南川页岩气田超长水平段水平井高效下套管技术

2023-10-14甘新星董仲林马吉龙杜晓雨

断块油气田 2023年5期

甘新星，董仲林，马吉龙，杜晓雨

（1.中石化重庆页岩气有限公司，重庆 408400；2.中国石油大庆油田有限责任公司采气分公司，黑龙江大庆 163455；3.中石化石油工程技术研究院有限公司，北京 102206）

重庆南川页岩气田东胜构造带位于平桥构造与南川鼻状构造带之间，呈北东走向，由东胜背斜和东胜南斜坡构成。其中：东胜南斜坡页岩大面积连续分布，且页岩气保存条件较好；气藏地层压力系数介于1.05～1.30，地层能量较弱，属于常压页岩气藏，单井生产具有产气量中等、产液量中等、递减相对较慢的特征［1］。该区已实施气井的水平段长度在一定范围内，无阻流量及单井最终可采储量（EUR）与水平段长度呈正相关关系［2-3］。

为了有效动用地质储量，提高页岩气单井产量，实现常压页岩气效益开发，提出了在该区开展超长水平段水平井先导试验［4-6］。SY9-3HF 井是该区实施的水平段长度超4 000 m 的首口水平井，采用“导管+二开制”井身结构，二开采用ϕ215.9 mm 钻头施工，完钻井深6 945 m，ϕ139.7 mm 套管下深6 940 m，水平段长度4 035 m，生产套管高效下入面临极大的技术挑战。笔者以SY9-3HF 井为例，开展套管下入方式优选、漂浮下套管工艺设计及井眼清洁措施优化，探索形成了超长水平段水平井套管高效下入技术。

1 ϕ139.7 mm 套管下入技术难点

SY9-3HF 井的主要钻探目的是进一步落实五峰组—龙马溪组页岩气单井产能，实现商业突破［7-9］。生产套管顺利下至设计位置，保障固井施工顺利完成，是该井完井建产的第1 步。套管下入存在以下技术难点：

1）井眼轨迹复杂。该井实际钻进过程中，二开钻遇海相地层，纵向上薄互层多，钻头在井底受冲击作用强；钻遇龙马溪组时，受地层倾角影响，复合钻进时自然方位降低（2°～3°）/100 m，需多次滑动定向扭方位；为充分保证优质储层钻遇率，井眼轨迹纵向波动大，狗腿度最大为7.63°/30 m［10］。井眼轨迹复杂，套管下入过程中会与井壁多点接触，产生明显侧向力，从而造成较大摩阻，限制了套管高效下入。

2）水垂比大。 SY9-3HF 井水平段长度4 035 m，最大垂深2 950 m，水垂比达1.37（见图1）。套管在下入过程中，尤其在水平段延伸过程中，套管自重驱动力不足，且套管与井壁接触面积逐渐增大，摩阻增加，影响了套管高效下入［11-12］。

图1 SY9-3HF 井井眼轨迹垂直投影示意Fig.1 Schematic diagram of well track vertical projection of Well SY9-3HF

3）井眼清洁难度大。水平段长，环空压耗高，排量受限，岩屑在水平段运移慢，易在下井壁沉积形成岩屑床，造成复杂情况，影响套管下入。

2 ϕ139.7 mm 套管高效下入技术

2.1 套管下入方式优选

超长水平段水平井套管下入难度大，因此需进行特殊下套管工艺适应性评价，并与常规下套管工艺进行对比评价，以确定现场套管下入方式。目前水平井特殊下套管工艺主要有旋转下套管和漂浮下套管，其中旋转下套管工艺因旋转难度较大且有扭损套管风险，在超长水平段水平井中不具备使用条件［13-14］。本文重点开展漂浮下套管工艺与常规下套管工艺在SY9-3HF井ϕ139.7 mm 套管下入施工中的对比优选。

