渤海淺層大位移井裸眼延伸極限預測

孫連坡，許杰，謝濤，王文，劉海龍

中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300452）

0 引言

大位移井技術能適應各種惡劣地面條件，被多國廣泛應用于勘探開發海上、濱海、島嶼和地面條件復雜的油田，有效地減少了建造平臺和鉆油氣井的數量，大大降低了石油勘探開采的成本。俄羅斯薩哈林地區大位移井創造了井深12 700 m、位移11 739 m世界紀錄。20世紀末，我國在南海東部西江24-1 油田鉆成了A14 大位移井，水平位移達到8 063 m，創造了當時水平位移最大世界紀錄[1-3]。

渤海淺層高水垂比大位移井除存在摩阻扭矩大、井眼清潔和套管下入困難等大位移井常規技術難點外，還存在陸相地層淺部泥巖易水化膨脹造成井壁坍塌、淺部砂泥巖易縮徑造成起下鉆阻卡、弱固結地層易漏失等技術瓶頸，目前淺層大位移井鉆達的最大位移為3 700 m，與世界及國內大位移井技術水平差距較大[4-8]。通過預測安全鉆井泥漿密度窗口，建立符合實際工程條件裸眼延伸極限預測模型，指導鉆井方案設計，進一步增大大位移井安全延伸距離，為渤海邊際油田和滾動擴邊區塊高效開發提供技術保障。

1 鉆井安全密度窗口預測

以渤海某油田為例，開展目標儲層巖石物性與力學性質實驗研究，包括孔滲參數測試、礦物含量測試、單軸及三軸實驗、砂泥巖蠕變實驗和鉆井液浸泡軟化實驗。對上覆巖層壓力、孔隙壓力與地應力進行分析計算，建立地應力剖面、強度參數剖面，結合井身結構設計，得到裸眼井段在特定鉆井液性能條件下的鉆井安全密度窗口。

1.1 孔隙壓力與地應力分析

首先，根據斷層走向判斷水平最大主應力方向。構造受正斷層控制，主應力相對大小：上覆巖層壓力σV＞水平最大主應力σH＞水平最小主應力σh。然后，根據成壓機理不同，孔隙壓力大小可利用測井數據由多種模型進行計算，本研究中使用Eaton模型進行分析[9]：

式中：P1為孔隙壓力，MPa；OBG 為上覆巖層壓力，MPa，可通過對密度測井數據進行積分確定；PN為靜液柱壓力，MPa；、DTN、DTO分別為正常壓實泥巖聲波時差、測井確定的泥巖聲波時差，X為伊頓系數。

1.2 地層坍塌壓力和破裂壓力計算

斜井井壁穩定性不僅與井眼軌跡有關（井斜角、井斜方位角），而且與地應力方位有關。研究斜井的井壁力學穩定性應從井壁應力場出發，結合合適的破壞模型，得到合理的力學模型，從而確定斜井安全泥漿密度。

選取坐標系(X,Y,Z)分別與主地應力σH、σh、σZ，方向一致，見圖1。為方便起見，建立直角坐標系(x,y,z)和柱坐標系(r,θ,z)，其中Oz 軸對應于井軸，Ox 和Oy位于與井軸垂直的平面中。

圖1 斜井井軸坐標變換

斜井在柱坐標系下的井周應力分布的表達式為[10]：

式中：β 為井斜方位與水平最大地應力方位的夾角，（°）；α 為井斜角，（°）；v 為泊松比；θ 為井周角，（°）；σxx、σxy、σzz、σxy、σxz、σyz為6 個地應力分量；P 為液柱壓力，MPa；R 為井眼半徑，m；r 為地層某點到井眼中心的距離，m。

令r=R即可得到井壁處的應力分布情況。

式（3）是關于σ 的一元三次方程，若該方程的3個實根(σ1、σ2、σ3)存在，便可得到3個主應力[11]。

當井內液柱壓力較低時，井壁周圍巖石所受應力超過巖石本身的強度產生剪切破壞，脆性地層產生坍塌掉塊，井徑擴大，而塑性地層則向井眼內產生塑性變形，造成縮徑。

根據庫侖-摩爾的研究，巖石破壞時剪切面上的剪應力τ必須克服巖石的固有剪切強度c值（稱為黏聚力）加上作用于剪切面上的摩擦阻力tan?，這里f 等于σn（剪切破壞面法向正應力），? 為巖石內摩擦角。即：

