石建剛，席傳明，熊 超，吳繼偉，楊 虎

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

水平井技術(shù)是頁巖油開發(fā)的有效手段，水平段長(zhǎng)度對(duì)單井產(chǎn)量的影響較為顯著[1-4]。中國(guó)非常規(guī)油氣埋藏深度與美國(guó)相當(dāng)，但水平段長(zhǎng)度差距較大[5-11]。提高水平井段長(zhǎng)度和優(yōu)化鉆井配套技術(shù)將成為現(xiàn)階段中國(guó)非常規(guī)油氣藏水平井鉆井技術(shù)的主要突破口。因此，以吉木薩爾頁巖油藏為研究對(duì)象，在現(xiàn)有鉆井裝備、井身結(jié)構(gòu)和配套技術(shù)條件下，開展了超長(zhǎng)水平井鉆井管柱力學(xué)、流體力學(xué)的理論研究和模擬分析，制訂了水平段長(zhǎng)度為3 500 m的鉆井技術(shù)方案，并成功實(shí)施，為頁巖油藏超長(zhǎng)水平井的實(shí)施提供了技術(shù)參考。

1 水平段長(zhǎng)度的制約因素

水平段長(zhǎng)度的制約因素較多，主要包括鉆機(jī)提升載荷、頂驅(qū)扭矩、額定泵壓、鉆井液安全密度窗口、鉆柱屈曲極限等。根據(jù)吉木薩爾頁巖油藏鉆機(jī)現(xiàn)狀(普遍采用ZJ70鉆機(jī))和水平井眼軌跡類型，認(rèn)為制約水平段長(zhǎng)度的關(guān)鍵因素為額定泵壓、鉆井液安全密度窗口、鉆柱和套管屈曲等。

(1) 額定泵壓限制。中國(guó)陸地油田鉆井泵的額定泵壓多數(shù)為35 MPa。若水平段長(zhǎng)度增加，當(dāng)循環(huán)壓耗大于鉆井泵的額定泵壓，則水平段將無法正常鉆進(jìn)[12]。

(2) 鉆井液安全密度窗口的限制。鉆井液安全密度窗口要求井底壓力應(yīng)大于儲(chǔ)層孔隙壓力和儲(chǔ)層坍塌壓力的較高值，并小于儲(chǔ)層破裂壓力。當(dāng)水平井段長(zhǎng)度增加，水平井段環(huán)空壓耗將不斷增大，井底鉆井液當(dāng)量密度(ECD)有可能大于儲(chǔ)層破裂壓力。

(3) 鉆柱與套管屈曲的限制。井筒內(nèi)管柱屈曲失穩(wěn)是導(dǎo)致水平井套管難以下入或鉆具托壓難以正常鉆進(jìn)的主要原因[13]。當(dāng)管柱軸向力超過某一臨界值，管柱將發(fā)生屈曲變形(螺旋屈曲和正弦屈曲)，屈曲變形后的管柱與井壁間的接觸力和摩阻將呈非線性增長(zhǎng)。軸向力越大，摩阻越大，出現(xiàn)惡性循環(huán)。當(dāng)軸向力超過某一值時(shí)，井筒內(nèi)管柱發(fā)生自鎖現(xiàn)象，無法達(dá)到預(yù)定井深。

2 水平井井筒管柱力學(xué)模型

借鑒高德利[14]、練章華[15]、馬振鋒[16]等建立的水平井、大位移井管柱摩阻與扭矩相關(guān)力學(xué)模型。假設(shè)井筒內(nèi)管柱的受力和變形為彈性，井壁與管柱間為剛性支承，管柱彈性變形線與井眼軸線重合，忽略剪切變形和震動(dòng)阻尼及管柱的動(dòng)力效應(yīng)[17]，則任一管柱微元(圖1)的平衡方程(式中粗體符號(hào)表示向量，下同)為：

(1)

w=wbp+wc+wd

(2)

wbp=fbwp

(3)

