大位移井井身结构设计技术研究与应用

2022-11-29王赞王晓琪陈立强吴占民孙雷姜磊

石油工业技术监督 2022年11期

王赞，王晓琪，陈立强，吴占民，孙雷，姜磊

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300452）

大位移井是海洋、山地等复杂地区油气资源勘探开发的重要手段，在降低地质储量开发门槛、盘活边际地质储量、减少开发平台数量、适应高环保要求区域作业中优势日益明显，可大幅减少工程建设投资，显著提高油田开发效益[1-2]。大位移井井斜大、稳斜段长、水平位移大、裸眼井段长、水垂比高的特殊属性导致大位移井钻井作业难度大且风险高，而合理的井身结构设计既是大位移井钻井作业安全顺利的前提，也是提高钻井效率与储层保护的关键。常规井的井身结构设计是在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上，结合设计井的地质特点、三压力曲线与必封点分布情况，综合考虑当前钻井设备现状、钻井工艺技术水平及施工能力等一系列因素，设计出合理的井眼尺寸与套管程序，以满足地质、钻井及采油等方面的要求[3-4]。本文是在常规井井身结构设计方法的基础上，综合考虑大位移井长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高等技术难点，制定了大位移井身结构设计流程，在调整各层套管下深的过程中统筹分析大位移井造斜段、稳斜段与延伸段遇到的影响因素，形成一体化的技术思考，从而降低整体作业难度与风险，实现大位移井科学、优质、经济、安全的钻井作业，也为大位移井井身结构设计提供技术参考。

1 大位移井钻井技术特点

大位移井相对于常规定向井，造斜率更高、水平延伸距离更长、稳斜角更大、对工具和技术要求更高，且随延伸距离增加，作业难度与风险进一步加大。因此需通过对大位移井钻井技术特点进行分析，确立大位移井井身结构设计应考虑的因素。

1.1 摩阻扭矩大与管柱屈曲严重

摩阻是钻具沿井眼轴向上下活动时遇到的阻力，而扭矩则是在钻具旋转时沿钻具旋转切线方向上受到的阻力矩。由于大位移井的井斜角多在70°以上且大斜度井眼延伸段较长，重力效应突出，从而引起管柱上提下放及旋转时摩阻扭矩大[5]。另外在长稳斜井段易形成岩屑床，导致钻具与井壁接触的摩阻系数增大，通过井眼清洁与摩阻扭矩耦合模型分析，随着岩屑床高度的提高，摩阻扭矩进一步增大[6]。摩阻累积使管柱受压而发生正弦屈曲，严重时管柱将发生螺旋屈曲，从而大幅度增加管柱的运动阻力，使大钩释放的钻柱重量无法向下有效传递[7]。

1.2 井眼清洁困难与ECD控制难度大

由于环空返速沿重力方向分量随井斜增加而减小，在大位移井高稳斜角井眼中，岩屑抛物线式运移逐渐沉积在井底低边形成岩屑床，在层流状态下高黏切的钻井液致使井壁附近黏滞阻力增大且长稳斜井段使流速分层加剧，导致井眼清洁难度大[8-10]。长稳斜延伸井段的钻井液循环阻力较大，起下钻和开泵时引起的压力激动等因素就可能产生较高的井底当量循环密度，结合大位移井垂深变化小，导致ECD 控制难度大，容易引发井漏等复杂情况。因此降低环空压耗是增加大斜度井段套管的下入深度与减少套管层次的关键[11]。

1.3 井壁稳定性差

根据井壁稳定的岩石力学机理和有效应力理论，地层孔隙压力、井壁围岩的应力状态、地应力状态、地层岩石强度特性、井斜角及方位角、钻井液性能等因素都会严重影响大位移井井壁稳定性[12-13]，特别是浅层大位移井钻井过程中由于地层强度较低、泥岩易水化、钻井液循环冲刷、钻具扰动、井眼裸露时间长等原因，极易发生井壁失稳。其中延伸段的井壁稳定性和井眼暴露时间是大位移井安全作业的关键，因此需对大位移井三压力曲线研究时还应考虑泥页岩井壁稳定周期预测[14-15]。

