浅层热采水平井最大井眼造斜率优化方法

2020-07-21张彬奇张羽臣赵文英于汝丰姜兆阳

中国石油大学胜利学院学报 2020年2期

许杰,林海,张彬奇,张羽臣,陈阳,赵文英,于汝丰,姜兆阳,胡楠

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300459;2.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257000;3.中石化胜利油田分公司现河采油厂,山东东营257000;4.中石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司,山东东营257000)

浅层稠油储层埋藏深度浅,油藏温度低,常温条件下原油黏度极高,开采难度大,为增加地下原油流动能力,目前国内外普遍采用蒸汽吞吐热采的方式开采。国内外众多浅层稠油油藏的开采实践证实,浅层稠油水平井作为开发浅层油气资源的重要开采方式,可有效增大储层钻遇面积,提高蒸汽热驱范围,大幅度提升单井采收率,获得显著的综合经济效益[1-2],如加拿大Alberta油田[3]和委内瑞拉奥里诺科重油带[4-5],利用水平井配合蒸汽驱重力热采浅层高黏稠油,已取得显著的开采效果。对于浅层稠油储层,因为需要采用蒸汽吞吐开发方式,所以需要下入大尺寸套管完井,这就使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题,如大曲率井眼套管下入摩阻高、管柱下入困难、大尺寸井眼松软地层造斜率无法准确预测等。目前,在有限深度条件下顺利实现完井的难度较高,尤其在造斜段部位,套管柱随井眼弯曲,其受力状态较为复杂,能否按蒸汽吞吐开发方式的要求将大尺寸套管下至预定井深,关系到水平井钻完井的成败,是方案决策过程必须解决的重点问题之一[6-7]。为进一步改进水平井相关技术,使之在满足稠油开采的前提下降低开发综合成本,笔者对已施工井下入套管时的钩载进行分析,拟合井筒内的摩阻系数,利用拟合摩阻系数对新井不同造斜率条件下完井管柱下入的可行性预测进行研究,为优化浅层稠油水平井的井身结构、改进完井管柱的设计方案提供指导。

1 研究区概况及完井工艺

CB22E为浅层稠油区块,构造呈西高东低趋势,井区内构造比较简单,地层平缓。目的油层埋深1 305～1 332 m,储层压实差,胶结疏松,平均钻遇油层厚度8.9 m,岩石平均孔隙度34.6%,平均空气渗透率2 350×10-3μm2,属于高孔、高渗储层。地面原油密度0.94 g/cm3,原油黏度1 164 mPa·s,地下原油密度0.91 g/cm3,原油黏度129 mPa·s,含蜡量11.0%,平均含胶质34.3%,平均含硫量0.21%,平均凝固点-6℃。压力梯度0.97 MPa/100 m,地温梯度3.85℃/100 m,属于常压、偏高温系统。

目前国内外浅层稠油开发通常采用大尺寸套管柱以及直—增—平的三段井身结构,且为满足采油需要,对套管下入提出以下要求[8-9]:三开油层段裸眼完井,使用139.7 mm筛管防砂和支撑井壁;二开下入244.5 mm套管至井斜角刚刚增至90°的位置。

此外,为了达到高效采油的目的,稠油热采井必须有效封固油层至井口之间的井眼环空,以提供稠油热采的密封条件。为了保证水泥浆顶替效率所需的套管最小居中度的要求,规定二开次套管柱加装扶正器[10]。浅层稠油水平井井身结构如图1所示。

图1 浅层稠油水平井井身结构示意图

2 计算模型

2.1 受力分析及假设条件

二开次套管柱受力较为复杂,在造斜段内套管柱随井眼一同弯曲,除受到重力、浮力和摩擦阻力外,还有弯曲应力,造斜率越大,井眼曲率半径越小,对应弯曲应力越大[11]。弯曲应力与管柱刚度密切相关,常规244.5 mm套管柱的刚度是127 mm钻柱刚度的8倍,在井眼内弯曲变形产生的弹性力较大,进而导致套管与井壁接触摩阻较大,套管柱很可能因此卡在井筒造斜段,无法顺利下入井内。套管柱的刚度造成管柱和井壁的接触状态与软杆[12]条件下的假设不符,大尺寸完井管柱弹性变形(即剪力)对管柱受力会产生重要影响,因此模型的建立必须考虑套管的刚度对弯曲应力的影响。

套管柱在安装扶正器的情况下,与井壁的接触可以认为是扶正器与井壁的滑动摩擦接触,这种情况下套管在井筒内处于悬空状态,整个套管柱在井内的接触条件变为扶正器与井眼的点接触[13-14]。套管柱微元段受力分析如图2所示。

图2 微元段受力分析

两个扶正器之间的套管柱作为一个计算单元,由套管鞋开始,自下而上将套管柱计算单元编号为i=1,2,…。模型的假设条件包括:具有刚性井壁的光滑圆形井眼,井眼的弯曲部分为空间斜平面上的一段等曲率圆弧;大尺寸完井管柱是具有较大刚度的弹性变形体,且在整个下入过程中始终处于线弹性变形状态;忽略套管柱的动载荷、扭矩和初变形;井内流体采用宾汉流体模型,密度为常数。

