页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术
李文哲1, 文乾彬2, 肖新宇2, 唐梁3, 冯伟2, 李倩2, 刘素君3
1.四川长宁天然气开发有限责任公司
2.洲际海峡能源科技有限公司
3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
通信作者:文乾彬,1981年生,高级工程师,硕士;现从钻井工程设计优化研究以及新工艺新技术应用推广工作。地址:(610051)四川省成都市成华区猛追湾横街99号。E-mail: wenqianbin@seetc.cn

作者简介:李文哲,1987年生,工程师;现从事钻井工程技术管理工作。地址:(610051)四川省成都市成华区猛追湾横街99号。ORCID: 0000-0003-1201-6491。E-mail: lwz9@petrochina.com.cn

摘要

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200~2 800 m,优质储层横向分布不均匀,水平段轨迹调整频繁,目的层井壁稳定性差,井漏、缩径、垮塌严重,水平井套管下入困难的井占比高达80%~90%,甚至部分井水平井套管无法下至预定井深,经济损失较大。为此,基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据,综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法,对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析,提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法。研究结果表明:①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度,当累计井眼曲率大于170°/m,套管下入摩阻开始快速增加,因而对于井眼曲率较大的水平井,需要避免井眼轨迹频繁调整,降低套管下入难度;②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度,对于地质条件复杂,井眼缩径、垮塌严重的水平井,通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度,井径变异系数小于2%,套管下入摩阻影响较小,井径变异系数大于等于2%,套管下入摩阻影响较大。结论认为,应用于5口井的效果表明,评估结果与现场施工实测数据基本一致,证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险。

关键词: 长宁—威远国家级页岩气示范区; 长水平段; 下套管; 扶正器; 摩阻系数; 套管摩阻; 水平井固井; 软杆模型
Risk evaluation technology for safe casing running in long horizontal shale gas wells
LI Wenzhe1, WEN Qianbin2, XIAO Xinyu2, TANG Liang3, FENG Wei2, LI Qian2, LIU Sujun3
1. Sichuan Changning Natural Gas Development Co. Ltd., Chengdu, Sichuan 610056, China
2. Intercontinental Strait Energy Technology Co. Ltd., Chengdu, Sichuan 610056, China
3. Drilling & Production Technology Research Institute, CNPC Chuanqing Engineering Co., Lid., Deyang, Sichuan 618300, China
Abstract

In the Changning Block of Changning-Weiyuan National Shale Gas Demonstration Area in the Sichuan Basin, the shale-gas cluster horizontal section is 1 200-2 800 m long, and the lateral distribution of high-quality reservoirs is heterogeneous, so the trajectory of horizontal sections is adjusted frequently, and the wellbore stability in target layers is poor with severe lost circulation, hole shrinkage and collapse. As a result, 80-90% of the horizontal wells undergo the difficulty of casing running, and even the casing in some of them cannot run to the expected depth, which causes huge economic loss. Based on actual measurement data of casing running in the shale-gas horizontal wells of the Changning Block, this paper analyzed centralizer, hole curvature, well deviation, well diameter, friction coefficient and other key factors by making comprehensive use of the modified 3D soft string friction calculation model and the data statistical analysis method. Accordingly, one new method for comprehensively evaluating the risks of casing running in a long horizontal section was proposed. And the following research results were obtained. First, compared with the hole curvature, the cumulative hole curvature can reflect the influence degree of the casing running friction more objectively. When the cumulative hole curvature is greater than 170°/m, the casing running friction begins to increase rapidly. Therefore, as for the horizontal wells with greater hole curvature, it is necessary to avoid frequent trajectory adjustment, so as to reduce the difficulty of casing running. Second, the variation coefficient of well diameter can accurately describe the variation range of well diameter in the direction of the horizontal wellbore. As for the horizontal wells with complex geological conditions, hole shrinkage and severe collapse, the prediction accuracy can be improved effectively by evaluating the influence of casing running friction based on the statistical analysis of the variation coefficient of well diameter. When the variation coefficient of well diameter is less than 2%, the influence of casing running friction is less, otherwise, the influence is greater. In conclusion, the application results in 5 wells indicate that the evaluation result is basically accordant with the actual measurement data in the construction site, which proves this method can accurately evaluate the risks of casing running in long horizontal wells under complex reservoir conditions.