1.4 套管磨损风险大与套管下入困难

套管与钻柱间的侧向力是造成套管磨损的重要因素[16]。与常规井相比，大位移井延伸段的钻进时间较长以及浅层造斜的全角变化率较大，钻进时套管和钻具的摩擦时间更长、钻具的弯曲侧向力更大，上层套管在钻进期间存在被磨穿的风险较大。由于稳斜延伸段长且井斜角大，套管在下放过程中会紧贴井眼下井壁，在钻井液密度、井眼轨迹和岩屑床等复合作用下，导致套管无法顺利下到预定深度。为增加下套管的成功率，扶正器的数量和位置需根据侧向力大小进行优化配置，另可旋转尾管挂、可划眼浮鞋、高抗扭套管为主的旋转下套管作业是一种解决方案，通过在套管内不灌浆或注入轻质流体使套管在管外钻井液的漂浮下减少与井壁接触力的漂浮下套管技术也是一种有效手段[17-18]。

1.5 钻机设备与井下工具要求高

大位移井设备应选择负荷能力较大、操作性能好的电动钻机，并安装顶部驱动系统，连续输出高的平稳扭矩情况下转速达120～180 r/min，循环系统要配备大功率泥浆泵保证大排量和高泵压的循环能力，固控系统应选用高性能设备以满足大位移井井眼安全作业要求[19-21]。对于井下工具应选择高强度、抗弯模量大、通径大、材质轻和接头外径小的钻具，另需配备岩屑床清理器等井眼清洁工具、水力振荡器等减阻降扭工具、扭力冲击器配合专用钻头等提速工具、铝钻杆等特殊钻具。

1.6 轨迹设计难度高与轨迹控制能力差

井眼轨迹的设计与优化需以最小进尺、最小摩阻扭矩和最大安全清洁井眼能力为原则，考虑的主要因素多且复杂导致轨迹设计难度高[22]。另大位移井一般在浅层大井眼段造斜，地层松软且表层大直径造斜工具刚性强导致很难获得高的全角变化率，稳斜角大且稳斜段长导致非均质性地层稳斜效果难保证，深部地层研磨性强且水平位移大导致钻压传递困难和摩阻扭矩大，井眼轨迹调整困难[23-24]。

1.7 固井作业难度大与固井质量难保证

大位移井固井井段长、固井压耗大，考虑到储层埋藏浅、地层胶结差、地层承压能力低，因此固井过程中极易发生漏失[25]。大位移井大井斜长稳斜段导致套管居中度差，易形成宽窄不一的环空间隙，使窄间隙处的钻井液流动速度低于宽间隙处的流动速度，且为满足控制ECD 的需要，泵送排量偏低，环空流体很难达到紊流，导致顶替效率差[26]。水泥浆在胶结过程中析出的自由水极易聚集在井眼上侧形成连续的水槽或水带，且套管低边的泥浆与岩屑难以清除，容易形成窜槽，最终影响固井质量[27]。

2 大位移井井身结构设计

2.1 大位移井井身结构设计原则

1）满足勘探开发要求。

2）满足相关法律、法规、标准和技术规范要求。

3）确保各井段均应满足压力平衡，尽量避免同一裸眼井段存在两套压力体系和漏、喷、塌、卡等复杂情况并存。

4）满足井控作业要求。

5）确保井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差不致产生压差卡钻和卡套管等复杂情况。

6）保证钻井作业期间的井眼稳定。应考虑易垮塌、缩径、卡钻、井漏地层对井壁稳定的影响，要根据钻井工艺技术水平、钻井液技术现状，确定是否用套管封住该类地层，以便安全钻进下部地层。特别是钻遇塑性泥岩等不稳定地层时，应考虑该井段作业时间小于井眼的失稳周期。