式中：F為管柱的內(nèi)力合，N；M為管柱的內(nèi)力矩合，N·m；w為單位長(zhǎng)度管柱所受外力，N；m為單位長(zhǎng)度管柱所受外力矩合，N·m；s為鉆柱軸向長(zhǎng)度，m；t為管柱微元的單位切向量，m；wbp為單位長(zhǎng)度管柱在鉆井液中的浮重，N/m，wc為單位長(zhǎng)度管柱與井壁的接觸力，N/m，wd為單位長(zhǎng)度管柱與井壁的摩阻力，N/m，wp為單位長(zhǎng)度管柱在空氣中的重力，N/m；fb為浮力系數(shù)。

圖1 水平井管柱力學(xué)微單元示意圖

假設(shè)在管柱正、副法向量平面(n-b)內(nèi)，管柱與井壁接觸的切線與正法向量n之間的夾角為θ(°)，單位長(zhǎng)度管柱所受的接觸力、摩阻力及合力矩分別為：

wc=-wc(cosθn+sinθb)

(4)

wd=μtwc(sinθn-cosθb)-(μdwc+wv)t

(5)

m=-μdrowc(sinθn-cosθb)-(μtwcr+mv)t

(6)

(7)

式中：μt為管柱周向摩阻系數(shù)；μd為管柱軸向摩阻系數(shù)；ν為管柱軸向速度，m/s；μ為鉆井液塑性黏度，Pa·s；ω為管柱旋轉(zhuǎn)速度，r/min；ro為管柱的外徑，m；wv為鉆井液動(dòng)力黏滯阻力，N/m；mv為鉆井液黏性扭矩，N·m；n、b分別為管柱微元的正、副法向量。

通常，鉆井管柱多為彈性變形，F(xiàn)與M數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

F=Fet+Fnn+Fbb

(8)

(9)

M=EIkb+Mtt

(10)

式中：Fe為有效軸向力，N；Fn、Fb為剪切力，N；Fa為軸向力，N；Fst為流體對(duì)管柱的反推力，N；po為環(huán)空中鉆井液壓力，Pa；pi為管柱內(nèi)鉆井液壓力，Pa；νo為環(huán)空中鉆井液流速，m/s；νi為管柱內(nèi)鉆井液流速，m/s；ρo為管柱外鉆井液密度，kg/m3；ρi為管柱內(nèi)鉆井液密度，kg/m3；Ao為管柱的外截面面積，m2；Ai為管柱的內(nèi)截面面積，m2；Mt為鉆柱所受扭矩，N·m；E為鉆柱彈性模量，N/m2；I為鉆柱慣性矩，m4；k為井眼曲率，°/m。

將式(2)～(10)代入式(1)，可得到井筒內(nèi)管柱的力學(xué)平衡方程：

(11)

初始條件：

（3）強(qiáng)化對(duì)預(yù)算管理的信息化支撐作用。平臺(tái)包括整體預(yù)算管理以及國(guó)庫資金計(jì)劃、科研、經(jīng)費(fèi)、基建、資產(chǎn)購(gòu)建等專項(xiàng)預(yù)算管理模塊，通過信息管理平臺(tái)編制下達(dá)預(yù)算，并通過平臺(tái)系統(tǒng)對(duì)預(yù)算執(zhí)行進(jìn)行實(shí)時(shí)管控和考核，提高預(yù)算管理信息的及時(shí)性、科學(xué)性和準(zhǔn)確性，確保預(yù)算可以有效貫徹執(zhí)行，同時(shí)實(shí)現(xiàn)校內(nèi)各單位與高校整體預(yù)算的協(xié)調(diào)統(tǒng)一。

(12)

式中：Wob為鉆壓，N；Tob為鉆頭扭矩，N·m；τ為井眼撓率，m-1；tz、nz、bz分別為井筒內(nèi)單位微元管柱的切向量、正法向量、副法向量的垂直分量。

在井眼軌跡計(jì)算中可將井斜角和方位角視為井深的樣條插值函數(shù)，如此應(yīng)用可以使井眼更加平滑。同時(shí)，由微分幾何中Frenet公式計(jì)算井眼軌跡的相關(guān)參數(shù)和分量[18]。采用數(shù)值方法求解式(11)，可計(jì)算出各種鉆井工況下的井筒內(nèi)管柱力學(xué)參數(shù)，包括管柱的軸向力、扭矩，以及管柱與井壁的接觸力和裝置角等。

