許 杰,林 海,張彬奇,張羽臣,陳 陽(yáng),趙文英,于汝豐,姜兆陽(yáng),胡 楠

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津300459;2.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院,山東東營(yíng)257000;3.中石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東東營(yíng)257000;4.中石化勝利石油工程有限公司黃河鉆井總公司,山東東營(yíng)257000)

淺層稠油儲(chǔ)層埋藏深度淺,油藏溫度低,常溫條件下原油黏度極高,開(kāi)采難度大,為增加地下原油流動(dòng)能力,目前國(guó)內(nèi)外普遍采用蒸汽吞吐熱采的方式開(kāi)采。國(guó)內(nèi)外眾多淺層稠油油藏的開(kāi)采實(shí)踐證實(shí),淺層稠油水平井作為開(kāi)發(fā)淺層油氣資源的重要開(kāi)采方式,可有效增大儲(chǔ)層鉆遇面積,提高蒸汽熱驅(qū)范圍,大幅度提升單井采收率,獲得顯著的綜合經(jīng)濟(jì)效益[1-2],如加拿大Alberta油田[3]和委內(nèi)瑞拉奧里諾科重油帶[4-5],利用水平井配合蒸汽驅(qū)重力熱采淺層高黏稠油,已取得顯著的開(kāi)采效果。對(duì)于淺層稠油儲(chǔ)層,因?yàn)樾枰捎谜羝掏麻_(kāi)發(fā)方式,所以需要下入大尺寸套管完井,這就使得鉆井完井工藝面臨一些特定的技術(shù)難題,如大曲率井眼套管下入摩阻高、管柱下入困難、大尺寸井眼松軟地層造斜率無(wú)法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)等。目前,在有限深度條件下順利實(shí)現(xiàn)完井的難度較高,尤其在造斜段部位,套管柱隨井眼彎曲,其受力狀態(tài)較為復(fù)雜,能否按蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)方式的要求將大尺寸套管下至預(yù)定井深,關(guān)系到水平井鉆完井的成敗,是方案決策過(guò)程必須解決的重點(diǎn)問(wèn)題之一[6-7]。為進(jìn)一步改進(jìn)水平井相關(guān)技術(shù),使之在滿足稠油開(kāi)采的前提下降低開(kāi)發(fā)綜合成本,筆者對(duì)已施工井下入套管時(shí)的鉤載進(jìn)行分析,擬合井筒內(nèi)的摩阻系數(shù),利用擬合摩阻系數(shù)對(duì)新井不同造斜率條件下完井管柱下入的可行性預(yù)測(cè)進(jìn)行研究,為優(yōu)化淺層稠油水平井的井身結(jié)構(gòu)、改進(jìn)完井管柱的設(shè)計(jì)方案提供指導(dǎo)。

1 研究區(qū)概況及完井工藝

CB22E為淺層稠油區(qū)塊,構(gòu)造呈西高東低趨勢(shì),井區(qū)內(nèi)構(gòu)造比較簡(jiǎn)單,地層平緩。目的油層埋深1 305～1 332 m,儲(chǔ)層壓實(shí)差,膠結(jié)疏松,平均鉆遇油層厚度8.9 m,巖石平均孔隙度34.6%,平均空氣滲透率2 350×10-3μm2,屬于高孔、高滲儲(chǔ)層。地面原油密度0.94 g/cm3,原油黏度1 164 mPa·s,地下原油密度0.91 g/cm3,原油黏度129 mPa·s,含蠟量11.0%,平均含膠質(zhì)34.3%,平均含硫量0.21%,平均凝固點(diǎn)-6℃。壓力梯度0.97 MPa/100 m,地溫梯度3.85℃/100 m,屬于常壓、偏高溫系統(tǒng)。

