昌吉致密油长位移水平井安全延伸长度预测

◀钻井技术与装备▶昌吉致密油长位移水平井安全延伸长度预测刘　洋１　付建红１　杨　虎２　文乾彬２　崔　灿３　刘　亮４（１􀆰西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室　２􀆰中国石油新疆油田公司工程技术研究院　３􀆰中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院　４􀆰中国石化中原石油工程公司钻井三公司）　　摘要：致密油开发目前多采用工厂化长位移水平井的方式，水平井段的长度直接影响到致密油藏开发的效率。分析了制约致密油水平井水平段延伸长度的主要因素，采用实测数据反演摩阻系数法预测井口载荷以及考虑接头环空压耗的计算模型，指出额定泵压是水平段延伸长度的主要限制因素，较为准确地预测了致密油长位移水平井水平段安全延伸长度。在额定泵压３０ＭＰａ，排量１４Ｌ／ｓ，完井井眼尺寸ø１５２􀆰４ｍｍ的情况下，新疆昌吉致密油水平井的最大安全延伸长度为３０００ｍ。关键词：致密油；长位移；水平井；摩阻系数；环空压耗；延伸长度中图分类号：ＴＥ２４３　文献标识码：Ａ　ｄｏｉ：１０􀆰１６０８２／ｊ􀆰ｃｎｋｉ􀆰ｉｓｓｎ􀆰１００１－４５７８􀆰２０１５􀆰０８􀆰０１１ＳａｆｅｔｙＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＳｅｃｔｉｏｎＬｅｎｇｔｈＰｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｉｎＣｈａｎｇｊｉＴｉｇｈｔＯｉｌＦｉｅｌｄＬｉｕＹａｎｇ１　ＦｕＪｉａｎｈｏｎｇ１　ＹａｎｇＨｕ２　ＷｅｎＱｉａｎｂｉｎ２　ＣｕｉＣａｎ３　ＬｉｕＬｉａｎｇ４（１􀆰ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ；２􀆰ＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈ⁃ｎｏｌｏｇｙＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＣＮＰＣＸｉｎｊｉａｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ；３􀆰ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＳＩＮＯＰＥＣＨｅｎａｎＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ；４􀆰ＮＯ􀆰３ＤｒｉｌｌｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ，ＳＩＮＯＰＥＣＺｈｏｎｇｙｕａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｔｉｇｈｔｏｉｌｆｉｅｌｄｓａｒｅｎｏｗｍｏｓｔｌｙｄｅｖｅｌｏｐｅｄｂｙｗｅｌｌｆａｃｔｏｒｙｍｅｔｈｏｄｗｉｔｈｌｏｎｇｌａｔｅｒａｌｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ􀆰Ｔｈｅｌｅｎｇｔｈｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃｔｉｏｎｈａｓａｄｉｒｅｃｔｅｆｆｅｃｔｏｎｔｈｅｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ􀆰Ｔｈｅｍａｉｎｆａｃ⁃ｔｏｒｓｔｈａｔｉｍｐａｃｔｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃｔｉｏｎｌｅｎｇｔｈｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｆｏｒｍａｔｉｏｎａｒｅａｎａｌｙｚｅｄ􀆰Ｔｈｅｗｅｌｌｈｅａｄｌｏａｄｓａｒｅｃａｌｃｕｌａｔｅｄｂｙｉｎｖｅｒｔｅｄｆｒｉｃｔｉｏｎｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｔｈｒｏｕｇｈｍｅａｓｕｒｅｄｄａｔａ􀆰Ｔｈｅｔｏｏｌｊｏｉｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｒｏｐｈａｓｂｅｅｎｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄｉｎａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓ⁃ｓｕｒｅｍｏｄｅｌ􀆰Ｐｏｉｎｔｅｄｔｈａｔｒａｔｅｄｐｕｍｐｐｒｅｓｓｕｒｅｉｓａｍａｊｏｒｌｉｍｉｔｉｎｇｆａｃｔｏｒｔｏｅｔｔｅｎｄｔｈｅｌｅｎｇｔｈｏｆｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃ⁃ｔｉｏｎ􀆰Ｔｈｅｒｅｂｙｔｈｅｓａｆｅｔｙｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃｔｉｏｎｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｆｏｒｍａｔｉｏｎｉｓｐｒｅｄｉｃｔｅｄａｃｃｕｒａｔｅｌｙ􀆰Ｇｉｖｅｎｔｈｅｒａｔｅｄｐｕｍｐｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆ３０ＭＰａ，ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆ１４Ｌ／ｓａｎｄｔｈｅｂｏｒｅｈｏｌｅｓｉｚｅｏｆø１５２􀆰４ｍｍ，ｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｓａｆｅｔｙｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃｔｉｏｎｌｅｎｇｔｈｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｆｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＸｉｎｊｉａｎｇｉｓ３０００ｍ􀆰Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｔｉｇｈｔｏｉｌ；ｌｏｎｇｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ；ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ；ｆｒｉｃｔｉｏｎｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ；ａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅｌｏｓｓ；ｅｘ⁃ｔｅｎｄｅｄｌｅｎｇｔｈ０　引　言近年来，致密油作为一种非常规资源，已成为全球范围内勘探开发的热点［１－２］，我国也加快了致密油勘探开发的步伐。根据致密油藏的特点，水平井技术被证明是致密油的核心技术之一。