浅层大位移井井眼清洁效果评价及优化方法

2022-12-05丁翔翔陈玉山韩雪银李天太张菲菲

西安石油大学学报（自然科学版） 2022年6期

程仲，李宁，丁翔翔，陈玉山，韩雪银，李天太，张菲菲

（1．西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；3．长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

引言

我国海域广阔，海岸线长，滩海、浅层海域更是蕴藏着丰富的石油天然气资源，具有良好的勘探开发前景［1］。大位移井技术可以增加单平台控制面积，减少钻井数量，降低开发成本，实现边部区块高效勘探开发，具有很大的应用前景［2］。由于造斜率大、水垂比大、水平段长，浅层大位移井井眼清洁引发的问题更为严重［3-5］。钻具严重偏离井眼中心，绝大部分钻具压向井壁，加上岩屑床影响，摩阻扭矩增大，必然出现钻头加压困难，甚至托压；岩屑床的存在致使环空间隙变小，增大钻井液环空循环压耗，加之浅部海域地层松软，承压能力差，钻井液安全密度窗口窄，井筒压力安全也成为不可忽视的问题。

井眼清洁是大位移井能否成功钻进的关键因素之一，井眼清洁困难在大位移井施工中经常遇到，在浅层高水垂比大位移井中影响更为明显。井眼清洁的关键是准确预测井筒内岩屑分布情况，以指导及时采取有效措施清理岩屑。目前文献及商业软件［6-11］中的井眼清洁计算方法大多为稳态分析方法，不能表征岩屑沉降与累积的过程，少数瞬态计算模型［12-13］也只适用于某一井段或某一种流型的局部分析，计算结果不能拓展应用到描述整个钻井过程中岩屑在大位移井全井段的连续运移过程。导致现有方法无法准确模拟钻井过程中的岩屑分布情况，及其对井筒压力和钻柱摩阻扭矩的影响，对实际施工提供的指导分析具有很大的局限性。

本文将考虑大位移井施工的特点，建立用于预测浅层大位移井动态岩屑运移的数学模型，判断井筒内岩屑分布状况，并建立岩屑分布对钻井液当量循环密度（Equivalent Cycle Density，ECD）和摩阻扭矩的影响模型，用以优化大位移井钻井设计和钻进方案，为浅层大位移井安全钻进提供理论依据。

1 井眼清洁模型

1．1 动态岩屑运移模型

在大位移井实际钻进过程中，井筒内固-液两相流会因工程参数、井身结构和井眼轨迹的变化出现多种不同的几何分布形态［14］，也可称之为流型。在实钻过程中，流型可以被细分为7种不同的情况，如图1所示。图1（a）中岩屑全部悬浮在钻井液中，不存在沉积岩屑；图1（b）中部分岩屑在井眼底部沉降并形成可移动的岩屑床或沙丘，与除图1（a）以外其他流型的区别为存在不稳定的沉积岩屑、悬浮岩屑，且井筒中悬浮岩屑高度达到环空顶部；图1（c）中部分岩屑沉积于底部且稳定，形成静止的岩屑床或沙丘，有悬浮岩屑，并且悬浮岩屑高度达到环空顶部；图1（d）只有静止的沉积岩屑床而没有悬浮岩屑；图1（e）只有不稳定的沉积岩屑位于纯流体流动的下部；图1（f）有不稳定的沉积岩屑、悬浮岩屑，悬浮岩屑高度没有达到环空顶部，因此整个区域可以分为3层，固-液混合层在中间，纯液层位于上方，移动床层位于下方；图1（g）有稳定的沉积岩屑、悬浮岩屑，悬浮岩屑高度没有达到环空顶部，是另一种3层模式，固-液混合层在中间，纯液层位于上方，静止床层位于下方。需要注意的是，在图1（b）、（e）、（f）中，岩屑床或沙丘可以在流动方向和逆流方向上移动。不同流型之间的转换条件如图2所示。

图1 井筒内岩屑流型Fig．1 Cuttings flow pattern in wellbore

图2 流型自动判别流程图Fig．2 Automatic discrim ination flow chart of flow pattern

针对不同的流型，基于质量守恒和动量守恒基本方程，构建动态岩屑运移模型。模型各参数可以根据流型变化自动进行调整，能够处理流型随时间和岩屑位置的连续变化，适用于钻井过程中钻井参数的动态变化。模型如下：