Keyword: Changning-Weiyuan National Shale Gas Demonstration Area; Long horizontal section; Casing running; Centralizer; Friction coefficient; Casing friction; Horizontal well cementing; Soft string model
0 引言

四川盆地长宁— 威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井巷道间距介于300~400 m, 水平段长度介于1 200~2 800 m[1]。该区页岩气优质储层横向分布不均匀, 水平段轨迹调整频繁, 目的层井壁稳定性差, 井漏、缩径、垮塌严重, 水平井套管下入困难的井占比高达80%~90%, 甚至部分井无法下至预定井深, 经济损失较大。因此, 开展套管下入风险评估、制定针对性下套管技术措施、降低下套管作业风险, 就显得十分重要和必要。而传统的管柱摩阻计算模型[2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9], 由于忽略了复杂地质条件下井身质量、井眼清洁等因素的影响, 摩阻系数预测困难, 致使评估结果与现场施工实测数据存在着较大的误差, 不能有效指导现场下套管施工作业。

为此, 笔者通过对长宁区块页岩气水平井下套管现场实测数据分析, 综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型[8, 9]和数据统计分析法, 提出了一套适应复杂地质条件下长水平段套管下入综合评估新方法。长宁区块5口井现场应用的结果表明, 新方法评估结果与现场施工情况吻合较好, 有效地指导了下套管施工作业、降低了套管下入风险, 具有较好的推广和应用价值。

1 套管下入评估新方法
1.1 套管下入摩阻三维软杆修正计算模型

管柱软杆模型认为井下管柱是只受扭矩影响、不受弯距影响的软杆。在井眼曲率变化较小, 管柱刚度较低的情况下, 管柱刚度对其受力影响小, 可采用软杆模型[9]。计算三维井眼管柱受力时, 假设井下管柱轴线形状与井眼轨迹相同, 且为细长弹性体, 将管柱离散为微单元段, 在井眼轨迹曲线上取弧长为dl的微单元段, 套管柱受力情况如图1所示, 根据受力平衡方程, 可得:

${T}_{i+1}={T}_{i}+({W}_{i}dl \mathop{\cos } a \pm \mu {N}_{i})$(1)

${M}_{i+1}={M}_{i}+\mu {N}_{i} r$(2)

${N}_{i}=\sqrt{{({T}_{i}\Delta \varphi \mathop{\sin }a)}^{2} +{({W}_{i} dl \mathop{\sin }a)}^{2}}$ (3)

$F=\pm \mu {N}_{i}$(4)

图1 微元单位管柱受力分析图

式中Ti+1Ti分别表示第i管柱单元上下端的轴向力, N; Mi+1Mi分别表示第i管柱单元上下端的扭矩, N· m; Ni表示第i管柱单元与井壁的接触法向力, N; Wi表示第i管柱单元浮重, N; μ 表示摩擦系数; r表示套管单位半径, m; α 、Δ α φ 、Δ φ 分别表示井斜角、井斜角增量、方位角和方位角增量, (° ); F表示摩阻, N; 管柱向上运动时取“ +” , 向下运动时取“ – ” 。

四川长宁区块水平井采用“ 直— 增— 稳— 扭— 增— 水平” 复杂双二维轨迹设计剖面, 实钻局部井眼曲率最大达到10° /30 m。对于局部井眼曲率严重井段, 套管刚性对摩阻扭矩影响较大, 不能忽略。因此, 考虑套管刚性影响, 受井眼约束而产生的附加接触力正压力NF[8]为:

${N}_{F}=96EI[\frac{1-\mathop{\cos }(K \Delta L)}{K}-(D-{D}_{0})]\Delta {L}^{-3}$ (5)

$\Delta {L}={[\frac{24(D-{D}_{0})}{K}]}^{0.5}$ (6)

式中E表示套管柱材料弹性模量, N/m2; I表示套管柱惯性矩, m4; K表示井眼曲率, (° )/30 m; D表示井眼直径, m; D0表示套管柱外径, m。

修正后软杆模型的正压力为软杆模型计算的正压力和刚性管柱弯曲井眼中产生的附加接触正压力。

为了更加直观的描述井眼曲率变化对套管柱下入摩阻影响的程度, 引入参数累计井眼曲率, 其含义为单位长度井眼曲率沿井深累计值, 计算式为:

