甘新星，董仲林，馬吉龍，杜曉雨

（1.中石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400；2.中國石油大慶油田有限責任公司采氣分公司，黑龍江 大慶 163455；3.中石化石油工程技術研究院有限公司，北京 102206）

重慶南川頁巖氣田東勝構造帶位于平橋構造與南川鼻狀構造帶之間，呈北東走向，由東勝背斜和東勝南斜坡構成。其中：東勝南斜坡頁巖大面積連續(xù)分布，且頁巖氣保存條件較好；氣藏地層壓力系數介于1.05～1.30，地層能量較弱，屬于常壓頁巖氣藏，單井生產具有產氣量中等、產液量中等、遞減相對較慢的特征［1］。 該區(qū)已實施氣井的水平段長度在一定范圍內，無阻流量及單井最終可采儲量（EUR）與水平段長度呈正相關關系［2-3］。

為了有效動用地質儲量，提高頁巖氣單井產量，實現常壓頁巖氣效益開發(fā)，提出了在該區(qū)開展超長水平段水平井先導試驗［4-6］。SY9-3HF 井是該區(qū)實施的水平段長度超4 000 m 的首口水平井，采用“導管+二開制”井身結構，二開采用?215.9 mm 鉆頭施工，完鉆井深6 945 m，?139.7 mm 套管下深6 940 m，水平段長度4 035 m，生產套管高效下入面臨極大的技術挑戰(zhàn)。筆者以SY9-3HF 井為例，開展套管下入方式優(yōu)選、漂浮下套管工藝設計及井眼清潔措施優(yōu)化， 探索形成了超長水平段水平井套管高效下入技術。

1 ?139.7 mm 套管下入技術難點

SY9-3HF 井的主要鉆探目的是進一步落實五峰組—龍馬溪組頁巖氣單井產能，實現商業(yè)突破［7-9］。 生產套管順利下至設計位置，保障固井施工順利完成，是該井完井建產的第1 步。套管下入存在以下技術難點：

1）井眼軌跡復雜。該井實際鉆進過程中，二開鉆遇海相地層， 縱向上薄互層多， 鉆頭在井底受沖擊作用強；鉆遇龍馬溪組時，受地層傾角影響，復合鉆進時自然方位降低（2°～3°）/100 m，需多次滑動定向扭方位；為充分保證優(yōu)質儲層鉆遇率，井眼軌跡縱向波動大，狗腿度最大為7.63°/30 m［10］。 井眼軌跡復雜，套管下入過程中會與井壁多點接觸，產生明顯側向力，從而造成較大摩阻，限制了套管高效下入。

2）水垂比大。 SY9-3HF 井水平段長度4 035 m，最大垂深2 950 m，水垂比達1.37（見圖1）。 套管在下入過程中，尤其在水平段延伸過程中，套管自重驅動力不足，且套管與井壁接觸面積逐漸增大，摩阻增加，影響了套管高效下入［11-12］。

圖1 SY9-3HF 井井眼軌跡垂直投影示意Fig.1 Schematic diagram of well track vertical projection of Well SY9-3HF

3）井眼清潔難度大。 水平段長，環(huán)空壓耗高，排量受限，巖屑在水平段運移慢，易在下井壁沉積形成巖屑床，造成復雜情況，影響套管下入。

2 ?139.7 mm 套管高效下入技術

2.1 套管下入方式優(yōu)選

超長水平段水平井套管下入難度大， 因此需進行特殊下套管工藝適應性評價， 并與常規(guī)下套管工藝進行對比評價，以確定現場套管下入方式。目前水平井特殊下套管工藝主要有旋轉下套管和漂浮下套管， 其中旋轉下套管工藝因旋轉難度較大且有扭損套管風險，在超長水平段水平井中不具備使用條件［13-14］。 本文重點開展漂浮下套管工藝與常規(guī)下套管工藝在SY9-3HF井?139.7 mm 套管下入施工中的對比優(yōu)選。

為了提高模擬分析結果對現場施工的指導意義，需準確預測下套管作業(yè)過程中井筒的摩阻系數。 摩阻系數由多因素共同決定，如地層性質、重疊段、裸眼段及井眼曲折度等，單純通過機理分析非常困難，需通過反演方法進行確定， 通常采用下套管前最后一趟通井過程中上提下放數據進行反演計算［15-16］。 基于粒子群優(yōu)化算法（PSO）和禁忌搜索算法（TS），建立了一種精確高效反演模型。 設計與套管串剛度相當的通井鉆具組合，使其既滿足現場通井需求，又可為套管下入設計提供充足現場數據。