式中：A为流动截面积，m2；C为岩屑体积浓度，%；U为流速，m／s；t为时间，s；S为单层周长，m；P为压力，MPa；x为沿井筒长度，m；θ为井斜角，（°）；ρ为单层平均密度，g／cm3；τ为剪切应力，Pa；Ex为不同层之间岩屑的体积交换率，无量纲；g为重力加速度，m／s2；下角标α和β分别代表流型的不同部分（也称为不同层）；n为给定流型的总层数，例如，在图1（g）中，流型分为3层：顶部纯钻井液层、中部混合层和底部岩屑床层。

对于图1所示的所有流型，不同层都有对应的质量和动量守恒方程。因此，对于给定流型，其方程总数取决于它的层数（例如，图1（g）中的流型有3个不同的层，对应有3个质量守恒方程和3个动量守恒方程共6个方程。模型求解采用有限体积差分法，模型的求解过程及需要的闭合关系均可参考文献［15］。利用该模型，可以模拟整个钻井过程中任何时间点岩屑在整个井眼中的分布状态。

1．2 井眼清洁对环空压力影响

从已有研究可知［16］，岩屑引起的压降可能比钻井液流动产生的压降大几倍。井眼清洁状况对大位移井环空压力的影响非常显著，随着井眼水平段的延长，岩屑对环空压力的影响增大。钻进过程中产生的岩屑通过3种方式影响环空压力：其一，悬浮在井筒中的岩屑增加了钻井液密度。实际井筒中钻井液密度取决于悬浮岩屑浓度的大小和岩屑的运移模式；其二，岩屑沉降在井筒中，形成难以清理的固定岩屑床或沙丘，会减少环空的有效流动面积，导致环空流速增加，环空压力随之增加；其三，岩屑床的存在同时增大了环空表面的粗糙度，也会导致井筒中压力的增加。

本文考虑岩屑对环空有效流动面积、混合相密度和摩擦系数的影响，更新动量守恒方程，建立了环空压力计算模型：

式中：ρm为钻井液混合相密度，g／cm3；Am为有效流动截面积，m2；Um为环空流速，m／s；fm为摩擦系数，无量纲。

1．3 井眼清洁对钻柱受力影响

研究表明［17］，大位移井井眼清洁不充分会使旋转状态下的钻柱表面扭矩增加，并增加起下钻时的大钩载荷。随着岩屑在井筒中的堆积，钻柱上的扭矩明显增加，井眼清洁不充分是发生托压风险的主要原因之一。岩屑床对钻柱的影响如图3所示。为了模拟岩屑对钻柱受力的影响，需要结合整个井眼岩屑的分布情况，根据岩屑对钻柱受力定量分析模型，确定钻柱的实际受力情况。

图3 考虑岩屑影响的钻柱单元体受力示意图Fig．3 Force diagram of drill string unit considering influence of cuttings

为了模拟岩屑对钻柱摩阻扭矩的影响，将来自岩屑床的附加力添加到标准软杆模型中，提出了一种新的摩阻扭矩模型。该模型遵循传统软杆模型的假设，钻柱被当作一根软杆，忽略其抗弯强度，钻柱与井眼轴线方向一致且与井壁连续接触。假设参数Fcb表示岩屑床和钻柱之间的复杂相互作用，例如，对于起下钻，可将附加阻力Fcb加到钻柱的轴向，用于表示岩屑床对钻柱轴向力的影响。对于旋转钻进的钻柱，将阻力Fcb加至与钻柱曲线相切并与旋转方向相反的方向，用于表示岩屑床对钻柱扭矩的影响。通过对钻柱元件的单元体进行力学分析，单元体轴向力和扭矩平衡方程可以表示为：

式中：Ft为轴向力，N；Mt为扭矩，N·m；wbp为单根钻柱的质量，kg；tz、nz和 bz分别为z方向上单位切向、法向和副法向向量；wc为接触力，N；κ为井眼曲率，m-1；μ为摩阻系数，无量纲；φ为法向接触力分量的方向，无量纲；Fcb为岩屑床导致的附加力，N；rp为钻具半径，mm。

除了每个单元体的附加摩擦力Fcb需要基于局部岩屑床高度来计算之外，用于求解改进软杆模型的算法与求解标准摩阻扭矩模型的算法相似。

在浅层大位移井钻井过程中，钻井液安全密度窗口比较窄。提高大位移井井眼清洁程度，降低钻井液流动带来的环空压耗（即环空压力与钻井液静水压力之差）对避免漏失意义重大。除了降低环空压耗，另一项必须控制的因素是钻柱的摩阻扭矩。对于该类井，简单地以岩屑浓度或岩屑床高度并不能有效评估井眼清洁状况。在实际钻井设计和施工过程中，为了成功高效地钻进，避免出现井下事故，控制环空压力及摩阻扭矩是关键。从压力安全窗口和摩阻扭矩变化两个角度出发去优化钻井过程，可以先满足摩阻损失方面的要求，然后根据泵量与环空压耗损失之间的关系来控制环空压力，也可以通过降低钻速来有效降低环空压力，使压力始终保持在安全窗口内，实现有效的井眼清洁控制和钻井参数优化，达到快速高效的钻进。