${K}_{c}=\sum_{i=1}^{n} {K}_{i}$ (7)

式中Kc表示累计井眼曲率, (° )/m; Ki表示单位井深井眼曲率, (° )/m。

1.2 套管下入风险评估分析流程

针对四川长宁区块复杂地质条件下长水平段套管下入风险评估难题, 利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型, 结合邻井实际施工数据, 开展累计井眼曲率、扶正器类型、井眼清洁、井径变异系数等因素的定性和定量统计分析。根据综合分析结果, 确定出套管下入方式和配套技术措施, 使得评估结果更能准确反映复杂地质条件下套管下入的实际工况, 降低套管下入风险。

套管下入评估分析流程如图2所示, 具体步骤为:①利用修正三维软杆摩阻计算模型进行套管柱下入摩阻系数敏感性分析。首先, 确定井身结构、井眼轨迹、钻井液性能、套管串组合(包括扶正器类型和安放间距)等数据。其次, 按常规下套管、旋转下套管以及漂浮下套管等方式建立大钩悬重— 摩阻系数敏感性关系图版。②分析累计井眼曲率, 并与邻井进行对比, 找出累计井眼曲率随井深剖面的变化差异, 为判断套管柱下入摩阻增加趋势提供依据。③定性分析井眼清洁程度, 根据完钻前后钻柱摩阻变化、钻井液性能以及井眼净化操作措施等, 将井眼清洁程度划分为3个等级, 即好、中等、差, 其摩阻系数分别按0、5%、10%增加。④分析井径变异系数, 以每10 m井段为井径观察数据窗口, 计算井径变异系数, 并与邻井进行对比, 找出影响套管下入摩阻的井径变异系数临界值。⑤利用邻井套管下入实测数据, 进行邻井套管下入摩阻系数敏感性分析, 确定出区域套管下入摩阻系数范围[10], 为确定预测井摩阻系数提供参考依据。⑥基于以上分析数据结果, 推断预测井不同套管下入方式的摩阻系数, 从而确定出不同套管下入方式风险以及相关配套技术措施。

图2 套管下入评估分析流程图

2 套管下入影响关键因素评估
2.1 井眼轨迹

研究表明, 套管与井壁接触的形态即自由状态、点接触、线接触和面接触, 决定了套管下入摩阻的大小[8, 9]。井眼轨迹直接影响套管与井壁接触的形态, 当套管下入到水平井弯曲段后, 套管与井壁之间的接触形态快速由点接触向面接触转变, 且接触面积随着井斜角增加而增大, 套管受到的摩阻也随之增加, 弯曲井段造斜率越高, 井眼曲率半径越小, 水平段越长, 下套管的摩阻越大。以长宁区块页岩气XXH14-5和XXH22-3井实钻轨迹数据为例(图3、4、5), 利用修正三维软杆摩阻计算模型, 结合现场实测数据分析井眼轨迹对套管下入影响程度[8, 9, 10, 11]。两口井均采用“ 直— 增— 稳— 扭— 增— 水平” 复杂维轨迹剖面, XXH14-5井水平段井斜角介于89° ~92° , XXH22-3井水平段井斜角介于91° ~99° 。XXH14-5井井眼曲率小于7.5° /30 m, XXH22-3井井眼曲率小于8.9° /30 m。XXH14-5井累计井眼曲率为332° /m, XXH22-3井累计井眼曲率为273° /m。

图3 实钻井斜对比图

图4 实钻井眼曲率对比图

图5 实钻累计井眼曲率对比图

从XXH22-3井现场施工实测数据可以看出(表1), 在井深介于0~2 800 m, 井眼曲率小于9° /30 m, 井斜角小于90° , 累计井眼曲率为173° /m, 大钩悬重持续增加, 摩阻系数基本无变化。在井深介于2 800~3 850 m, 井眼曲率小于3° /30 m, 井斜角介于91° ~99° , 累计井眼曲率达到273° /m, 大钩悬重开始快速降低, 至井深3 850 m, 大钩悬重降低至350 kN, 摩阻系数为0.45左右。