为了提高模拟分析结果对现场施工的指导意义，需准确预测下套管作业过程中井筒的摩阻系数。摩阻系数由多因素共同决定，如地层性质、重叠段、裸眼段及井眼曲折度等，单纯通过机理分析非常困难，需通过反演方法进行确定，通常采用下套管前最后一趟通井过程中上提下放数据进行反演计算［15-16］。基于粒子群优化算法（PSO）和禁忌搜索算法（TS），建立了一种精确高效反演模型。设计与套管串刚度相当的通井钻具组合，使其既满足现场通井需求，又可为套管下入设计提供充足现场数据。

视重叠段和裸眼段的摩阻系数反演为一个多变量优化问题，把不同井段的摩阻系数作为需要优化的变量。摩阻系数ω 用向量表示：

式中：ωi为第i井段摩阻系数，i=1，2，3，…，n。

实钻过程中记录的大钩载荷F用向量表示：

式中：Fj为实钻过程中记录的对应下入深度Dj的大钩载荷，j=1，2，3，…，m。

根据三维软杆模型，运用式（1）的摩阻系数及其他相关参数，如钻压、管柱参数等，可得到不同Dj的大钩载荷计算值Fcalj。大钩载荷计算值Fcal用向量表示：

将大钩载荷计算值的平均绝对误差δ 作为优化问题的目标函数：

使式（5）达到最小值的ωi，即为最优的某井段摩阻系数。在下套管前最后一趟通井过程中，分别记录多点上提下放大钩载荷数据，经模拟反演计算，井筒重叠段平均ω 为0.10，裸眼段平均ω 为0.27。

对SY9-3HF 井ϕ139.7 mm 套管进行常规下入模拟计算，结果见图2。由图2 可知，套管安全下入裸眼段极限ω 为0.21。当裸眼段ω＞0.21 时，套管下入存在屈曲风险；当ω≤0.21 时，套管下入无屈曲风险，套管能够顺利下至井底。而在实际井况中，裸眼段ω 为0.27，当套管下至井深4 480 m 处，套管串2 500 m 处发生正弦屈曲；若不考虑套管屈曲导致井壁作用于套管的附加侧向力，则当套管下至设计位置，套管串1 250～2 850 m 处存在屈曲。因附加侧向力无法精确计算，若附加侧向力突增严重，则套管将发生自锁，导致套管无法顺利下至设计位置。

图2 SY9-3HF 井生产套管常规下入分析Fig.2 Analysis of routine production casing running in Well SY9-3HF

对SY9-3HF 井ϕ139.7 mm 套管进行漂浮下入模拟计算，结果见图3（漂浮段长4 000 m）。由图3 可知，套管安全下入裸眼段极限ω 为0.31。当裸眼段ω＞0.31时，套管下入存在屈曲风险；当ω≤0.31 时，套管下入无屈曲风险，套管能够顺利下至井底。而在实际井况中，裸眼段ω 为0.27，套管可顺利下至设计位置，模拟计算套管到位时大钩载荷为625.1 kN，满足现场施工要求。因此，设计SY9-3HF 井采用漂浮下套管工艺完成生产套管下入作业。

图3 SY9-3HF 井生产套管漂浮下入分析Fig.3 Analysis of floating production casing running in Well SY9-3HF

2.2 漂浮下套管工艺设计

为了充分发挥漂浮下套管工艺优势，最大程度降低套管下入过程中摩阻的影响，需合理设计套管漂浮段长。利用模拟软件进行漂浮段长敏感性分析，以便为漂浮接箍安装位置提供理论依据，模拟结果见表1（ω=0.27）。

表1 SY9-3HF 井生产套管漂浮段长敏感性Table 1 Sensitivity analysis of floating section length of production casing in Well SY9-3HF

由表1 可知：漂浮段长小于3 500 m 时，裸眼段极限ω 小于0.27，则实际井况条件下套管施工存在安全风险；漂浮段长为3 500 m 时，实际井况满足套管安全下入极限条件；漂浮段长大于4 000 m 且小于4 100 m时，实际井况中裸眼段摩阻系数及套管到位大钩载荷数据均满足现场安全施工要求；漂浮段长为4 100 m时，套管到位时大钩载荷达到最大值628.1 kN；漂浮段长超过4 100 m 时，套管到位时大钩载荷呈减小趋势。因此，SY9-3HF 井生产套管下入理论最优漂浮段长为4 100 m。实际作业过程中，根据套管串设计，优选漂浮段长为4 000～4 100 m。