微元段受力平衡方程为

分离微分变量,得到

式中,L为井深,m;dL为微元段管柱长,m;Ft、Fn、Fb分别为套管轴向拉力、套管主法线方向剪力,套管副法线方向剪力,N;N为管柱与井壁的均布接触力,N/m;Nn、Nb为主、副法线方向均布接触力,N/m;Mn、Mb分别为弯矩,N·m;α为井斜角,rad;φ为方位角,rad;μ为摩擦系数;K、τ分别为井眼轴线曲率,井眼轴线轨迹的挠率,rad/m;Kα、Kφ分别为井斜角变化率、方位角变化率,rad/m;Kf为浮力系数;qc、qm分别为单位长度套管重力、单位长度套管浮重,N/m。

2.2 模型求解

根据2.1节的受力分析,应用差分方程,套管段计算单元的受力情况表达为

式中,Mb=EIK(L);E为弹性模型,Pa;I为惯性矩,m4;

差分方程的边界条件为套管鞋位置载荷为零,套管柱上端载荷为大钩悬重。在模型求解时,利用迭加计算方法,从下入套管底端开始计算每段摩擦阻力,累积到井口,即可计算出整个套管所受的总摩擦阻力。同理也可以根据大钩载荷,拟合计算井段的摩擦系数。

3 计算实例

3.1 摩阻系数的拟合

套管壁与不同类型岩石(如砂岩、泥岩、砾岩等)之间的摩擦系数不同,因此考虑摩擦系数随井眼垂深的变化。针对目标区块一口已完成井CB22E-P12(CB22E-P12井的二开井眼轨迹如图3所示),以二开次套管柱整个下入过程的大钩载荷实测曲线为基准,使用已建立的模型进行分段拟合,从套管鞋位置依次计算至井口,根据实测钩载,反复修正分段摩阻系数,进而获得摩阻系数随垂向深度的定量变化关系。

图3 CB22E-P12井的井眼轨迹

CB22E-P12井二开次套管钢级为TP110H,外径244.5 mm,壁厚11.05 mm,线密度64.79 kg/m,长圆扣型,最佳上扣扭矩14 980 N·m,抗挤强度30.5 MPa,抗内压强度60 MPa,抗拉强度4 920 kN。套管柱总长度2 038 m,套管串结构为可钻浮鞋+套管1根+浮箍+套管1根+浮箍+套管串+联顶节。二开钻头尺寸311.1 mm。钻井液为海水天然高分子聚合物润滑防塌钻井液,密度1.1 g/cm3,塑性黏度10～25 mPa·s,动切力5～12 Pa。

摩阻系数的拟合值如表1所示,以此计算得出的CB22E-P12井二开次套管整个下入过程的大钩载荷与摩擦阻力如图4所示。可知,CB22E-P12井二开次244.5 mm套管下入到位(垂深1 436 m,井深2 038 m)时,井口大钩载荷余量716 kN,摩阻276 kN,下入过程未遇任何阻碍。

表1 摩阻系数拟合结果

除了岩石类型之外,摩阻系数还受到其它工况的影响,如钻井液类型、泥饼质量、岩屑沉积情况,若存在上述影响因素,摩阻系数在计算之前应乘上相应的校正系数,如表2所示。

将摩阻系数拟合值代入CB22区块的6口井位进行验证,对比这些井位二开次下套管大钩载荷余量的实测值和计算值,如表3所示,可知计算值的误差在5%以内,从而证明摩阻系数拟合结果的有效性,进而可用于预测目标区块地质情况相似井位的大钩载荷和套管下入摩阻。

图4 单井拟合结果

表2 摩阻系数的校正系数

表3 多口井拟合结果

3.2 最大造斜率分析

计划钻取CB22E-P15井,目标油层垂深1 315 m,井眼轨迹设计如前所述,为直-增-平三段式。固定油藏深度,不同造斜率条件下三段式井眼轨迹如图5所示。二开套管选用与CB22E-P12相同材质尺寸。扶正器安装要求为:井深为400～1 500 m井段,每隔50 m安装一个刚性扶正器;井深大于1 500 m的井段,每隔20 m安装一个刚性扶正器,同时因为处于同一区块,1开套管段,裸眼段摩擦系数根据表1中的预测值进行选取。

随着造斜率从3°/30 m增加到12°/30 m,套管下入底部大钩载荷余量逐渐增大,但是到15°/30 m时,大钩载荷余量减小。其原因是,套管柱下入到位时,大钩载荷余量与套管柱所受摩阻密切相关。在不同造斜率井眼的A靶点垂深保持不变的条件下,摩阻可分为两部分,分别受两种因素控制,一是套管柱与造斜段井眼的接触长度,二是套管柱所受弯曲应力引起的附加接触应力。从3°/30 m增加到15°/30 m,接触长度依次减小,导致第一部分摩阻依次减小,但同时弯曲应力依次增大,导致第二部分摩阻依次增大。根据计算结果,当造斜率小于12°/30 m时,第一部分摩阻占据主导地位,大于12°/30 m时,第二部分占据主导地位,因此出现摩阻先减小后增大的现象,所对应的大钩载荷余量则先增大后减小。