表1 XXH22-3井实测与计算大钩悬重值对比表

从XXH14-5井现场施工实测数据可以看出(表2), 在井深介于0~3 000 m, 井眼曲率小于8° /30 m, 井斜角小于90° , 累计井眼曲率为170° /m, 大钩悬重持续增加, 摩阻系数基本无变化。在井深介于3 000~5 000 m, 井眼曲率小于6° /30m, 井斜角介于89° ~92° , 累计井眼曲率达到332° /m, 大钩悬重开始快速降低, 至井深5 000 m, 大钩悬重降低至300 kN, 摩阻系数为0.45左右。从两口井现场实测大钩悬重数据对比可以看出, 造斜段以上井段摩阻系数基本没变化, 摩阻系数介于0.10~0.12, 进入水平段后, 套管下入摩阻快速增加, 摩阻系数均在0.45左右, 两井井眼曲率在井深剖面上分布基本一致。但两井套管下入摩阻和累计井眼曲率在井深剖面上分布有较大差异。XXH22-3井累计井眼曲率小于XXH14-5井, 采用常规方式XXH14-5井套管可下至井深5 000 m, 而XXH22-3井仅下至3 850 m。由此可见, 累计井眼曲率较井眼曲率更能直观反映套管下入摩阻影响程度。

表2 XXH14-5井实测与计算大钩悬重值对比图
2.2 扶正器类型

为了保证下入套管在井眼中的居中度, 需要在套管上安装扶正器[12, 13], 加扶正器套管在弯曲井眼内的下入摩阻受到扶正器类型、扶正器间距等多种因素的影响。笔者主要讨论在同等条件下弹性扶正器和刚性扶正器在长宁区块应用效果。

XXH14-4井和XXH22-7井两口试验井均为三开井身结构, 244.5 mm技术套管下至1 100 m左右, 水平段井眼直径为215.9 mm, 水平段长为1 400 m, 水平段井斜角介于78° ~86° , 累计井眼曲率为230~240° /m(表3)。

表3 下入不同扶正器井参数对比表

XXH22-7井在2 555~4 580 m井段每10 m安放一个整体式弹性扶正器, 其最大外径215.9 mm, 内径143 mm, 总长325 mm(图6-a), 该扶正器67%偏移间距比复位力为5.78 kN。XXH14-4井在2 500~4 480 m井段每10 m安放一个滚珠式刚性扶正器, 其最大外径为205 mm, 内径为143 mm, 总长度为150 mm(图6-b)。

图6 整体式弹性扶正器和滚珠式刚性扶正器图

从现场施工实测大钩悬重数据可以看出(表4、5), 进入水平段后, 套管摩阻快速增加, 但XXH22-7井较XXH14-4井增幅缓慢, XXH22-7井套管下至井深4 500 m, 摩阻系数增加至0.30, 而XXH14-4井套管下至井深4 480 m, 摩阻系数增加至0.40。由此可见, 该区块使用弹性扶正器减阻效果较刚性扶正器性好。

表4 XXH22-7井实测与计算值大钩对比表
表5 XXH14-4井实测与计算大钩悬重值对比表

笔者分析认为, 在水平段由于井眼不规则, 下井壁有较厚岩屑床, 随着套管柱沿水平段方向延伸, 扶正器附近岩屑因管柱向前滑动而逐渐增厚。滚珠式扶正器的滚珠全部或者部分被岩屑床堆积覆盖无法实现滚动, 管柱下入阻力越来越大。而整体式弹性扶正器启动力低, 当遇较厚岩屑床增加摩阻后, 其具备较高的弹性复位力, 可以有效降低岩屑堆积和井眼不规则的影响。

因此, 套管下入风险评估时, 预测井若使用弹性扶正器, 其摩阻系数可在使用刚性扶正器的基础上降低幅度介于10%~15%。

2.3 井眼清洁

钻井实践证明:当井斜角大于45° 时, 岩屑上返过程中沿井眼轴线方向的速度小于零而滑向井眼低边方向, 并逐渐堆积在井眼下井壁形成岩屑床[14, 15, 16, 17]。下套管过程中, 环空间隙较小, 带扶正器套管柱因岩屑床大幅增加了摩阻, 导致套管下入困难, 甚至出现套管不能下入至预定井深。因此, 强化井眼清洁, 对降低套管下入风险至关重要。

套管下入风险评估时, 根据完钻前后钻柱摩阻变化、钻井液性能以及井眼净化实际操作措施等情况, 可将井眼清洁程度定性划分为3个等级, 即好、中等、差, 摩阻系数分别按0、5%、10%幅度增加。