視重疊段和裸眼段的摩阻系數反演為一個多變量優(yōu)化問題， 把不同井段的摩阻系數作為需要優(yōu)化的變量。 摩阻系數ω 用向量表示：

式中：ωi為第i井段摩阻系數，i=1，2，3，…，n。

實鉆過程中記錄的大鉤載荷F用向量表示：

式中：Fj為實鉆過程中記錄的對應下入深度Dj的大鉤載荷，j=1，2，3，…，m。

根據三維軟桿模型，運用式（1）的摩阻系數及其他相關參數，如鉆壓、管柱參數等，可得到不同Dj的大鉤載荷計算值Fcalj。 大鉤載荷計算值Fcal用向量表示：

將大鉤載荷計算值的平均絕對誤差δ 作為優(yōu)化問題的目標函數：

使式（5）達到最小值的ωi，即為最優(yōu)的某井段摩阻系數。在下套管前最后一趟通井過程中，分別記錄多點上提下放大鉤載荷數據，經模擬反演計算，井筒重疊段平均ω 為0.10，裸眼段平均ω 為0.27。

對SY9-3HF 井?139.7 mm 套管進行常規(guī)下入模擬計算，結果見圖2。 由圖2 可知，套管安全下入裸眼段極限ω 為0.21。 當裸眼段ω＞0.21 時，套管下入存在屈曲風險；當ω≤0.21 時，套管下入無屈曲風險，套管能夠順利下至井底。而在實際井況中，裸眼段ω 為0.27，當套管下至井深4 480 m 處，套管串2 500 m 處發(fā)生正弦屈曲； 若不考慮套管屈曲導致井壁作用于套管的附加側向力，則當套管下至設計位置，套管串1 250～2 850 m 處存在屈曲。因附加側向力無法精確計算，若附加側向力突增嚴重，則套管將發(fā)生自鎖，導致套管無法順利下至設計位置。

圖2 SY9-3HF 井生產套管常規(guī)下入分析Fig.2 Analysis of routine production casing running in Well SY9-3HF

對SY9-3HF 井?139.7 mm 套管進行漂浮下入模擬計算，結果見圖3（漂浮段長4 000 m）。 由圖3 可知，套管安全下入裸眼段極限ω 為0.31。當裸眼段ω＞0.31時，套管下入存在屈曲風險；當ω≤0.31 時，套管下入無屈曲風險， 套管能夠順利下至井底。 而在實際井況中，裸眼段ω 為0.27，套管可順利下至設計位置，模擬計算套管到位時大鉤載荷為625.1 kN， 滿足現場施工要求。 因此，設計SY9-3HF 井采用漂浮下套管工藝完成生產套管下入作業(yè)。

圖3 SY9-3HF 井生產套管漂浮下入分析Fig.3 Analysis of floating production casing running in Well SY9-3HF

2.2 漂浮下套管工藝設計

為了充分發(fā)揮漂浮下套管工藝優(yōu)勢，最大程度降低套管下入過程中摩阻的影響， 需合理設計套管漂浮段長。利用模擬軟件進行漂浮段長敏感性分析，以便為漂浮接箍安裝位置提供理論依據，模擬結果見表1（ω=0.27）。

表1 SY9-3HF 井生產套管漂浮段長敏感性Table 1 Sensitivity analysis of floating section length of production casing in Well SY9-3HF

由表1 可知：漂浮段長小于3 500 m 時，裸眼段極限ω 小于0.27，則實際井況條件下套管施工存在安全風險；漂浮段長為3 500 m 時，實際井況滿足套管安全下入極限條件；漂浮段長大于4 000 m 且小于4 100 m時， 實際井況中裸眼段摩阻系數及套管到位大鉤載荷數據均滿足現場安全施工要求； 漂浮段長為4 100 m時，套管到位時大鉤載荷達到最大值628.1 kN；漂浮段長超過4 100 m 時，套管到位時大鉤載荷呈減小趨勢。因此，SY9-3HF 井生產套管下入理論最優(yōu)漂浮段長為4 100 m。 實際作業(yè)過程中，根據套管串設計，優(yōu)選漂浮段長為4 000～4 100 m。

設計套管串組合為：高承壓旋轉引鞋+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）+碰壓座+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+聯頂節(jié)。

