钻井软件设计中的Wellplan模块进行钻进工况摩阻扭矩分析，得出如下结果：

从表5可以看出，12-1/4”井眼最大悬重出现在上提阶段，最大上提拉力值为118.58t，最大扭矩在倒滑眼阶段，最大扭矩为21.27 kN·m。9-1/2”井眼最大悬重出现在上提阶段，最大上提拉力值为114.59t，最大扭矩在倒滑眼阶段，最大扭矩为19.35 kN·m。优化后的井身结构较原常规井眼尺寸小，其摩阻扭矩值都普遍偏小，满足条件要求。

2 小井眼井与常规井作业对比

10井为渤海地区一口采用小井眼钻井技术作业的实验井，其井身结构为一开30”井眼钻进至115.50m，下24”隔水导管；二开12-1/4”井眼钻进至510m中完，下10-3/4”表层套管；三开9-1/2”井眼钻进至完钻井深1725m，电测作业结束后弃井。为方便对比，引入9井。10井与9井均为三开式井身结构，主要区别在于二开和三开井身结构的优化。两口井在相同区块，岩性相近，井深相当，钻头选型、钻具组合、钻井液性能，钻井作业程序、钻井船作业能力都具有较强的可比性，即比对条件相当，排除天气等外在因素的干扰，对比结果较为科学合理。

2.1 提速效果分析

通过井身结构优化，10井小井眼钻速明显高于9井如图(2)。

表3 套管强度校核表

表4 两种井眼尺寸水力参数计算

表5 钻进摩阻扭矩计算结果

图2 10井与9井平均机械钻速对比图

通过对比分析两口井的平均机械钻速，可以发现，二开进尺390m左右，12-1/4”井眼平均机械钻速105.2m/h，比16”井眼提高了236%； 10井9-1/2”井眼平均机械钻速46.7m/h，与9井12-1/4”井眼相比，提速效果明显；通过井眼尺寸优化，10井整井平均机械钻速比9井提高30.7%。

2.2 经济效益评价

通过对比9井，发现10井无论是钻井器材、散料、燃油、钻井液费用、固井费用等方面均有相应的结余，包括钻井船、供应船等费用，节约钻井费用及材料费用共计314.62万元，极大的降低了钻井作业成本，提高了作业效率。

3 总结与建议

(1)优化后小井眼井的井眼尺寸越小，井壁越稳定，机械钻速越高。套管与井眼环空间隙大于19mm，满足固井条件。钻具组合及配套工具无需特别定制。水力参数设计属于按常规设计就可满足要求。通过对套管强度校核选取合适磅级的管材。同时优化后的井身结构具有较小的拉力和扭矩，有效降低了钻机负荷，节约钻井费用。

(2)通过井身结构优化设计及实施，10井与9井相比，小井眼机械钻速明显高于常规井眼，大大提高了作业效率，获得了良好的经济效益。

(3)优化后井身结构可有效降低钻机负荷同时节约钻井费用，所需的钻井材料均为标准材料，可直接从市场购得(套管、套管附件、套管头、钻头等)，7-5/8”套管内测试工具需特殊设计，后期可侧钻6-3/4”井眼。

(4)井身结构优化为一项系统工程，需地质油藏、钻完井、采油生产各专业取得统一认识，甲乙方共同推动(下套管、完井、测试、打捞、套铣工具等)，建议待方案论证成熟后，在探井先进行尝试，逐步推广。后续针对不同区块对各层次套管下深进行梳理，得出各区块标准井身结构，减少复杂情况。

表6 对比 9井10井节约费用统计

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Feasibility study on the optimization of wellbore structure in exploratory wells in Bohai Oilfield

Geng lijun1Cai jinliang1Wang xiaopeng1Ma li2
(1 CNOOC Engineering Co.,Ltd.Tianjin,Tianjin 300459;2 CNOOC Enter Teach-Drilling And Production Co.,Tianjin 300459)