3 吉木薩爾頁巖油超長(zhǎng)水平井可行性研究

吉木薩爾凹陷致密油發(fā)育于二疊系蘆草溝組，油層厚度為25～300 m，埋深為800～4 800 m，分布面積為1 278 km2，自上而下分為2段。根據(jù)物性和含油性，縱向發(fā)育2個(gè)“甜點(diǎn)”體，跨度平均為38 m和44 m。目前，主要開發(fā)上“甜點(diǎn)”體，主要巖性為巖屑長(zhǎng)石粉細(xì)砂巖，地層傾角為3～5 °，儲(chǔ)層平面分布連續(xù)且斷裂不發(fā)育。儲(chǔ)層平均滲透率為0.014 mD，平均孔隙度為10.84 %，“甜點(diǎn)”孔隙壓力系數(shù)為1.27～1.31。

JHW00421井目的層為二疊系蘆草溝組，靶點(diǎn)垂深為2 747.1 m，井口偏移距為174 m，水平井眼方位為260 °，井斜角為84～87 °。為實(shí)現(xiàn)超長(zhǎng)水平段(設(shè)計(jì)值為3 000 m)安全鉆井，采用三開井身結(jié)構(gòu)，Φ311.2 mm鉆頭鉆至入靶點(diǎn)A，下入Φ244.5 mm技術(shù)套管。

3.1 三維水平井軌跡優(yōu)化

對(duì)比分析了常規(guī)三維軌跡與雙二維軌跡條件下鉆柱的摩阻和扭矩，結(jié)果表明，在偏移距大于160 m的情況下，雙二維軌跡中鉆柱摩阻、側(cè)向力等較小，鉆柱屈曲風(fēng)險(xiǎn)小，便于套管下入；從井眼軌跡調(diào)整與控制來看，雙二維軌跡容易實(shí)現(xiàn)小井斜扭方位，較三維軌跡易于實(shí)現(xiàn)控制與調(diào)整[19]。從造斜或扭方位井段的長(zhǎng)度對(duì)比，雙二維軌跡為727 m，略大于三維軌跡的688 m，但由于上部井斜較小(17.9 °)，機(jī)械鉆速影響不大，鉆井成本增加較小。因此，JHW00421井設(shè)計(jì)為雙二維軌道剖面，最大曲率為5.6 °(30 m)(表1)。

表1 JHW00421井雙二維軌跡剖面設(shè)計(jì)Table 1 Dual-2D trajectory profile design of Well JHW00421

3.2 水平段鉆具組合優(yōu)選

水平段鉆進(jìn)期間，井眼直徑為215.9 mm，通常采用Φ127.0 mm或Φ139.7 mm鉆桿。針對(duì)3種水平井鉆具組合，分別對(duì)大鉤載荷、鉆桿屈曲及循環(huán)泵壓進(jìn)行對(duì)比(圖2、3)。第1種鉆具組合為Φ127.0 mm鉆桿+Φ127.0 mm加重鉆桿+Φ139.7 mm鉆桿；第2種鉆具組合為Φ127.0 mm鉆桿+Φ139.7 mm鉆桿；第3種鉆具組合為Φ127.0 mm鉆桿+Φ127.0 mm加重鉆桿+Φ127.0 mm鉆桿。

圖2 3種鉆具組合的大鉤載荷

圖2為3種鉆具組合鉆至水平段3 000 m處所產(chǎn)生的大鉤載荷。由圖2可知，第2種鉆具組合大鉤載荷最小(約為970 kN)，且大鉤載荷變化平穩(wěn)，利于現(xiàn)場(chǎng)鉆壓平穩(wěn)施加。圖3為3種鉆具組合鉆至水平段3 000 m處的循環(huán)泵壓。由圖3可知，在鉆井液密度為1.55 g/cm3時(shí)，相同排量下，第2種鉆具組合的循環(huán)泵壓最小。另外，由于3種鉆具組合在水平段均為Φ127.0 mm鉆桿，發(fā)生鉆桿屈曲的風(fēng)險(xiǎn)相同。