目前國(guó)內(nèi)外淺層稠油開(kāi)發(fā)通常采用大尺寸套管柱以及直—增—平的三段井身結(jié)構(gòu),且為滿足采油需要,對(duì)套管下入提出以下要求[8-9]:三開(kāi)油層段裸眼完井,使用139.7 mm篩管防砂和支撐井壁;二開(kāi)下入244.5 mm套管至井斜角剛剛增至90°的位置。

此外,為了達(dá)到高效采油的目的,稠油熱采井必須有效封固油層至井口之間的井眼環(huán)空,以提供稠油熱采的密封條件。為了保證水泥漿頂替效率所需的套管最小居中度的要求,規(guī)定二開(kāi)次套管柱加裝扶正器[10]。淺層稠油水平井井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 淺層稠油水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖

2 計(jì)算模型

2.1 受力分析及假設(shè)條件

二開(kāi)次套管柱受力較為復(fù)雜,在造斜段內(nèi)套管柱隨井眼一同彎曲,除受到重力、浮力和摩擦阻力外,還有彎曲應(yīng)力,造斜率越大,井眼曲率半徑越小,對(duì)應(yīng)彎曲應(yīng)力越大[11]。彎曲應(yīng)力與管柱剛度密切相關(guān),常規(guī)244.5 mm套管柱的剛度是127 mm鉆柱剛度的8倍,在井眼內(nèi)彎曲變形產(chǎn)生的彈性力較大,進(jìn)而導(dǎo)致套管與井壁接觸摩阻較大,套管柱很可能因此卡在井筒造斜段,無(wú)法順利下入井內(nèi)。套管柱的剛度造成管柱和井壁的接觸狀態(tài)與軟桿[12]條件下的假設(shè)不符,大尺寸完井管柱彈性變形(即剪力)對(duì)管柱受力會(huì)產(chǎn)生重要影響,因此模型的建立必須考慮套管的剛度對(duì)彎曲應(yīng)力的影響。

套管柱在安裝扶正器的情況下,與井壁的接觸可以認(rèn)為是扶正器與井壁的滑動(dòng)摩擦接觸,這種情況下套管在井筒內(nèi)處于懸空狀態(tài),整個(gè)套管柱在井內(nèi)的接觸條件變?yōu)榉稣髋c井眼的點(diǎn)接觸[13-14]。套管柱微元段受力分析如圖2所示。

圖2 微元段受力分析

兩個(gè)扶正器之間的套管柱作為一個(gè)計(jì)算單元,由套管鞋開(kāi)始,自下而上將套管柱計(jì)算單元編號(hào)為i=1,2,…。模型的假設(shè)條件包括:具有剛性井壁的光滑圓形井眼,井眼的彎曲部分為空間斜平面上的一段等曲率圓弧;大尺寸完井管柱是具有較大剛度的彈性變形體,且在整個(gè)下入過(guò)程中始終處于線彈性變形狀態(tài);忽略套管柱的動(dòng)載荷、扭矩和初變形;井內(nèi)流體采用賓漢流體模型,密度為常數(shù)。

微元段受力平衡方程為

分離微分變量,得到

式中,L為井深,m;dL為微元段管柱長(zhǎng),m;Ft、Fn、Fb分別為套管軸向拉力、套管主法線方向剪力,套管副法線方向剪力,N;N為管柱與井壁的均布接觸力,N/m;Nn、Nb為主、副法線方向均布接觸力,N/m;Mn、Mb分別為彎矩,N·m;α為井斜角,rad;φ為方位角,rad;μ為摩擦系數(shù);K、τ分別為井眼軸線曲率,井眼軸線軌跡的撓率,rad/m;Kα、Kφ分別為井斜角變化率、方位角變化率,rad/m;Kf為浮力系數(shù);qc、qm分別為單位長(zhǎng)度套管重力、單位長(zhǎng)度套管浮重,N/m。

2.2 模型求解

根據(jù)2.1節(jié)的受力分析,應(yīng)用差分方程,套管段計(jì)算單元的受力情況表達(dá)為

式中,Mb=EIK(L);E為彈性模型,Pa;I為慣性矩,m4;