正應力σn和剪應力τ 用主應力σ1和σ3可表示為：

力學上，地層破裂是由于井內泥漿密度過大使巖石所受的周向應力超過巖石的拉伸強度，即：

式中：σ3-α Pp為周向有效應力，MPa；α 為巖石有效應力系數；St為巖石抗拉強度，MPa。

首先把式（2）代入式（3）得到3 個主應力，再把式（5）代入式（4）得斜井的坍塌壓力。把最小主應力代入式（6）即可得到斜井的破裂壓力。把式（2）中井斜角和方位角設為0即可得到直井的坍塌和破裂壓力。

1.3 鉆井安全密度窗口計算

根據相關研究成果，對不同方位、不同井斜的井的坍塌壓力、破裂壓力進行標定，如圖2及表1所示。考慮鉆井中井壁坍塌、下鉆作業等可能增加井底壓力的情況，取安全系數為0.95。

圖2 坍塌壓力云圖

2 裸眼延伸極限預測

大位移井裸眼井段壓力梯度窗口值等于其最小地層破裂壓力梯度與最大地層坍塌壓力梯度之差。裸眼井段壓力梯度窗口的大小直接決定著該井段大位移井裸眼延伸極限，其主要取決于目標井地層的破裂強度及環空流體壓耗。

2.1 計算條件

以渤海某口大位移水平井為例，運用WELL?PLAN 軟件計算各種井況下的環空壓耗，相關參數設定如下：①井眼軌道：單增剖面，造斜點200 m，造斜率3°∕30 m，穩斜角88°，軌道設計見表2；②井身結構：508 mm(20″)套管×400 m+339.7 mm(13.375″)套管×1 000 m+244.5 mm(9.625″)套管×3 000 m+215.9 mm(8.5″)井眼×7 595.60 m；③鉆具組合：139.7 mm(5.5″)鉆桿+139.7 mm(5.5″)加重鉆桿+114.3 mm(4.5″)鉆桿+177.8 mm(7″)鉆鋌+215.9 mm(8.5″)鉆頭；④鉆井液性能：密度1.28 g∕cm3，流性指數0.5，稠度指數0.9，動切力18 Pa，塑性黏度23 mPa?s。

表1 不同方位、不同井斜角安全鉆井密度窗口

表2 井眼軌道設計參數表

2.2 環空壓耗計算

環空壓耗是控制大位移井裸眼水平延伸的一個關鍵因素，在其他因素一定的情況下，降低環空壓耗能增大大位移井裸眼延伸極限。泥漿流變模式的選擇和流變參數的確定是循環壓耗計算的前提，鉆井用泥漿屬于非牛頓流體，常用冪律、賓漢和赫巴3種泥漿流變模式。影響壓耗的主要因素包括鉆井液性能（塑性黏度、屈服值及密度）、鉆具結構、鉆頭水眼過流面積、井身結構及軌跡數據、井溫等。井底當量密度（ECD）等于環空壓耗（AECD）與靜液柱壓力當量密度（ESD）之和。運用WELL?PLAN 軟件計算ECD 隨井深變化，如圖3 所示。因埋深較淺，井筒溫度較低，不需要考慮溫度對鉆井液密度的影響，即ESD 值就等于鉆井液的密度值[12]。

圖3 大位移井ECD&AECD與井深關系圖

2.3 裸眼延伸極限計算

當井底當量密度（ECD）大于裸眼破裂壓力時，井眼發生破裂漏失，無法繼續鉆進，即該井深為裸眼延伸極限，根據各方向的地層破裂壓力，可以得到裸眼延伸極限。

1）沿最大主應力75°或255°鉆井時，破裂壓力當量密度為1.50 g∕cm3，坍塌壓力當量密度為1.29 g∕cm3。考慮鉆井ECD小于地層破裂壓力0.95倍，根據軟件模擬計算可以得到最大延伸極限井深為5 300 m。

2）沿最小主應力方向165°或345°鉆井時，水平段井斜接近90°，破裂壓力當量密度為2.30 g∕cm3，坍塌壓力當量密度為1.21 g∕cm3，根據鉆井ECD小于破裂壓力0.95 倍原則，及軟件模擬計算，可以得到最大延伸極限井深為9 000 m。

綜上所述，沿最小主應力方向比沿最大主應力方向鉆井井眼更穩定，該案例計算出的大位移井不同方向最大延伸極限相差70%。在油田開發優選平臺位置時，需結合極限大位移井的位置，進行方位優化，以提升大位移井的裸眼延伸極限。

3 基于套管安全下入的延伸極限預測

由于淺層砂泥巖會產生一定的蠕變導致縮徑，砂巖、泥巖吸水后有較強的蠕變特性，且砂巖蠕變強于泥巖。假設井眼鉆開至套管下入之間的時間段為A，井眼縮徑至臨界縮徑率（套管可下入井徑上限）時間為B（安全鉆井周期），當A小于B則套管能順利下入，當A大于B則套管無法下入。