2 算例分析与讨论

某浅层大位移井A，泥线水垂比高达6．62，属于高难度级大位移井。该井造斜点为135 m，980 m达到井斜84．49°，造斜率 3°／30 m，完钻井深 5 271 m，井身结构如图4所示。水平段长约为3 500 m，岩屑堆积引起的裸眼段井筒压力风险和钻进过程中的高扭矩是限制该井安全、高效钻进的2个重要因素。针对该井实施难点，利用本文的理论模型，分析现有钻井方案对环空压力和钻具受力的影响，并模拟改变不同钻井方案对钻井过程的影响。

图4 A井井身结构示意图Fig．4 W ellbore structure diagram of well A

A井三开下入的钻具组合：ϕ215．9 mm PDC钻头＋ϕ171．45 mm旋转导向工具＋ϕ171．45 mm方位电阻率成像测井仪＋ϕ171．45 mm随钻测量仪＋ϕ171．45 mm 无磁钻铤＋ϕ171．45 mm 浮箍＋ϕ171．45 mm脉冲信号过滤器＋ϕ165．1 mm 钻铤＋ϕ165．1 mm 震击器＋ϕ165．1 mm 加重钻杆＋ϕ165．1 mm X／O＋ϕ127 mm钻杆。

该井平台井架顶驱最大连续输出扭矩60 kN·m。安全泥浆密度窗口最小为 1．15～1．81 g／cm3。该井所用实际钻井液信息及工程参数见表1。

表1 钻进操作参数Tab．1 Drilling operation parameters

2．1 钻井方案反演分析

在实际大位移井钻井过程中，为防止出现大量岩屑堆积，遵循“钻进-停钻循环”交替出现的钻进程序（即每钻进1根立柱，停钻循环45 min），岩屑床在水平段内会呈现出波状的不连续分布。自4 000 m连续交替钻进5根立柱后环空中的岩屑分布情况，如图5所示。从图5中可知，随着连续钻进长度增加，井筒中不连续岩屑床分布逐渐转变为连续平稳分布，仅循环45min，大量岩屑在造斜段堆积并未被清出井筒，井筒中累积的岩屑总量会增加，从而导致ECD（即环空压力的密度表现形式）和摩阻扭矩的严重增加。

图5 交替钻进5根立柱后岩屑浓度随井深变化剖面Fig．5 Variation profile of cuttings concentration with well depth after alternately drilling five stands

ECD随钻进长度的变化如图6所示。由图6可知，刚开始钻进时，井筒清洁，ECD约为1．56 g／cm3（初始钻井液密度为1．18 g／cm3）。随着井深的增加，ECD增加，在交替钻进5根立柱后最大可达1．80 g／cm3。ECD的增加是由于钻井过程中钻井液的摩擦压降和岩屑引起的压降增加，导致环空内的总压降增加。对比图6中数据可以发现，若井眼干净，每钻进30 m，ECD只增加0．02 g／cm3，交替钻进5根立柱后 ECD增加了 0．24 g／cm3，其中 0．14 g／cm3为岩屑引起的压降。如前文提及，岩屑引起的压降可能比钻井液本身运动产生的摩擦压降大几倍。在钻遇窄安全密度窗口地层时，随着连续钻进井段的延长，岩屑的累积会使井底压力大幅度提高，ECD将接近安全密度窗口的上限。到达某特定井深，ECD将超过上限，造成井漏事故。

图6 交替钻进过程中ECD随井深变化Fig．6 Variation of ECD w ith well depth during alternately drilling

在连续交替钻进时，旋转钻进工况下扭矩的变化情况如图7所示。使用考虑岩屑影响的摩阻扭矩模型，假设发生托压情况时，计算不同井深下的钻柱扭矩分布，裸眼摩阻系数0．3，套管摩阻系数0．25。计算结果显示：虽然在当前条件下，旋转状态下的计算扭矩值并未到顶驱扭矩极限，但岩屑对扭矩的影响十分明显，随着岩屑进一步累积，托压现象会越来越突出。

图7 交替钻进过程中扭矩随钻柱分布Fig．7 Torque distribution along drill string during alternately drilling

上述连续交替钻进方案表明，岩屑对大位移井的ECD和摩阻扭矩均有显著影响，若按现有方案持续施工，井下复杂发生率将极大提升。为了将ECD控制在安全密度窗口内，增加钻井机械延伸长度极限，可以利用本文的理论模型，分析不同钻井方案对井眼清洁效果的作用，以优化钻井方案，实现高效、快速钻进。

