吉木薩爾頁巖油藏超長水平井水平段長度界限研究

石建剛，席傳明，熊 超，吳繼偉，楊 虎

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

0 引 言

水平井技術是頁巖油開發的有效手段，水平段長度對單井產量的影響較為顯著[1-4]。中國非常規油氣埋藏深度與美國相當，但水平段長度差距較大[5-11]。提高水平井段長度和優化鉆井配套技術將成為現階段中國非常規油氣藏水平井鉆井技術的主要突破口。因此，以吉木薩爾頁巖油藏為研究對象，在現有鉆井裝備、井身結構和配套技術條件下，開展了超長水平井鉆井管柱力學、流體力學的理論研究和模擬分析，制訂了水平段長度為3 500 m的鉆井技術方案，并成功實施，為頁巖油藏超長水平井的實施提供了技術參考。

1 水平段長度的制約因素

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

(1) 額定泵壓限制。中國陸地油田鉆井泵的額定泵壓多數為35 MPa。若水平段長度增加，當循環壓耗大于鉆井泵的額定泵壓，則水平段將無法正常鉆進[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大于儲層孔隙壓力和儲層坍塌壓力的較高值，并小于儲層破裂壓力。當水平井段長度增加，水平井段環空壓耗將不斷增大，井底鉆井液當量密度(ECD)有可能大于儲層破裂壓力。

(3) 鉆柱與套管屈曲的限制。井筒內管柱屈曲失穩是導致水平井套管難以下入或鉆具托壓難以正常鉆進的主要原因[13]。當管柱軸向力超過某一臨界值，管柱將發生屈曲變形(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。軸向力越大，摩阻越大，出現惡性循環。當軸向力超過某一值時，井筒內管柱發生自鎖現象，無法達到預定井深。

2 水平井井筒管柱力學模型

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力學模型。假設井筒內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阻尼及管柱的動力效應[17]，則任一管柱微元(圖1)的平衡方程(式中粗體符號表示向量，下同)為：

(1)

w=wbp+wc+wd

(2)

wbp=fbwp

(3)

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

圖1 水平井管柱力學微單元示意圖

假設在管柱正、副法向量平面(n-b)內，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；μd為管柱軸向摩阻系數；ν為管柱軸向速度，m/s；μ為鉆井液塑性黏度，Pa·s；ω為管柱旋轉速度，r/min；ro為管柱的外徑，m；wv為鉆井液動力黏滯阻力，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與M數學表達式為：

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為流體對管柱的反推力，N；po為環空中鉆井液壓力，Pa；pi為管柱內鉆井液壓力，Pa；νo為環空中鉆井液流速，m/s；νi為管柱內鉆井液流速，m/s；ρo為管柱外鉆井液密度，kg/m3；ρi為管柱內鉆井液密度，kg/m3；Ao為管柱的外截面面積，m2；Ai為管柱的內截面面積，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)，可得到井筒內管柱的力學平衡方程：

(11)

初始條件：

（3）強化對預算管理的信息化支撐作用。平臺包括整體預算管理以及國庫資金計劃、科研、經費、基建、資產購建等專項預算管理模塊，通過信息管理平臺編制下達預算，并通過平臺系統對預算執行進行實時管控和考核，提高預算管理信息的及時性、科學性和準確性，確保預算可以有效貫徹執行，同時實現校內各單位與高校整體預算的協調統一。

(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。

在井眼軌跡計算中可將井斜角和方位角視為井深的樣條插值函數，如此應用可以使井眼更加平滑。同時，由微分幾何中Frenet公式計算井眼軌跡的相關參數和分量[18]。采用數值方法求解式(11)，可計算出各種鉆井工況下的井筒內管柱力學參數，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水平井可行性研究

吉木薩爾凹陷致密油發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。根據物性和含油性，縱向發育2個“甜點”體，跨度平均為38 m和44 m。目前，主要開發上“甜點”體，主要巖性為巖屑長石粉細砂巖，地層傾角為3～5 °，儲層平面分布連續且斷裂不發育。儲層平均滲透率為0.014 mD，平均孔隙度為10.84 %，“甜點”孔隙壓力系數為1.27～1.31。

JHW00421井目的層為二疊系蘆草溝組，靶點垂深為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 °。為實現超長水平段(設計值為3 000 m)安全鉆井，采用三開井身結構，Φ311.2 mm鉆頭鉆至入靶點A，下入Φ244.5 mm技術套管。

3.1 三維水平井軌跡優化

對比分析了常規三維軌跡與雙二維軌跡條件下鉆柱的摩阻和扭矩，結果表明，在偏移距大于160 m的情況下，雙二維軌跡中鉆柱摩阻、側向力等較小，鉆柱屈曲風險小，便于套管下入；從井眼軌跡調整與控制來看，雙二維軌跡容易實現小井斜扭方位，較三維軌跡易于實現控制與調整[19]。從造斜或扭方位井段的長度對比，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 °)，機械鉆速影響不大，鉆井成本增加較小。因此，JHW00421井設計為雙二維軌道剖面，最大曲率為5.6 °(30 m)(表1)。