7）有利于保证固井质量，实现对地层的有效封固，从而确保井筒完整性。

8）综合考虑地质复杂性与不确定性，预留套管设计层次。

9）在满足安全、高效作业的前提下，减少套管层数。

10）考虑不同井眼尺寸的钻井效率和套管材料消耗，结合套管的库存情况和采办策略，进行套管和井眼尺寸的优选，从而缩短钻井周期，降低钻井成本。

2.2 大位移井井身结构设计流程

通过以上分析，大位移井钻井存在长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲严重、井眼清洁难度大等问题，本文针对大位移井钻井作业难点，根据大位移井井身结构设计原则，制定了大位移井身结构设计流程（图1），在常规井身结构设计方法的基础上，增加对井壁稳定状况、井眼清洁状况、安全作业窗口、摩阻扭矩、管柱屈曲、井下钻具组合起下状况、套管下入难易程度、固井作业等影响大位移井井身结构设计因素的综合分析与评价[28]。

图1 大位移井井身结构设计流程

综合考虑三压力曲线及地层复杂情况，确定必封点的位置，初步设计井身结构，开展摩阻扭矩分析与钻具屈曲评价，利用现场实测数据反演计算大位移井在不同工况下的管柱摩擦系数，基于此进行各种钻柱组合与配套工具在综合恶劣工况下的屈曲和自锁计算与模拟曲线分析研究，保证钻具组合均在安全强度范围内。

开展套管下入评价，包括套管磨损预测与防磨工具安放位置优化、各种管柱组合与配套工具在各种工况下的钩载分析和屈曲模拟曲线分析，漂浮套管配套技术分析、套管减阻降扭工具的性能分析和下入位置模拟计算，从而优选解决方案，保证套管安全下放到位。

开展井眼清洁分析评价，包括泵功率和循环系统能力及匹配分析、固控设备能力及工艺适应性分析、井眼清洁工具选择及ECD 预测曲线、岩屑床的预测与控制方案研究，最大程度保证井眼清洁。

开展水泥浆与固井作业评价，主要包括水泥浆性能、固井工艺与井眼安全作业窗口的适配性研究，避免压漏地层，确保固井质量。

进行井壁稳定性评价，主要包括根据模拟井下温度压力条件的地层强度及钻井液浸泡对地层强度影响的实验研究预测裸眼暴露的安全时间，结合当前钻井设备现状、钻井工艺技术水平及施工能力等因素，确认裸眼井段作业时间是否小于井眼的失稳周期。最后基于评价结果实现大位移井井身结构的确定，最大程度降低钻井作业风险，提高作业效率。

3 应用实例

以渤海油田某区块大位移井为例，开发层位为明化镇组，储层泥岩易水化膨胀造成井壁失稳，前期该区块10口大位移井最大水垂比2.77，作业过程中遇阻、遇卡、起钻憋压憋扭矩等复杂情况频发。本次设计井井眼轨迹数据见表1，由于造斜点浅（130 m）、稳斜角高（81.1°）、稳斜段长（2 443 m）且水垂比高（3.11），导致该井作业难度与风险较大。

表1 大位移井井眼轨迹设计数据表

利用Drillworks 软件对已钻井测井资料进行分析，结合孔隙压力传递、水化膨胀应力以及水化引起的泥页岩力学参数变化、井眼轨迹等诸多因素，发现该井明化镇组坍塌压力系数为1.14～1.16，破裂压力系数为1.70～1.80，安全密度窗口较宽，钻井液密度设计为1.20 g/cm3时裸眼暴露安全作业周期为8 天（图2）。初步设计井身结构为一开Φ406.4 mm井眼钻进至1 000 m（第一造斜段结束），下Φ339.7 mm 套管固井，二开Φ311.2 mm 井眼钻进至着陆深度，下Φ244.5 mm 套管固井，三开Φ215.9 mm 井眼钻进至完钻井深。按图1 所示流程对井身结构进行分析。