差分方程的邊界條件為套管鞋位置載荷為零,套管柱上端載荷為大鉤懸重。在模型求解時(shí),利用迭加計(jì)算方法,從下入套管底端開(kāi)始計(jì)算每段摩擦阻力,累積到井口,即可計(jì)算出整個(gè)套管所受的總摩擦阻力。同理也可以根據(jù)大鉤載荷,擬合計(jì)算井段的摩擦系數(shù)。

3 計(jì)算實(shí)例

3.1 摩阻系數(shù)的擬合

套管壁與不同類型巖石(如砂巖、泥巖、礫巖等)之間的摩擦系數(shù)不同,因此考慮摩擦系數(shù)隨井眼垂深的變化。針對(duì)目標(biāo)區(qū)塊一口已完成井CB22E-P12(CB22E-P12井的二開(kāi)井眼軌跡如圖3所示),以二開(kāi)次套管柱整個(gè)下入過(guò)程的大鉤載荷實(shí)測(cè)曲線為基準(zhǔn),使用已建立的模型進(jìn)行分段擬合,從套管鞋位置依次計(jì)算至井口,根據(jù)實(shí)測(cè)鉤載,反復(fù)修正分段摩阻系數(shù),進(jìn)而獲得摩阻系數(shù)隨垂向深度的定量變化關(guān)系。

圖3 CB22E-P12井的井眼軌跡

CB22E-P12井二開(kāi)次套管鋼級(jí)為T(mén)P110H,外徑244.5 mm,壁厚11.05 mm,線密度64.79 kg/m,長(zhǎng)圓扣型,最佳上扣扭矩14 980 N·m,抗擠強(qiáng)度30.5 MPa,抗內(nèi)壓強(qiáng)度60 MPa,抗拉強(qiáng)度4 920 kN。套管柱總長(zhǎng)度2 038 m,套管串結(jié)構(gòu)為可鉆浮鞋+套管1根+浮箍+套管1根+浮箍+套管串+聯(lián)頂節(jié)。二開(kāi)鉆頭尺寸311.1 mm。鉆井液為海水天然高分子聚合物潤(rùn)滑防塌鉆井液,密度1.1 g/cm3,塑性黏度10～25 mPa·s,動(dòng)切力5～12 Pa。

摩阻系數(shù)的擬合值如表1所示,以此計(jì)算得出的CB22E-P12井二開(kāi)次套管整個(gè)下入過(guò)程的大鉤載荷與摩擦阻力如圖4所示?？芍?CB22E-P12井二開(kāi)次244.5 mm套管下入到位(垂深1 436 m,井深2 038 m)時(shí),井口大鉤載荷余量716 kN,摩阻276 kN,下入過(guò)程未遇任何阻礙。

表1 摩阻系數(shù)擬合結(jié)果

除了巖石類型之外,摩阻系數(shù)還受到其它工況的影響,如鉆井液類型、泥餅質(zhì)量、巖屑沉積情況,若存在上述影響因素,摩阻系數(shù)在計(jì)算之前應(yīng)乘上相應(yīng)的校正系數(shù),如表2所示。

將摩阻系數(shù)擬合值代入CB22區(qū)塊的6口井位進(jìn)行驗(yàn)證,對(duì)比這些井位二開(kāi)次下套管大鉤載荷余量的實(shí)測(cè)值和計(jì)算值,如表3所示,可知計(jì)算值的誤差在5%以內(nèi),從而證明摩阻系數(shù)擬合結(jié)果的有效性,進(jìn)而可用于預(yù)測(cè)目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)情況相似井位的大鉤載荷和套管下入摩阻。

圖4 單井?dāng)M合結(jié)果

表2 摩阻系數(shù)的校正系數(shù)