1#漂浮接箍安放于井深2 889.31 m（垂深2 651 m），漂浮段長4 034.7 m。 1#漂浮接箍以上套管逐根灌滿鉆井液。 若未設計2#漂浮接箍，則套管下至設計位置時，1#漂浮接箍承受鉆井液柱壓力為39.01 MPa，接近漂浮接箍破盤壓力（40～42 MPa），下套管末期存在提前破盤風險。因此，設計2#漂浮接箍安放于井深1 397.79 m（垂深1 395 m），1#漂浮接箍承受鉆井液柱壓力為18.48 MPa，2#漂浮接箍承受鉆井液柱壓力為20.53 MPa，均滿足安全下入要求。

扶正器類型及安放設計見表2。 重點對2 900～6 940 m 水平段不同類型扶正器安放方案進行對比（見圖4）， 最終確定水平段按照每10 m 安放1 只滾珠扶正器實施， 扶正器跨度中點居中度達到67%以上，扶正器處居中度大于76%，滿足固井施工要求。 水平段設計滾珠扶正器，可將水平段滑動摩阻變?yōu)闈L動摩阻，有助于套管下入。

表2 SY9-3HF 井生產套管扶正器類型及安放設計Table 2 Centralizer selection and placement design of production casing in Well SY9-3HF

圖4 SY9-3HF 井生產套管居中度分析結果Fig.4 Centering analysis results of production casing in Well SY9-3HF

2.3 井眼清潔措施優(yōu)化

1）油基鉆井液性能優(yōu)化。為了滿足超長水平段水平井鉆井攜巖、鉆井及下套管降摩減阻技術的要求，優(yōu)選乳化劑、提切劑等，設計了低黏高切油基鉆井液體系。該體系破乳電壓不小于500 V， 動塑比不小于0.02 Pa/（mPa·s），高溫高壓濾失量不大于4 mL，濾餅薄而韌，具有良好的高溫乳化穩(wěn)定性、 攜巖能力及封堵降濾失能力，能夠有效保障長水平段水平井壁的穩(wěn)定性［17-18］。

2）通井及井眼準備措施。使用雙扶通井，對狗腿度較大的點進行多次劃眼處理，洗凈巖屑和井底沉砂，確保井眼干凈。 水平段針對井深2 460，3 900，4 900，5 900 m 進行分段循環(huán)清潔井眼處理；下鉆至井底，以10 L/s排量開泵頂通，待鉆井液返出正常，以排量33 L/s 充分循環(huán)2 周以上，至振動篩無巖屑。

3 現場應用

SY9-3HF 井?139.7 mm 套管歷時82 h 順利下至設計位置6 940.32 m，全程無遇阻。 隨后漂浮接箍破盤作業(yè)， 井口注鉆井液加壓20 MPa，2#漂浮接箍破盤成功， 計算2#漂浮接箍破盤壓力為40.53 MPa； 繼續(xù)加壓，泵壓增加不明顯，現場確認2#漂浮接箍破盤瞬間，鉆井液柱壓力附加激動壓力使1#漂浮接箍實現破盤。后續(xù)灌漿排氣、循環(huán)鉆井液、固井均順利完成。

圖5 為SY9-3HF 井?139.7 mm 套管下入過程中大鉤載荷（不含頂驅質量）實測與模擬結果對比。 由圖5 可知： 套管重疊段實測與模擬大鉤載荷數據基本一致；裸眼段實測與模擬大鉤載荷數據趨勢一致，最大絕對誤差為52.3 kN，相對誤差為10.84%；套管下至設計位置時，實測大鉤載荷為610.9 kN，模擬計算大鉤載荷為626.5 kN，絕對誤差為15.6 kN，相對誤差為2.55%，均在工程允許范圍內。

圖5 SY9-3HF 井下套管作業(yè)大鉤載荷實測與模擬結果對比Fig.5 Comparison between measured and simulated hook load of casing running in Well SY9-3HF

4 結論

1）基于SY9-3HF 井等剛度鉆具組合實鉆數據開展的套管下入模擬計算，與實測關鍵參數吻合度高，保障了下套管作業(yè)高效實施和固井質量， 為該井順利完井、高效生產奠定了堅實的技術基礎。

2）合理設計通井鉆具組合、細化通井作業(yè)流程、優(yōu)化鉆井液性能等措施， 能夠有效提高通井及井筒清潔效果，為套管高效下入創(chuàng)造良好條件。

3）以套管下入風險預測、漂浮下套管為核心的套管高效下入技術在SY9-3HF 井成功應用，證明該技術能夠有效解決頁巖氣乃至非常規(guī)資源超長水平段水平井套管安全下入技術難題，具有廣泛推廣意義。