图2 钻井液密度与安全钻井周期关系曲线

1）通过反演该区块摩擦系数发现，钻进时套管内摩擦系数为0.25、裸眼摩擦系数为0.30，下套管时套管内摩擦系数为0.30、裸眼摩擦系数为0.45。Φ311.2 mm 井眼钻进期间，通过优化Φ139.7 mm 钻具组合后滑动钻进工况仍存在屈曲风险（图3），钻进扭矩较高（32.09 kN·m），虽然使用旋转导向钻具组合可解决滑动钻进屈曲问题，但是作业费用较高且风险较大。

图3 Φ311.2 mm井眼优化钻具组合后钻进钩载图

2）根据SY/T 6963—2013《大位移井钻井设计指南》要求，水平位移小于5 000 m的普通级大位移井的岩屑浓度宜控制在8%以下，设计Φ311.2 mm井眼钻井液密度为1.20 g/cm3且机械钻速为30 m/h时，满足Φ311.2 mm 井眼清洁最小排量是3.60 m3/min，对应泵压20.18 MPa，对应ECD为1.334 g/cm3（图4），低于地层破裂压力。

图4 Φ311.2 mm井眼当量循环密度曲线

3）Φ244.5 mm 套管采用磅级59.5 kg/m 规格可以满足套管强度校核与套管磨损后的剩余强度要求，若采用常规下套管工艺，Φ244.5 mm套管下放悬重余量小于10 t，不满足作业需求，若采用漂浮下套管，需漂浮1 800 m才能满足下入要求，但是存在屈曲风险（图5），因此需采用69.98 kg/m 规格套管、漂浮2 000 m才能满足下入要求且无屈曲风险。

图5 Φ244.5 mm套管漂浮1 800 m时下入摩阻分析

4）由于Φ311.2 mm井眼裸眼段长2 432 m，结合前期10口井钻进速度与下套管速度，Φ311.2 mm井眼作业周期为12天，作业时间较长。

5）Φ244.5mm技术套管固井采用1.50 g/cm3水泥封固至800 m（Φ339.7 mm 套管鞋以上200 m），固井作业过程井底ECD为1.62 g/cm3。

综上分析，虽然摩阻扭矩水力、下套管与固井均能满足设计要求，但是作业风险较高，而且Φ311.2 mm井眼作业周期大于井眼失稳周期，因此需对井身结构进行调整，优化各开次井眼下深和井眼尺寸。其中缩短一开Φ406.4 mm 井眼深度，钻进至测井起始深度510 m 中完；缩短二开Φ311.2 mm裸眼深度至2 700 m，下Φ244.5 mm 套管固井；三开Φ215.9 mm 井眼钻进至着陆深度，下Φ177.8 mm 尾管固井；四开Φ152.4 mm 井眼完钻。然后根据图1设计流程对调整后的井身结构方案重新模拟计算，根据分析钻进最大扭矩由32.09 kN·m 降至25.18 kN·m，滑动钻进无屈曲风险，最大泵压由20.18 MPa降至15.66 MPa，Φ244.5 mm套管无需漂浮就能满足下放要求，Φ177.8 mm 尾管无需采用旋转工艺也能满足下放要求且固井作业井底ECD为1.46 g/cm3，降低了固井作业井漏风险并保证了储层段上部固井质量。该井通过分解作业风险，有效平衡了二开与三开的施工难度，目前该井已顺利完成作业，实钻轨迹创造了渤海油田大位移井水垂比3.22 的纪录且作业时效提高至93.18%，其中Φ311.2 mm井眼钻进与下套管作业周期6.3天，Φ215.9 mm井眼作业周期3.9天，均在井眼安全作业周期之内。