3.1 砂泥巖縮徑率理論計算

為研究蠕變縮徑的大小隨時間的變化關系，利用ABAQUS 軟件建立1∕4井眼模型（平面應變）并劃分網格（單元為四面體八節點單元），井眼尺寸為215.9 mm。利用蠕變實驗擬合參數來計算砂泥巖長期蠕變的縮徑率。

在差應力的驅動下，井眼周圍會出現瞬時形變（圖4）。取瞬時形變最大值的井壁位置為危險點，可計算砂泥巖井眼縮徑率隨時間的變化關系（圖5）。

圖4 井眼打開瞬間位移分布云圖

圖5 砂巖段縮徑率隨時間變化圖

計算結果表明：渤海淺層地層較軟，彈性模量較低，砂泥巖地層在井眼打開瞬間會產生一個瞬時形變而導致縮徑；隨著裸眼段時間的增加，砂巖的蠕變作用要比泥巖更加顯著；提高鉆井液密度能降低井眼瞬時縮徑率和長期縮徑率，但不能完全抑制蠕變。在不同的地應力水平下，砂泥巖的瞬時應變大約在4%～8%。

3.2 基于套管安全下入的鉆井周期

取 井 徑 擴 大 率 為5% ～10%[13]，311.15 mm（12.25 ″）實鉆井眼為326.71～342.27 mm，215.9 mm(8.5″)實鉆井眼為226.70～237.49 mm；相對應下入套管外徑分別為：244.47 mm(9.625″)套管外徑269.88 mm，177.8 mm(7″)套管外徑194.46 mm。計算出311.15 mm（12.25″）、215.9 mm(8.5″)井眼允許套管下入的縮徑率上限為17%～22%、21%～27%。依據縮徑上限（17%、21%），根據3.1理論計算可知：基于244.47 mm(9.625″)套管安全下入的周期為13 d，基于177.8 mm(7″)套管安全下入的周期為18 d。

統計了渤海油田某區塊10 口大位移井套管下入情況及對應砂泥巖鉆開時間、鉆井液密度（表3）。砂泥巖鉆開時間為5～11 d，使用的鉆井液密度范圍在1.17～1.24 g∕cm3。其中，7 口井套管安全下入到預定位置并完成固井，3 口井由于縮徑未下入到井底。套管未能下入到位井的鉆井液密度為1.16～1.17 g∕cm3，鉆開時間為7.5 d；套管安全下入到位井的鉆井液密度為1.17～1.24 g∕cm3，鉆開時間為5.0～11.0 d。

表3 不同鉆井液密度和砂泥巖暴露時間下套管下入結果

利用套管安全下入井的數據，得到不同鉆井液密度條件下安全鉆井周期下限圖版（圖6）。在鉆井液密度1.2 g∕cm3條件下，安全鉆井周期下限為10.0 d，安全鉆井周期上限為13.0 d。利用安全鉆井周期上限13.0 d，可以作為本開次延伸極限預測依據。

圖6 安全鉆井周期下限曲線

3.3 基于套管安全下入的延伸極限預測

根據目標區塊機械鉆速及輔助時間、下套管及輔助時間，得到平均日進尺和有效進尺時間，然后計算出該開次理論延伸極限。統計了該區塊鉆井周期與總井深，得出日進尺范圍為79～644 m、平均日進尺220 m，下套管及輔助時間約為1.2 d。

根據套管安全下入的周期、下套管及輔助時間、平均日進尺范圍，可以得出該井基于套管安全下入的延伸極限為932～7 599 m。該值與不同地應力方向裸眼延伸極限范圍5 300～9 000 m 相交叉，需要綜合考慮裸眼及套管下入兩種因素，才能預測出渤海淺層大位移井延伸極限。

4 結論與認識

1）淺層大位移井鉆井過程中由于地層強度較低、泥巖易水化、鉆井液循環沖刷、鉆具擾動等原因，井壁坍塌難以完全避免，鉆井過程中可能出現泥團、掉塊等問題，關鍵是在安全周期內下入套管，完成注水泥固井。

2）沿最小主應力方向比沿最大主應力方向鉆井井眼更穩定，方向變化45°最大延伸極限相差70%，建議結合極限大位移井井位優選平臺位置，提升大位移井的裸眼延伸極限，保障施工安全。

3）針對渤海油田特點，考慮砂泥巖理論縮徑和套管下入實踐經驗，形成基于套管安全下入的渤海淺層大位移井安全鉆井周期預測方法，為大位移井設計優化和安全施工提供技術支撐。