新疆某油田致密礫巖油水平井安全高效下套管技術

張津瑞，鐘 震，楊 凱

(1.長江大學石油工程學院,湖北 武漢 430100；2.中國石油新疆油田公司工程技術研究院,新疆 克拉瑪依 834000)

1 井身結構優化

新疆某油田致密礫巖油田，至上往下的地層鉆遇為白堊系(吐谷魯群)、侏羅系(齊古組、頭屯河組、西山窯組、三工河組，八道灣組)、三疊系(白堿灘組、克拉瑪依組、百口泉組)[2-4]。

侏羅系八道灣組煤層微裂縫發育，礫巖膠結差，侏羅系與三疊系不整合接觸及克拉瑪依組砂泥巖互層造成地層承壓能力低(1.24～1.27 g/cm3)，且壓力體系復雜，容易發生井漏，砂泥巖互層造成井壁穩定性差，易吸水垮塌掉塊，井壁失穩掉塊容易引起卡阻。新疆某油田砂礫巖油開采前期均采取四開井身結構設計，經優化設計，X井設計為三開井身結構如表1。能夠有效的分隔不同地層，一開采用 Ф381 mm 鉆頭鉆至白堊系吐魯番群組預定井深 500 m 處，下入 Ф273.1 mm 表層套管；二開采用 Ф241.3 mm 鉆頭鉆至克拉瑪依組，井深約 3285 m 處，下入 Φ193.7 mm 套管封固克拉瑪依組以上地層，防止井漏發生，使得下套管作業安全高效；三開采取 Ф165.1 mm 鉆頭鉆至百口泉組 5436.05 m 處，之后下入 Φ127 mm 油層套管；最后進行固完井作業，X井達到預定設計井深，并高質量的完成鉆完井作業。

表1 三開井身結構數據表

2 軌跡設計與控制

新疆某油田從巖性上來看，橫向變化大，縱向夾層多；巖石硬度大，砂礫巖粒徑大小不均勻[5]；八道灣組有巨厚的底礫巖，膠結疏松，粒徑較大，一般為20～50 mm，最大可達到 90 mm；可鉆性極值為6.0～7.5。 克拉瑪依組地層巖性橫向變化大，縱向上夾層多，非地質性強，可鉆性極值為6.0～7.5，百口泉組砂礫巖徑較大，可鉆性極值為6.0～8.0，且縱向厚度大(150～200 mm)等特點使得在鉆井作業中機械鉆速低，因此合理的設計水平井井眼軌道優化是關鍵。

在新疆某油田，進行水平井井眼軌道優選采取五段式，即“直井段+造斜段+穩斜段+造斜段+水平段”[6]新疆某油田X井，如表2。

表2 X井井眼軌道設計

對于新疆某油田長水平段水平井分段進行鉆具組合的優化。由于直井段鉆具無需考慮托壓、摩阻扭矩大卡鉆風險低等問題，井眼控制相對容易，考慮到合理經濟高效性，可以采取螺桿進行滑動鉆井作業。對于造斜段與水平段而言，需要采取旋轉導向工具，一直進行滾動鉆井作業，使得鉆具與井壁之間的摩擦力減少。本井采用PowerDrive X5旋轉導向系統，因其安裝隨鉆測量感應裝置，能夠及時有效的根據實時情況，做到精確的控制鉆井軌道，使得鉆井軌道相對更加光滑平穩，提高了井眼軌道的質量。該旋轉導向系統安裝了伽馬測量儀，能夠實時監控地層，提高油層的鉆遇率達到86%，對于不同井段要采取不同的鉆頭進行優化設計

水平段采取MDi1516鉆頭(刀翼數5，切削齒直徑 16 mm)，具有抗沖擊，耐磨的性質，適用于軟硬交界的情況下，在百口泉地區應用效果理想，提速效果由前期的平均機械鉆速 7.32 m/h 變為后期的 12.96 m/h，平均鉆頭進尺由原來的 360 m 增加至 840 m，工期縮短至 42 d，

①糖尿病急性并發癥如酮癥酸中毒患者②嚴重的心肺肝腎功能異常③合并泌尿系、呼吸道等嚴重感染者④妊娠、哺乳婦女⑤繼發糖尿病患者⑥1型糖尿病患者。

3 水平井下入套管柱模型分析

為了計算準確可以將套管分為許多單元段，任意取一段套管柱微元，對套管柱微元模型進行受力分析[7-8]，如圖1。將套管柱微元的受力與變形分解到兩個平面(p平面和R平面)進行研究，可以推導出管套管微元上端軸向力Ti的計算模型公式[9-12]。