设计套管串组合为：高承压旋转引鞋+1#短套管（1 m）+1 根套管+1#漂浮接箍+1 根套管+2#漂浮接箍+2#短套管（1 m）+3#漂浮接箍+3#短套管（5 m）+碰压座+3根套管+1#趾端滑套+1 根套管+2#趾端滑套+1 根套管+3#趾端滑套+套管串+1#漂浮接箍+套管串+2#漂浮接箍+套管串+联顶节。

1#漂浮接箍安放于井深2 889.31 m（垂深2 651 m），漂浮段长4 034.7 m。 1#漂浮接箍以上套管逐根灌满钻井液。若未设计2#漂浮接箍，则套管下至设计位置时，1#漂浮接箍承受钻井液柱压力为39.01 MPa，接近漂浮接箍破盘压力（40～42 MPa），下套管末期存在提前破盘风险。因此，设计2#漂浮接箍安放于井深1 397.79 m（垂深1 395 m），1#漂浮接箍承受钻井液柱压力为18.48 MPa，2#漂浮接箍承受钻井液柱压力为20.53 MPa，均满足安全下入要求。

扶正器类型及安放设计见表2。重点对2 900～6 940 m 水平段不同类型扶正器安放方案进行对比（见图4），最终确定水平段按照每10 m 安放1 只滚珠扶正器实施，扶正器跨度中点居中度达到67%以上，扶正器处居中度大于76%，满足固井施工要求。水平段设计滚珠扶正器，可将水平段滑动摩阻变为滚动摩阻，有助于套管下入。

表2 SY9-3HF 井生产套管扶正器类型及安放设计Table 2 Centralizer selection and placement design of production casing in Well SY9-3HF

图4 SY9-3HF 井生产套管居中度分析结果Fig.4 Centering analysis results of production casing in Well SY9-3HF

2.3 井眼清洁措施优化

1）油基钻井液性能优化。为了满足超长水平段水平井钻井携岩、钻井及下套管降摩减阻技术的要求，优选乳化剂、提切剂等，设计了低黏高切油基钻井液体系。该体系破乳电压不小于500 V，动塑比不小于0.02 Pa/（mPa·s），高温高压滤失量不大于4 mL，滤饼薄而韧，具有良好的高温乳化稳定性、携岩能力及封堵降滤失能力，能够有效保障长水平段水平井壁的稳定性［17-18］。

2）通井及井眼准备措施。使用双扶通井，对狗腿度较大的点进行多次划眼处理，洗净岩屑和井底沉砂，确保井眼干净。水平段针对井深2 460，3 900，4 900，5 900 m 进行分段循环清洁井眼处理；下钻至井底，以10 L/s排量开泵顶通，待钻井液返出正常，以排量33 L/s 充分循环2 周以上，至振动筛无岩屑。

3 现场应用

SY9-3HF 井ϕ139.7 mm 套管历时82 h 顺利下至设计位置6 940.32 m，全程无遇阻。随后漂浮接箍破盘作业，井口注钻井液加压20 MPa，2#漂浮接箍破盘成功，计算2#漂浮接箍破盘压力为40.53 MPa；继续加压，泵压增加不明显，现场确认2#漂浮接箍破盘瞬间，钻井液柱压力附加激动压力使1#漂浮接箍实现破盘。后续灌浆排气、循环钻井液、固井均顺利完成。

图5 为SY9-3HF 井ϕ139.7 mm 套管下入过程中大钩载荷（不含顶驱质量）实测与模拟结果对比。由图5 可知：套管重叠段实测与模拟大钩载荷数据基本一致；裸眼段实测与模拟大钩载荷数据趋势一致，最大绝对误差为52.3 kN，相对误差为10.84%；套管下至设计位置时，实测大钩载荷为610.9 kN，模拟计算大钩载荷为626.5 kN，绝对误差为15.6 kN，相对误差为2.55%，均在工程允许范围内。