圖3 3種鉆具組合的循環(huán)泵壓

3.3 水平段長(zhǎng)度界限分析

根據(jù)水平段長(zhǎng)度界限的制約因素，結(jié)合吉木薩爾頁巖油藏的壓力特征，分別從泵壓、ECD、鉆柱和套管屈曲等方面，對(duì)水平段長(zhǎng)度界限進(jìn)行數(shù)值模擬和論證。

3.3.1 泵壓與鉆井液安全密度窗口

在滿足井眼清潔條件下，JHW00421井水平段鉆井液環(huán)空返速應(yīng)大于0.75 m/s[20]，所需最小鉆井液排量為31 L/s，模擬計(jì)算得到水平段3 100 m處的循環(huán)壓耗為30.1 MPa(圖3)。因此，需配備額定工作壓力為35.0 MPa的鉆井泵。另外，鉆井液排量為31 L/s，鉆井液密度為1.55 g/cm3時(shí)，井底最大ECD達(dá)1.85 g/cm3，小于儲(chǔ)層破裂(漏失)壓力系數(shù)(1.92 g/cm3)，滿足安全鉆進(jìn)要求。

3.3.2 鉆柱下入載荷

依據(jù)建立的水平井井筒內(nèi)管柱力學(xué)模型，分析認(rèn)為吉木薩爾頁巖油Φ215.9 mm水平井眼鉆井時(shí)，鉆柱摩阻系數(shù)大于0.30后，鉆柱在造斜段將發(fā)生正弦屈曲或螺旋屈曲，鉆柱托壓甚至自鎖。若將鉆柱摩阻系數(shù)降至0.24，可實(shí)現(xiàn)鉆柱在3 500 m的水平井眼中安全延伸(圖4)。然而，在相同井眼和鉆井液條件下，固井時(shí)套管的下入摩阻系數(shù)往往大于鉆柱摩阻系數(shù)，鉆柱摩擦系數(shù)降至0.24并不能滿足套管安全入井。因此，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)中應(yīng)配套旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向或減阻工具、油基鉆井液等，盡可能降低套管摩阻。

圖4 Φ127.0 mm鉆桿屈曲分析

3.3.3 套管下入載荷

通過套管下入過程的靜力學(xué)模擬，Φ139.7 mm套管下入3 000 m長(zhǎng)水平段的過程中，當(dāng)大鉤懸重小于500 kN，套管將發(fā)生屈曲，無法依靠自重入井(圖5)。當(dāng)套管摩阻系數(shù)小于0.15時(shí)，Φ139.7 mm套管入井時(shí)的大鉤載荷較高，可依靠自重安全下至井底。若水平段增加至3 500～4 000 m，套管無法依靠自重入井，可采用旋轉(zhuǎn)套管或漂浮固井的方式下入套管。

圖5 Φ139.7 mm套管下入載荷

4 超長(zhǎng)水平段鉆井實(shí)踐

吉木薩爾頁巖油已鉆水平井的水平段長(zhǎng)度為1 300～2 000 m。為了提高頁巖油的開發(fā)效率，在凹陷東南部上“甜點(diǎn)”區(qū)采用“大平臺(tái)、批鉆批壓”開發(fā)模式，開展超長(zhǎng)水平井鉆井技術(shù)提高單井產(chǎn)量攻關(guān)試驗(yàn)，部署5口水平段長(zhǎng)3 000 m的水平井，設(shè)計(jì)壓裂級(jí)數(shù)為50～60級(jí)，設(shè)計(jì)單井初期日產(chǎn)油量達(dá)150～210 m3/d，為前期單井平均產(chǎn)量的3.0～4.2倍[11]。

JHW00421井設(shè)計(jì)三開井身結(jié)構(gòu)(表2)，最終完鉆井深為5 830 m，水平段長(zhǎng)度為3 100 m，水平段鉆井工期為24.5 d。