表3 多口井?dāng)M合結(jié)果

3.2 最大造斜率分析

計(jì)劃鉆取CB22E-P15井,目標(biāo)油層垂深1 315 m,井眼軌跡設(shè)計(jì)如前所述,為直-增-平三段式。固定油藏深度,不同造斜率條件下三段式井眼軌跡如圖5所示。二開(kāi)套管選用與CB22E-P12相同材質(zhì)尺寸。扶正器安裝要求為:井深為400～1 500 m井段,每隔50 m安裝一個(gè)剛性扶正器;井深大于1 500 m的井段,每隔20 m安裝一個(gè)剛性扶正器,同時(shí)因?yàn)樘幱谕粎^(qū)塊,1開(kāi)套管段,裸眼段摩擦系數(shù)根據(jù)表1中的預(yù)測(cè)值進(jìn)行選取。

隨著造斜率從3°/30 m增加到12°/30 m,套管下入底部大鉤載荷余量逐漸增大,但是到15°/30 m時(shí),大鉤載荷余量減小。其原因是,套管柱下入到位時(shí),大鉤載荷余量與套管柱所受摩阻密切相關(guān)。在不同造斜率井眼的A靶點(diǎn)垂深保持不變的條件下,摩阻可分為兩部分,分別受兩種因素控制,一是套管柱與造斜段井眼的接觸長(zhǎng)度,二是套管柱所受彎曲應(yīng)力引起的附加接觸應(yīng)力。從3°/30 m增加到15°/30 m,接觸長(zhǎng)度依次減小,導(dǎo)致第一部分摩阻依次減小,但同時(shí)彎曲應(yīng)力依次增大,導(dǎo)致第二部分摩阻依次增大。根據(jù)計(jì)算結(jié)果,當(dāng)造斜率小于12°/30 m時(shí),第一部分摩阻占據(jù)主導(dǎo)地位,大于12°/30 m時(shí),第二部分占據(jù)主導(dǎo)地位,因此出現(xiàn)摩阻先減小后增大的現(xiàn)象,所對(duì)應(yīng)的大鉤載荷余量則先增大后減小。

圖5 不同造斜率井眼軌跡示意圖

對(duì)不同造斜率條件下的大鉤載荷進(jìn)行分析,見(jiàn)圖6。

對(duì)不同管柱不同下入的有效軸向力進(jìn)行分析(圖7),發(fā)現(xiàn)造斜率在15°/30 m時(shí),套管有效軸向力大小超過(guò)發(fā)生正弦屈曲時(shí)有效軸向力大小,套管會(huì)發(fā)生正弦屈曲,不能下入,其他造斜率下,套管均可正常下入,沒(méi)有發(fā)生正弦屈曲。

圖6 不同造斜率下套管下入大鉤載荷余量

圖7 不同造斜率下入二開(kāi)套管屈曲分析

4 結(jié) 論

(1)考慮套管的剛度和扶正器的影響,建立了三維空間梁?jiǎn)卧Ｐ??？紤]巖石類型對(duì)摩阻系數(shù)的影響,根據(jù)實(shí)測(cè)大鉤載荷,反算得到摩阻系數(shù)隨垂向深度變化的擬合值,二開(kāi)套管段摩阻系數(shù)為0.24,裸眼段摩阻系數(shù)增大,在0.29～0.35之間。

(2)隨造斜率增大,套管下入井底的大鉤載荷逐漸增大。15°/30 m時(shí),由于下入套管彎矩增大,套管發(fā)生正弦屈曲。

(3)在大尺寸完井管柱入井過(guò)程中,應(yīng)用CB22E-P12井?dāng)M合摩阻系數(shù),進(jìn)行套管下入校核,以下入管柱不發(fā)生正弦屈曲為判定標(biāo)準(zhǔn),計(jì)算結(jié)果表明,設(shè)計(jì)井位CB22E-P15井的最大造斜率不應(yīng)超過(guò)12°/30 m。