在通常情况下，水平井段长度越长，井筒穿越储层的面积就越大，更有利于提高致密油藏的采出程度；另外，由于致密油藏方位的不确定性和在现场施工过程中可能提出的新的要求，需要延长水平井段的长度。因此在设备和储层物性等条件限制下，进行水平井安全延伸长度的预测研究对致密油的开发很有必要。１　水平井段安全延伸长度的基本理论　研究　　限制水平井段安全延伸能力的因素较为复杂，—１５—　　２０１５年　第４３卷　第８期石　油　机　械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ　　　　　　包括顶驱输出扭矩、钻柱强度和钻进方式等工程技术的限制；钻遇地层特性、井壁稳定和地层三压力等地质方面的限制；实钻井眼轨迹形状、钻机设备能力、钻柱磨损、下套管阻力和钻柱屈曲等多方面因素的限制。但是，起主导作用的影响因素为井口大钩载荷、井口扭矩、立管压力、等效循环密度以及钻柱安全系数。这５个因素分别对应钻机提升能力、顶驱持续输出扭矩、额定泵压、地层三压力剖面［３］以及钻柱强度。１􀆰１　设备承载能力限制设备的承载能力主要有钻机提升能力、持续输出扭矩以及钻井泵的额定泵压。钻机提升能力是指钻井施工过程中，在起钻、下钻、旋转钻进、滑动钻进和倒划眼起钻等任意工况下井口产生的大钩载荷都应该在钻机提升能力范围内，不能超过钻机的额定载荷。持续输出扭矩是指在旋转工况下产生的井口扭矩需要在钻机或顶驱设备提供的扭矩范围内，尤其是旋转钻进和倒划眼工况下的井口扭矩不能超过钻机或顶驱的持续输出扭矩。随着水平段延伸长度的增加，压耗也随之增大，产生的总压耗要低于钻井泵额定泵压。１􀆰１􀆰１　钻机提升能力和抗扭能力限制为了使钻机在水平井段延伸过程中正常工作，必须准确预测井口提升载荷和井口扭矩载荷。目前，计算摩阻扭矩的计算模型主要分为软杆模型［４－５］和刚杆模型。对于井眼曲率较大的水平井，通常需要考虑钻柱刚度的影响，多采用刚杆模型。软杆模型忽略了钻柱弯矩对轴向力的影响，适用于井眼曲率较小和钻具尺寸较小的水平井。昌吉致密油超深水平井造斜率较低（一般为每３０ｍ倾斜５°），钻具尺寸小，因此采用软杆模型计算摩阻扭矩。软杆模型［６］的基本方程如下：ＦｉｃｏｓΔø２ｃｏｓΔα２＝ｗｅΔＬｓｉｎα—＋Ｆø＋ＦＧ＋Ｆｉ－１ｃｏｓΔø２ｃｏｓΔα２（１）Ｔｎ（ｉ）＝Ｒμ｜Ｎｉ｜＋Ｔｎ（ｉ－１）（２）式中，Ｆｉ为作用在钻柱单元Ｌｉ上端面的拉力，Ｎ；Ｔｎ（ｉ）为作用在钻柱单元Ｌｉ上端面的扭矩，Ｎ·ｍ；ｗｅ为钻柱单位长度浮重，Ｎ／ｍ；ΔＬ为单元钻柱长度，ｍ；μ为摩阻系数；Δα为钻柱单元Ｌｉ段井斜角变化，ｒａｄ；Δø为钻柱单元Ｌｉ段方位变化，ｒａｄ；ＦＧ为钻柱单元Ｌｉ在垂直面内所受摩阻力，Ｎ；Ｆø为钻柱单元Ｌｉ在空间斜平面所受摩阻力，Ｎ；Ｒ为钻柱单元Ｌｉ段的半径。为了提高计算结果的准确性，摩阻系数的确定非常重要。水平井往往都具有长段裸眼，建立裸眼中的分段摩阻系数可以提高摩阻和扭矩计算精度。笔者采用现场实测数据与理论计算对比的反演法来确定套管内和裸眼井段的摩阻系数。１􀆰１􀆰２　钻井泵额定泵压限制钻井泵具有额定泵压，水平井循环总压耗必须小于钻井泵的额定泵压。因为随着水平段长度的延伸，总循环压耗不断增大，所以制约水平段不能无限延伸［７］，即如式（３）所示。∑ｎｉ＝１ｄｐｐｉｄＬｉＬｉæèçöø÷＋∑ｎｉ＝１ｄｐａｉｄＬｉＬｉæèçöø÷＋Δｐｂ＋Δｐｍ＜ｐｅ（３）式中，Δｐｂ为钻头压降，Ｐａ；Δｐｍ为井下动力钻具压耗，Ｐａ；ｄｐｐｉｄＬｉ为第ｉ段钻柱内压耗梯度，Ｐａ／ｍ；ｄｐａｉｄＬｉ为第ｉ段井筒环空压耗梯度，Ｐａ／ｍ；ｐｅ为额定泵压，Ｐａ。在水平井段的环空压耗预测计算中，由于井眼尺寸较小，钻柱接头处产生的接头压耗较大，遂引入考虑接头影响的环空压耗计算模型。