临兴区块致密气水平井高摩阻影响因素及应对措施

贾 佳

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

0 引 言

山西临兴区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带西北缘，属于黄土塬地貌，沉积条件复杂，自上而下发育的地层有纸坊组、和尚沟组、石千峰组、石盒子组、山西组、太原组、本溪组、马家沟组。该区块储集层非均质性强，岩石致密，地层多且薄，同时可钻性差，机械钻速低，在水平井前期实施过程中，多口井出现了摩阻高的情况，部分井由于托压严重，未能钻至设计井深，导致提前完钻，未有效达到地质气藏目的，影响了勘探开发的效果。此外，临兴致密气区块处于大开发初期，后续会钻大量水平井，高摩阻问题也制约了临兴区块整体致密气的开发进程。因为国内外对致密气水平井钻井中的高摩阻问题未进行系统深入地分析研究，目前还没有明确的指导降阻的针对性措施，所以有必要对致密气的高摩阻问题进行影响因素分析和系统的研究，以提高致密气开发效益。

1 影响因素分析及应对措施

对轨迹、井身结构、套管类型、钻井液、固井、钻头、钻具组合、施工参数、钻井工艺等影响摩阻的因素进行分析，总结出影响该区高摩阻的主要因素有轨迹设计、钻井液润滑性能、钻具组合、施工参数、降阻工艺，统计未钻至设计井深的水平井如表1所示。

表1 临兴区块未钻至设计井深水平井统计

1.1 轨迹设计

在钻井过程中，部分井发生了扭矩过大、卡钻、托压等问题，所以对轨迹设计的主要因素如造斜点、全角变化率、井深、井底位移等进行了分析，发现全角变化率对摩阻影响较大。对临兴区块因高摩阻未正常完钻水平井进行统计，其井深介于2 584～3 288 m，水平段长度介于623～1 107 m。现场实施过程中，这些井轨迹的最大全角变化率均在5°/30 m以上。通过软件模拟计算，控制造斜点、井深、井底位移、水平段长度不变的情况下，随着全角变化率的增大，钻具的屈曲程度增大。

根据管柱力学理论的研究成果[1-2]，管柱在载荷逐渐增加的情况下，首先会发生正弦屈曲，在这种情况下，如果载荷撤除，正弦屈曲消失，管柱恢复原样；随着载荷继续增加，正弦屈曲会逐渐转变为螺旋屈曲，此时即使撤除载荷，管柱也不能恢复原状，且会受到不可恢复的破坏；如果载荷继续增加，螺旋屈曲会转变为自锁，管柱彻底遭到破坏(图1)[3-4]。

应对措施：结合屈曲理论[5-7]，经过模拟计算(表2)，以及现场对比验证，为了防止钻具发生螺旋屈曲，后续水平井的全角变化率需要控制在5°/30 m以内。

1.2 钻井液润滑性能

现场水平井钻井作业中，多口井出现了扭矩大、托压严重的问题。根据现场作业参数，对作业中的摩阻系数进行了反演，结果显示钻进过程中裸眼段摩阻系数为0.35～0.45(图2)，下套管过程中裸眼段摩阻系数为0.40～0.50(图3)，与之前作业的邻井摩阻系数0.30相比，摩阻系数明显偏大。

图1 钻具屈曲变形示意

表2 不同全角变化率下钻具状态模拟计算

图2 钻进时裸眼摩阻系数反演

图3 下套管时裸眼摩阻系数反演

为进一步提高钻井液润滑效果，开展了钻井液性能优化研究[8-9]，在基础配方的基础上，选择增加不同的润滑剂，然后评价润滑性能的优劣，根据对比试验，采用LUBE作为润滑剂的效果比较突出(表3)。

表3 不同种类润滑剂润滑性能数据对比

对选择出的LUBE润滑剂继续进行加量对比试验，分析不同加量时，钻井液的润滑性能差异。结果表明，随着LUBE加量增加，润滑性能越来越好；但LUBE加量增至1%以后，润滑性改善变慢(表4)。

为了保证水平井施工时，摩阻得到有效控制，在增加LUBE润滑剂的基础上，进一步增加石墨，试验钻井液润滑性能变化情况。结果表明，增加石墨后润滑性能得到有效提高，但0.5%～1.5%加量的石墨，润滑性能基本接近(表5)。

表4 不同LUBE加量时润滑性能数据对比

表5 不同石墨加量时润滑性能数据对比

应对措施：在后续钻井作业时，建议在井斜小于30°井段优选增加1%～2% LUBE加量，大斜度井段优选2%～3% LUBE加量。考虑到成本因素，后续水平井作业时，除了添加LUBE润滑剂，同时添加0.5%的石墨以进一步增强润滑性能。

1.3 钻具组合

在对已钻水平井进行钻具组合分析时[10-12]，现场使用钻具组合为Φ215.9 mmPDC+Φ171.5 mmPDM+F/V+STB+Φ165.1 mmNMDC+LWD+MWD+Φ165.1 mmNMDC+Φ165.1 mmDC×(3～9) +Φ127 mmDP+Φ127 mmHWDP×13+Φ127 mmDP。根据实钻轨迹，加重钻杆倒装位于30°以下位置，根据该钻具组合模拟计算结果，加重钻杆为13根时，钻至设计井深会发生螺旋屈曲，而加重钻杆增加至30根钻至设计深度时，不会发生螺旋屈曲(表6)。

表6 不同加重钻杆对钻进作业影响

应对措施：后续水平井钻进时，倒装的加重钻杆需要30根以上，倒装至30°位置，可有效改善托压情况。

1.4 现场施工参数

现场作业时，部分井实际钻压较大，对钻具屈曲也有较大影响[13-15]。通过模拟计算，分析了不同钻压时的钻具屈曲情况，结果表明(表7)，当钻压逐渐增大至10 t以上时，钻具屈曲由正弦屈曲转变为螺旋屈曲，钻具遭到不可逆的破坏。

应对措施：后续水平井作业时，钻压保持在10 t以下，否则钻具容易发生螺旋屈曲情况。

表7 不同钻压下钻具屈曲情况

2 应用效果分析

经过对研究区块水平井实施以上降阻措施，后续水平井钻井作业中的摩阻有效降低，托压现象也得到了有效控制。目前，水平井最大钻深已经超过3 500 m，水平段长度超过1 200 m，已有超过12口水平井正常完钻(表8)，有效实现了油藏的地质目的。

表8 改进后水平井钻井数据

在应用以上改进措施的基础上，在现场作业中同时使用了旋转导向工具和水力振荡器，通过改进前后对比，钻进过程中钻速明显提高，工期缩短了20%以上(图4)。

图4 折算成3 000 m当量深度水平井改进前后工期对比

3 结 论

经过对临兴区块致密气水平井高摩阻问题进行分析研究，确定了影响高摩阻的几个主要因素：井眼轨迹设计、钻井液润滑性能、钻具组合合理性、现场施工参数，并提出了针对性的改进措施。后续水平井施工对比表明，以上改进措施可以有效降低水平井作业的高摩阻，同时钻井作业效率提高20%以上，为临兴区块和其他同类型致密气水平井钻井提供了参考，可以有效指导后续水平井的钻井作业。