2.4 井径

井眼缩径或者垮塌导致井眼不规则, 井径呈锯齿状分布, 沿水平井眼方向出现“ 高低台阶” 。在水平井段由于套管柱趟在下井壁, 套管下入过程中, 需跨越这些“ 台阶” (图7)。井径变化越剧烈, 套管下入摩阻增加幅度越大, 尤其是当井斜角大于90° 时, 这种趋势越明显。传统分析模型中采用平均井径扩大率无法准确描述井径波动对套管下入影响。

图7 水平段套管柱下入示意图

因此, 笔者引入了统计学参数变异系数, 用每10 m井段井径观察值变化来表征井径扩大、缩小程度即:

$CV=\frac{\sigma}{B}\times100\%$(8)

式中CV表示井径变异系数; σ 表示标准方差; B表示平均值。

通过4口井井径变异系数分析和现场施工结果表明(图8), XXH22-7井、XXH14-5井和XXH8-3井井径变异系数均小于2%, 采用常规下套管方式, 顺利将套管下至预定井深, 摩阻系数介于0.30~0.40。XXH22-3井在1 500~2 500 m井段井径变异系数小于2%, 在2 500~4 955 m井段井径变异系数介于3%~6%, 采用常规下套管方式, 套管仅能下至井深4 000 m, 后采用旋转下套管方式, 将套管下至井深4 955 m, 其下套管过程中, 扭矩波动较大, 频繁蹩停顶驱(顶驱设定值25 kN· m)。由此可见, 井径变化对套管下入摩阻影响较大, 若井径变异系数大于2%, 需要根据井下情况, 采用特殊下套管方式以降低套管下入摩阻。

图8 井径变异系数对比图

3 应用效果

利用套管下入综合评估方法, 在长宁区块评估分析5口水平井, 均采用三开井身结构, 技术套管直径为244.5 mm, 三开井眼直径为215.9 mm, 水平段长度介于1 350~2 300 m, 采用滚珠扶正器或者弹性扶正器。

通过累计井眼曲率、井径变异系数、井眼清洁、摩阻系数敏感性等因素评估分析, 确定出了套管下入风险和推荐套管下入方式。为了降低套管下入摩阻, 主要采取以下几个方面措施:①下套管之前提高钻井液静切力, 将旋转黏度计六转读数调整至介于8~11, 增强钻井液悬浮岩屑能力。②排量大于等于35 L/s, 转盘转速大于或等于120 r/min, 循环时间不少于5个迟到时间。③分段循环破坏岩屑床, 将井眼内被钻杆搅起的岩屑携带出井眼, 保证井眼清洁。④根据井下工况, 在下套管前可采取通井作业, 使井壁光滑、平整、无键槽。⑤在常规方式下入套管风险较大时, 选择旋转方式下入套管, 在套管下入过程中, 旋转套管并循环钻井液, 将滑动摩擦转换为旋转摩擦, 同时降低岩屑床影响程度, 确保套管顺利下入。

从现场施工结果来看(表6), 预测评估分析结果与现场施工情况基本一致。实践证明, 该方法能有效提高预测精度, 降低套管下入风险。

表6 现场应用井情况统计表
4 结论

1)累计井眼曲率较井眼曲率更能直观反映套管下入摩阻影响程度, 当累计井眼曲率大于170° /m, 套管下入摩阻开始快速增加。因此对于井眼曲率较大的水平井, 需要避免井眼轨迹频繁调整, 降低套管下入难度。

2)井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度, 对于地质条件复杂, 井眼缩径、垮塌严重的水平井, 通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响, 能有效提高预测精度。实践表明, 当井径变异系数小于2%, 套管下入摩阻影响较小, 井径变异系数大于等于2%, 套管下入摩阻影响大。

3)复杂工况下长水平套管下入风险评估需要在传统管柱摩阻分析模型基础上, 利用统计分析方法定量或者定性分析井径、井斜角、井眼曲率、井眼清洁、扶正器等因素影响。同时参考邻井套管下入实测数据, 综合评估套管下入风险, 最终确定出合适的套管下入方式以及相关配套技术措施, 为现场施工提供参考依据, 确保套管顺利下至预定井深。

编 辑 凌忠

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