表1 JHW00421井雙二維軌跡剖面設計Table 1 Dual-2D trajectory profile design of Well JHW00421

3.2 水平段鉆具組合優選

水平段鉆進期間，井眼直徑為215.9 mm，通常采用Φ127.0 mm或Φ139.7 mm鉆桿。針對3種水平井鉆具組合，分別對大鉤載荷、鉆桿屈曲及循環泵壓進行對比(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，利于現場鉆壓平穩施加。圖3為3種鉆具組合鉆至水平段3 000 m處的循環泵壓。由圖3可知，在鉆井液密度為1.55 g/cm3時，相同排量下，第2種鉆具組合的循環泵壓最小。另外，由于3種鉆具組合在水平段均為Φ127.0 mm鉆桿，發生鉆桿屈曲的風險相同。

圖3 3種鉆具組合的循環泵壓

3.3 水平段長度界限分析

根據水平段長度界限的制約因素，結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，對水平段長度界限進行數值模擬和論證。

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井水平段鉆井液環空返速應大于0.75 m/s[20]，所需最小鉆井液排量為31 L/s，模擬計算得到水平段3 100 m處的循環壓耗為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，井底最大ECD達1.85 g/cm3，小于儲層破裂(漏失)壓力系數(1.92 g/cm3)，滿足安全鉆進要求。

3.3.2 鉆柱下入載荷

依據建立的水平井井筒內管柱力學模型，分析認為吉木薩爾頁巖油Φ215.9 mm水平井眼鉆井時，鉆柱摩阻系數大于0.30后，鉆柱在造斜段將發生正弦屈曲或螺旋屈曲，鉆柱托壓甚至自鎖。若將鉆柱摩阻系數降至0.24，可實現鉆柱在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，固井時套管的下入摩阻系數往往大于鉆柱摩阻系數，鉆柱摩擦系數降至0.24并不能滿足套管安全入井。因此，現場作業中應配套旋轉導向或減阻工具、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模擬，Φ139.7 mm套管下入3 000 m長水平段的過程中，當大鉤懸重小于500 kN，套管將發生屈曲，無法依靠自重入井(圖5)。當套管摩阻系數小于0.15時，Φ139.7 mm套管入井時的大鉤載荷較高，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 超長水平段鉆井實踐

吉木薩爾頁巖油已鉆水平井的水平段長度為1 300～2 000 m。為了提高頁巖油的開發效率，在凹陷東南部上“甜點”區采用“大平臺、批鉆批壓”開發模式，開展超長水平井鉆井技術提高單井產量攻關試驗，部署5口水平段長3 000 m的水平井，設計壓裂級數為50～60級，設計單井初期日產油量達150～210 m3/d，為前期單井平均產量的3.0～4.2倍[11]。

JHW00421井設計三開井身結構(表2)，最終完鉆井深為5 830 m，水平段長度為3 100 m，水平段鉆井工期為24.5 d。

表2 JHW00421井井身結構參數 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，為了控制井底ECD在鉆井液安全密度窗口內，優化鉆井液的流變性和穩定性，保持塑性黏度為55 mPa·s，屈服值為10 Pa，鉆井液電穩定性大于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險，該井水平段采用旋轉導向系統，并配套使用油水比為85∶15的白油基鉆井液，鉆具的摩阻系數降至0.12～0.15，水平段鉆進期間鉆具無托壓現象發生。同時，為了實現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，鋼級為TP125 v，壁厚為12.09 mm的油層套管一次安全下至井底，未發生套管屈曲，套管到達井底時大鉤載荷為580 kN(模型計算水平段發生螺旋屈曲的最小大鉤載荷為520 kN)。

JHW00421井經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)。與同區塊鄰井對比，該井不僅水平井段最長，鉆井復雜時率也較低(僅為1.2%)。該井水平井段鉆進實現了定向儀器與軌跡控制的有效結合，水平段全角變化率小于0.03 °(30 m)，井眼軌跡平滑。同時，由于油基鉆井液具有良好的抑制、攜砂和潤滑等性能，水平段井徑擴大率僅為0.7%，鉆井液潤滑系數小于0.02。綜上所述，超長水平井段安全優質鉆井是一項系統工程，水平井眼的安全延伸需要技術、裝備、管理等方面的集成和配合才能順利完成。

5 結 論

(1) 在現有鉆機設備載荷和井眼軌跡類型的前提下，水平段長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。鉆井實踐證實，在使用旋轉導向系統和油基鉆井液前提下，井眼軌跡較平滑時，吉木薩爾頁巖油水平井水平段長度界限約為3 500 m。若配套減震鉆具、大功率螺桿，水平段長度可增加至4 000 m，此時應采用旋轉套管或漂浮固井的方式下套管。

(2) JHW00241井3 100 m水平段的鉆井實踐表明，水平段軌跡平滑對于超長水平井的實現非常重要，應減少全角變化率的大幅波動。同時，蘆草溝組儲層鉆井液安全密度窗口約為0.4 g/cm3，應優化鉆井液流變性和潤滑性，降低水平段環空循環摩阻，防止井下事故。

(3) 對于水平段更長的鉆井工況，需進一步開展降摩減阻工具、軌跡平滑控制和漂浮固井等技術的研究和試驗。