表2 JHW00421井井身結(jié)構(gòu)參數(shù) Table 2 Casing program parameters of Well JHW00421

為了滿足鉆井液泵的額定泵壓限制，采用上述第2種鉆具組合。同時(shí)，為了控制井底ECD在鉆井液安全密度窗口內(nèi)，優(yōu)化鉆井液的流變性和穩(wěn)定性，保持塑性黏度為55 mPa·s，屈服值為10 Pa，鉆井液電穩(wěn)定性大于1 000 V(50 ℃)[21]。該井水平段在鉆井液排量為30～33 L/s、鉆井液密度為1.50～1.55 g/cm3的前提下，實(shí)際泵壓控制在28.0～31.0 MPa，小于35.0 MPa的額定泵壓。

為了降低鉆具摩阻及屈曲的風(fēng)險(xiǎn)，該井水平段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，并配套使用油水比為85∶15的白油基鉆井液，鉆具的摩阻系數(shù)降至0.12～0.15，水平段鉆進(jìn)期間鉆具無托壓現(xiàn)象發(fā)生。同時(shí)，為了實(shí)現(xiàn)油層套管的安全入井，該井間隔安裝滾輪和彈性扶正器，將外徑為139.7 mm，鋼級(jí)為TP125 v，壁厚為12.09 mm的油層套管一次安全下至井底，未發(fā)生套管屈曲，套管到達(dá)井底時(shí)大鉤載荷為580 kN(模型計(jì)算水平段發(fā)生螺旋屈曲的最小大鉤載荷為520 kN)。

JHW00421井經(jīng)132.6 d鉆至井深5 830.00 m(垂深為2 733.82 m)順利完鉆。該井平均機(jī)械鉆速為3.78 m/h，水平位移為3 466.24 m，水平段井斜角為89.7 °，造斜段平均造斜率為4.02 °(30 m)。與同區(qū)塊鄰井對(duì)比，該井不僅水平井段最長(zhǎng)，鉆井復(fù)雜時(shí)率也較低(僅為1.2%)。該井水平井段鉆進(jìn)實(shí)現(xiàn)了定向儀器與軌跡控制的有效結(jié)合，水平段全角變化率小于0.03 °(30 m)，井眼軌跡平滑。同時(shí)，由于油基鉆井液具有良好的抑制、攜砂和潤(rùn)滑等性能，水平段井徑擴(kuò)大率僅為0.7%，鉆井液潤(rùn)滑系數(shù)小于0.02。綜上所述，超長(zhǎng)水平井段安全優(yōu)質(zhì)鉆井是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，水平井眼的安全延伸需要技術(shù)、裝備、管理等方面的集成和配合才能順利完成。

5 結(jié) 論

(1) 在現(xiàn)有鉆機(jī)設(shè)備載荷和井眼軌跡類型的前提下，水平段長(zhǎng)度的主要限制因素為鉆柱和套管屈曲極限、泵壓極限、鉆井液安全密度窗口等。鉆井實(shí)踐證實(shí)，在使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)和油基鉆井液前提下，井眼軌跡較平滑時(shí)，吉木薩爾頁巖油水平井水平段長(zhǎng)度界限約為3 500 m。若配套減震鉆具、大功率螺桿，水平段長(zhǎng)度可增加至4 000 m，此時(shí)應(yīng)采用旋轉(zhuǎn)套管或漂浮固井的方式下套管。

(2) JHW00241井3 100 m水平段的鉆井實(shí)踐表明，水平段軌跡平滑對(duì)于超長(zhǎng)水平井的實(shí)現(xiàn)非常重要，應(yīng)減少全角變化率的大幅波動(dòng)。同時(shí)，蘆草溝組儲(chǔ)層鉆井液安全密度窗口約為0.4 g/cm3，應(yīng)優(yōu)化鉆井液流變性和潤(rùn)滑性，降低水平段環(huán)空循環(huán)摩阻，防止井下事故。

(3) 對(duì)于水平段更長(zhǎng)的鉆井工況，需進(jìn)一步開展降摩減阻工具、軌跡平滑控制和漂浮固井等技術(shù)的研究和試驗(yàn)。