2．2 钻具组合优化

三开段裸眼钻进过程中采用了ϕ127．0 mm钻杆，环空间隙为44．45 mm，过流断面较大，流速降低，岩屑更易沉降。为了增大全井段环空流速，可采用ϕ139．7 mm钻杆进行替代。采用两种钻杆连续交替钻进5根立柱后的ECD分布情况，如图8所示。结果表明，全井段采用ϕ139．7 mm钻杆后，虽然钻井液的摩擦压耗有所增加，但是环空中岩屑含量下降，由岩屑引起的压耗下降，总体ECD较先前略有降低。

图8 不同钻杆下连续交替钻进5根立柱后的ECD分布Fig．8 ECD distributions after continuously alternately drilling five stands using different drill pipes

2．3 连续钻进长度优化

原有钻井方案表明，连续交替钻进5根立柱后，继续钻进将增大井漏、托压事故发生几率。现场一般做法是连续钻进一定长度后，停钻彻底循环或倒划眼通井，清理环空中的岩屑。通井前的连续钻进长度通常由经验法则或司钻凭经验决定，并没有特定依据。为了降低ECD，可根据安全密度窗口，优化各井段连续钻进长度。图9模拟了按照不同连续钻进长度钻裸眼段时，不同井深处的最大可能ECD。如图9所示，如果每交替钻进5根立柱进行一次彻底循环，则最大 ECD增加至1．95 g／cm3，可钻进到4 150 m；如果每交替钻井3根立柱进行一次彻底循环，最大ECD增加至1．84 g／cm3；如果每钻进1根后进行彻底循环，则最大ECD为1．80 g／cm3。

图9 不同连续钻进方案下ECD随井深变化Fig．9 Variation of ECD w ith well depth under different continuous drilling schemes

图10 模拟了按照不同连续钻进长度钻裸眼段时，不同井深处的最大可能井口扭矩。相比于井筒无岩屑的情况，每交替钻进5根立柱进行一次循环，岩屑床增大的井口扭矩约为井筒清洁状态下的1倍，并超过了钻机扭矩极限。其他方案均极大地增大了扭矩，但还在扭矩极限范围内。

图10 不同连续钻进方案下井口扭矩随井深变化Fig．10 Variation of wellhead torque w ith well depth under different continuous drilling schemes

图9 、图10表明，通过井眼清洁措施将岩屑从井筒中携带出来，可显著降低ECD和井口扭矩，且随着水平段的增加，影响越来越明显。然而随着清洁频率和清洁井段长度的增加，所消耗的非钻进时间也大大增加。

如果按照井筒压力极限和顶驱额定扭矩来优化钻井方案，则可按照图11中的连续钻进长度优化方案进行钻井。在本方案中，该井从4．00～4．15 km交替钻进5根立柱，在4．15 km井底进行彻底循环。然后在接下来的480 m内每交替钻进4根立柱彻底循环一次。从4．66～5．02 km起，最多连续钻进3根立柱，然后进行循环。对于最后的251 m，每钻完2根立柱后停钻循环。

图11 可连续钻进长度优化方案Fig．11 Optim ization scheme of continuous drilling length

2．4 机械钻速优化

考虑到井筒中的岩屑含量是由于钻头切削岩石形成，与机械钻速直接相关，因此优化机械钻速可有效控制井筒中的岩屑含量。如果仍然通过每交替钻进5根立柱彻底循环一次钻进4．00 km以上的井段，当 ROP降低到15 m／h，可有效解决 ECD和扭矩增长过快问题。ECD可以控制在1．81 g／cm3以下（图12），井口扭矩也依然在额定范围之内（图13）。

图12 每交替钻进5根立柱彻底循环一次不同机械钻速下ECD随井深变化情况Fig．12 Variation of ECD w ith well depth under different ROP after thoroughly circulating every five columns drilled alternately

图13 每交替钻进5根立柱彻底循环一次不同机械钻速下扭矩随井深变化情况Fig．13 Variation of torque w ith well depth under different ROP after thoroughly circulating every five columns drilled alternately

从以上分析可以看出，浅层大位移井的钻井方案优化是个比较复杂的问题，其核心是井眼清洁、ECD和摩阻扭矩控制，简单的经验方法并不是钻井施工的最优选择，最有效的方法应该是通过井眼清洁效果评价对目标井进行模拟，综合考虑井筒中的最大允许岩屑量和钻进效率来优化钻井方案，根据实际情况确定。