由于接头处环空流道面积突然变小，环空流速突然增大所造成的压力损失，所以引入收缩系数Ｋｃ；由于流道面积突然增大，环空流速突然减小所造成的压力损失，引入扩大系数Ｋｅ；考虑接头尺寸引起的钻井液在环空流动的附加沿程压力损失用Δｐｊ表示，即有：Δｐ＝Δｐｊ＋Δｐｆ（４）Δｐｊ＝ρ２ｇｃｖ２ｊ[Ｋｃ＋ＫｅＡｊＡｐæèçöø÷２]（５）式中，Δｐ为接头前后的总压降，Ｐａ；Δｐｆ为不考虑接头处的流道面积突然缩小和扩大压力损失的沿程压力损失，Ｐａ；ρ为钻井液流体密度，ｋｇ／ｍ３；ｇｃ为转换因子，在公制单位下，ｇｃ＝１；ｖｊ为接头处的环空流速，ｍ／ｓ；Ｋｅ为接头扩大造成的压力损失系数；Ｋｃ为接头缩小造成的压力损失系数；Ａｊ为接头处的流道面积，ｍ２；Ａｐ为钻杆处的流道面积，ｍ２。模型示意图如图１所示。图中，Δｐｃ、Δｐｅ分别为钻杆接头２个台肩处的压耗。对于方形台肩接头，Ｋｃ、Ｋｅ计算公式为：Ｋｃ＝Ｋｅ＝１－ＡｊＡｐæèçöø÷２（６）　　对于锥形台肩接头，Ｋｃ、Ｋｅ计算公式为：Ｋｃ＝０􀆰５ｓｉｎθ２（１－Ｄ）２（７）—２５—　　　　　　石　油　机　械２０１５年　第４３卷　第８期Ｋｅ＝１－ＡｊＡｐæèçöø÷２（８）式中，θ为发散（收敛）角，４５°≤θ≤１８０°；Ｄ为接头环空流道和钻杆环空流道直径比率。图１　考虑钻杆接头影响的环空圧耗模型Ｆｉｇ􀆰１　Ａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅｄｒｏｐｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｔｏｏｌｊｏｉｎｔ１􀆰２　钻柱强度限制水平井延伸过程中，必须对钻柱进行强度校核，根据安全系数的大小可以判断钻柱在不同工况下是否安全。根据以往现场经验，水平井钻井中安全系数最好高于１􀆰８。钻柱强度校核需要使用摩阻扭矩模型计算出钻柱在不同井深的轴向载荷Ｐ和扭矩Ｍ，得到相应拉伸应力和剪切应力，然后根据材料力学第四强度理论校核其强度，得到不同深度的安全系数，如式（９）所示。ｎ（ｚ）＝Ｙｍσ２（ｚ）＋３γ２（ｚ）（９）式中，σ（ｚ）为钻柱沿轴向的拉应力分布，Ｐａ；γ（ｚ）为钻柱沿轴向的剪应力分布，Ｙｍ为钻杆材料的最小屈服强度，Ｐａ。１􀆰３　地层三压力剖面限制随着水平井段的逐渐延伸，等效循环密度（ＥＣＤ）也逐渐增大。ＥＣＤ必须高于地层孔隙压力当量密度和地层坍塌压力当量密度之间的较大者，而且不能超过地层最小破裂压力当量密度［８－９］，即：ｍａｘ（ρｐ，ρｆ）＜ＥＣＤ＝ρｍ＋ｐｌ０􀆰００９８∑ｎｉ＝１Ｌｉ＋ｐｃｕｔ０􀆰００９８∑ｎｉ＝１Ｌｉ＜ρｆ（１０）式中，ρｍ为钻井液密度，ｇ／ｃｍ３；ｐｌ为循环压耗，ＭＰａ；ρｆ为地层破裂压力当量，ｇ／ｃｍ３；ｐｃｕｔ为钻屑附加压力，ＭＰａ；ＥＣＤ为考虑机械钻速的等效循环密度，ｇ／ｃｍ３。２　实例分析２􀆰１　昌吉致密油田ＪＨＷ００３井概况昌吉致密油田ＪＨＷ００３井井深４５４３ｍ，垂深３０９２ｍ，水平段长１３００ｍ。井身结构为三开井，一开ø４４４􀆰５ｍｍ钻头钻至井深５００ｍ，下入ø３３９􀆰７ｍｍ表层套管；二开ø２１５􀆰９ｍｍ钻头钻至井深３１２０ｍ，下入ø１７７􀆰８ｍｍ技术套管；三开ø１５２􀆰４ｍｍ钻头钻至完钻井深，裸眼完井。ø１５２􀆰４ｍｍ井眼钻具组合为ø１５２􀆰４ｍｍ钻头＋ø１２０􀆰７ｍｍ弯螺杆＋ø１２０􀆰７ｍｍＭＷＤ短节＋ø１０１􀆰６ｍｍ无磁承压钻杆１根＋ø１０１􀆰６ｍｍ斜坡钻杆（５００～１４００ｍ）＋ø１０１􀆰６ｍｍ加重钻杆（８００ｍ）＋ø１０１􀆰６ｍｍ钻杆。２􀆰２　钻柱摩阻扭矩约束下的安全延伸长度预测２􀆰２􀆰１　实测数据反演法计算摩阻系数假设裸眼摩擦因数０􀆰２５，套管摩擦因数０􀆰２０，其他计算参数如下：钻井液密度１􀆰４７ｇ／ｃｍ３，钻头扭矩２􀆰５ｋＮ·ｍ，钻进钻压４０ｋ