圖1 套管柱微元受力分析

(1)

βi=arccos(cosaicosai-1+sinaisinai-1cos(φi-1φi))

(2)

(3)

(4)

(5)

fi=μNi

(6)

Ti=Ti-1+qmLicosα±μNi

(7)

式中：Ti、Ti-1分別代表第i根套管柱微元上端和下端的軸向應力；QPi、QPi-1分別代表第i根套管柱微元上端和下端在P平面的剪切力；QRi、QRi-1分別代表第i根套管柱微元上端和下端在R平面的剪切力；αi、αi-1分別代表第i根套管柱微元上端和下端的井斜角；φi、φi-1分別代表第i根套管柱微元上端和下端的方位角；±是管柱微元上提時取“+”，套管柱微元下方時取“-”；fi是i根套管柱微元和井壁之間的摩擦阻力；Δαi為管柱微元上端和下端井斜角的增量；βi對應為第i根套管柱微元的狗腿角；MPf、MRf分別為i根套管柱微元在P平面和R平面產生的矩；Ni為i根套管柱微元和井壁的壓力；qm為管柱微元在鉆井液中的浮重；μ為套管柱微元摩擦系數。

依次對套管柱微元進行計算直至井口，可求出下套管過程中各個點的大鉤載荷。

摩擦系數的取值問題一直都關乎著套管柱是否下入預定井深的重要能力體現，因此對于摩阻系數取值范圍要進行人工干預，一般根據臨井數據進行摩擦系數的選取，分別計算不同摩阻系數時下套管過程中需要的大鉤載如圖2。

圖2 套管柱下入能力分析

圖2中0.2/0.15表示裸眼段和套管段對應的摩阻系數。根據模擬狀況可以觀察出以下規律：

1)當摩阻系數取值為0.2/0.15、0.3/0.2、0.4/0.3時，大鉤載荷始終大于0。在該種條件狀況下，套管柱可以依靠自身重力進行下套管作業，并順利下達至預定井深。2)當摩阻系數取值為0.5/0.3時，大鉤載荷最小值為 -184.93 N 。在該種條件狀況下，套管柱不可以依靠自身重力進行下套管作業，因此在此條件下需要進行漂浮下套管作業，確保大鉤載荷始終大于 0，最終以保證套管柱能夠安全順利的下入預定井底深度。

X井采取油基鉆井液并結合臨井情況(0.25/0.2)，不會出現摩阻系數取值較大時，因此無需選擇漂浮下套管作業。

4 高性能油基鉆井液

通過對新疆某油田致密礫巖油的實踐與調研，發現新疆某油田油田水平井鉆井時存在以下難點:新疆某油田地區鉆井阻卡復雜，主要是因井壁失穩掉塊引起；侏羅系西山窯組煤層、三工河組砂泥巖互層、八道灣組煤層及三疊系克拉瑪依組砂泥巖互層為主，部分含礫，井壁穩定性差，易吸水垮塌掉塊井徑擴徑明顯；卡阻較多，三疊系百口泉組有異常高壓現象，表現為高壓低滲流特點。

通過對新疆某油田使用水基鉆井液完成的15口開發井進行調查，發現在這15口井中分別發生了不同程度的井漏。通過實驗模擬發現同等深度下，油基鉆井液的摩阻比水基鉆井液摩阻低，如圖3。為方便安全高效順利的下入套管，為此對于長水平段水平井應該首先選白油基鉆井液。

圖3 水基鉆井液與油基鉆井液摩阻對比

白油基鉆井液具有很高的潤滑性、抑制性、流變性[13-16]，能滿足長水平段的攜巖要求，同時在井眼凈化、降低摩阻方面具有較好的效果，故配套采用油水比為85∶15的白油基鉆井液[17]，具有低黏度，減少阻力的效果。鉆井液設計性能如表3。

白油基鉆井液能夠滿足新疆某油田長水平段安全高效下套管的技術要求，同時加強對鉆井液性能的維護。及時啟動四級固控設備，及時控制振動篩篩布為240目，最大限度地除去有害固相，除砂器、除泥器 24 h 常開，離心機有效開動率應滿足鉆井液相關的性能要求，將固相含量控制在8%以下，以提高鉆井液的攜巖能力。在進入水平段時，要控制鉆井液各項性能，降失水，達到減少鉆井液中固體的含量和減少有害物體對油層的傷害，及時監控Ф6讀數，讓Ф6讀數控制在6～10之間，使得攜帶能力和懸浮能力得以增強；當Ф6讀值小于6時，可加入流型調節劑。

表3 白油基鉆井液性能

5 通井鉆具組合設計

在鉆井過程中，鉆具容易貼近井壁下側，巖屑顆粒在重力作用下容易沉積在下井壁，形成巖屑床[18]。因此在下套管前需要通井，要進行清除井眼中滯留的巖屑、清理沉砂、修復井壁，使井眼充分凈化，確保井徑擴大率為正，修整井眼曲率大小。

對于通井鉆具選擇上先后進行單扶正器、雙扶正器及三扶正器進行通井作業，

在進行通井鉆具選取時，要進行套管與通井鉆具的剛度匹配工作，找到更容易下入設計井深，使得通井后井眼變得順暢、平滑的通井鉆具組合，使套管柱不會出現卡阻現象。

(8)

(9)

式中：k鉆鋌-鉆鋌的剛度；k套管-套管的剛度；I鉆鋌-鉆鋌的慣性矩；I套管-套管的慣性矩。

當m≥1時，說明鉆鋌的剛度大于套管剛度，能夠下入預定位置；當m<1時，說明需要重新設計剛度更大的通井鉆具組合。

本口水平井三開通井鉆具組合設計如下：

雙扶通井：牙輪鉆頭 Φ165.1 mm(0.21 m)+雙母接頭330×ST400(0.58 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重鉆桿 Φ114.3 mm(9.46 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重鉆桿 Φ114.3 mm。

三扶通井：牙輪鉆頭 Φ165.1 mm(0.21 m)+雙母接頭330×ST400(0.58 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重鉆桿 Φ114.3 mm(9.46m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重鉆桿 Φ114.3 mm(9.47 m)+扶正器 Φ160 mm(1.23 m)+加重鉆桿 Φ114.3 mm。

X井采用雙扶通井與三扶通井計算出m分別為1.07、1.12，均大于1，能夠下入預定位置，進行通井作業。

6 套管扶正器類型與安裝位置優化

在水平井眼中，套管柱依靠自身重力向前運動進行下套管作業[19]。在長水平水平段時容易出現托壓現象，受到卡阻的風險比較大，導致套管不能下入預定井深。為提高水平井固井質量，應保持下套管的高居中度，進而要使用扶正器，但過度的扶正器使用數量可能會導致阻力增加， 扶正器安放的數量過少，又會導致扶正器之間的撓曲變形過大，進而增加了與井壁間的接觸使得下套管的阻力增加。因此合理安放扶正器使套管柱居中尤為重要。整體式彈性扶正器依據弓高決定著扶正效果。在整體式剛性滾輪扶正器中，滾輪固定在剛體上的滾動軸進行滾動運動，能夠降低下套管阻力，使套管下入安全順暢[20]。

由于新疆某油田地區井眼軌道不光滑、不規則等特點，使用Landmark 軟件進行套管扶正器的優化計算。制定新疆某油田水平井套管扶正器的選型與安裝方案如下：短套管上安裝 1 個整體式滾輪扶正器，之后到造斜點整體式彈性扶正器與整體式剛性滾輪扶正器間隔安裝，間隔 20 m 進行扶正器的安裝。經計算，X井中共使用各種類型的336只，本井套管柱居中效果達到 81%，固井質量總體成績較為良好。

7 結論及建議

1)通過優化后的井身結構，能夠滿足新疆某油田致密礫巖油水平井安全高效的進行下套管作業。采取個性化PDX5旋轉導向系統和MDi1516鉆頭后，機械鉆速提高至 12.96 m/h，大大縮短了鉆井周期僅為 42 d，為大規模開發新疆某油田水平井提供技術支持。

2)通過對新疆某油田地區水平井套管柱微元分析，建立水平井三維套管柱力學模型，并結合實際選取摩擦系數，建立下套管前的預估分析工作，為現場下套管作業提供技術指導支撐。

3)白油基鉆井液有效解決了井壁易失穩等問題，確保百口泉組順利開采。

4)通過計算，通井鉆鋌的剛度與套管剛度進行對比，當m≥1時說明套管能夠下入預定位置，并完成了通井作業。通過Landmark 軟件對整體式剛性滾輪扶正器和整體式彈性扶正器間隔之間加以設計優化，保證套管安全順利的下入。