孫連坡，許杰，謝濤，王文，劉海龍

中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司（天津 300452）

0 引言

大位移井技術(shù)能適應(yīng)各種惡劣地面條件，被多國(guó)廣泛應(yīng)用于勘探開發(fā)海上、濱海、島嶼和地面條件復(fù)雜的油田，有效地減少了建造平臺(tái)和鉆油氣井的數(shù)量，大大降低了石油勘探開采的成本。俄羅斯薩哈林地區(qū)大位移井創(chuàng)造了井深12 700 m、位移11 739 m世界紀(jì)錄。20世紀(jì)末，我國(guó)在南海東部西江24-1 油田鉆成了A14 大位移井，水平位移達(dá)到8 063 m，創(chuàng)造了當(dāng)時(shí)水平位移最大世界紀(jì)錄[1-3]。

渤海淺層高水垂比大位移井除存在摩阻扭矩大、井眼清潔和套管下入困難等大位移井常規(guī)技術(shù)難點(diǎn)外，還存在陸相地層淺部泥巖易水化膨脹造成井壁坍塌、淺部砂泥巖易縮徑造成起下鉆阻卡、弱固結(jié)地層易漏失等技術(shù)瓶頸，目前淺層大位移井鉆達(dá)的最大位移為3 700 m，與世界及國(guó)內(nèi)大位移井技術(shù)水平差距較大[4-8]。通過預(yù)測(cè)安全鉆井泥漿密度窗口，建立符合實(shí)際工程條件裸眼延伸極限預(yù)測(cè)模型，指導(dǎo)鉆井方案設(shè)計(jì)，進(jìn)一步增大大位移井安全延伸距離，為渤海邊際油田和滾動(dòng)擴(kuò)邊區(qū)塊高效開發(fā)提供技術(shù)保障。

1 鉆井安全密度窗口預(yù)測(cè)

以渤海某油田為例，開展目標(biāo)儲(chǔ)層巖石物性與力學(xué)性質(zhì)實(shí)驗(yàn)研究，包括孔滲參數(shù)測(cè)試、礦物含量測(cè)試、單軸及三軸實(shí)驗(yàn)、砂泥巖蠕變實(shí)驗(yàn)和鉆井液浸泡軟化實(shí)驗(yàn)。對(duì)上覆巖層壓力、孔隙壓力與地應(yīng)力進(jìn)行分析計(jì)算，建立地應(yīng)力剖面、強(qiáng)度參數(shù)剖面，結(jié)合井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，得到裸眼井段在特定鉆井液性能條件下的鉆井安全密度窗口。

1.1 孔隙壓力與地應(yīng)力分析

首先，根據(jù)斷層走向判斷水平最大主應(yīng)力方向。構(gòu)造受正斷層控制，主應(yīng)力相對(duì)大小：上覆巖層壓力σV＞水平最大主應(yīng)力σH＞水平最小主應(yīng)力σh。然后，根據(jù)成壓機(jī)理不同，孔隙壓力大小可利用測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)由多種模型進(jìn)行計(jì)算，本研究中使用Eaton模型進(jìn)行分析[9]：

式中：P1為孔隙壓力，MPa；OBG 為上覆巖層壓力，MPa，可通過對(duì)密度測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行積分確定；PN為靜液柱壓力，MPa；、DTN、DTO分別為正常壓實(shí)泥巖聲波時(shí)差、測(cè)井確定的泥巖聲波時(shí)差，X為伊頓系數(shù)。

1.2 地層坍塌壓力和破裂壓力計(jì)算

斜井井壁穩(wěn)定性不僅與井眼軌跡有關(guān)（井斜角、井斜方位角），而且與地應(yīng)力方位有關(guān)。研究斜井的井壁力學(xué)穩(wěn)定性應(yīng)從井壁應(yīng)力場(chǎng)出發(fā)，結(jié)合合適的破壞模型，得到合理的力學(xué)模型，從而確定斜井安全泥漿密度。

選取坐標(biāo)系(X,Y,Z)分別與主地應(yīng)力σH、σh、σZ，方向一致，見圖1。為方便起見，建立直角坐標(biāo)系(x,y,z)和柱坐標(biāo)系(r,θ,z)，其中Oz 軸對(duì)應(yīng)于井軸，Ox 和Oy位于與井軸垂直的平面中。

圖1 斜井井軸坐標(biāo)變換

斜井在柱坐標(biāo)系下的井周應(yīng)力分布的表達(dá)式為[10]：

式中：β 為井斜方位與水平最大地應(yīng)力方位的夾角，（°）；α 為井斜角，（°）；v 為泊松比；θ 為井周角，（°）；σxx、σxy、σzz、σxy、σxz、σyz為6 個(gè)地應(yīng)力分量；P 為液柱壓力，MPa；R 為井眼半徑，m；r 為地層某點(diǎn)到井眼中心的距離，m。

令r=R即可得到井壁處的應(yīng)力分布情況。

式（3）是關(guān)于σ 的一元三次方程，若該方程的3個(gè)實(shí)根(σ1、σ2、σ3)存在，便可得到3個(gè)主應(yīng)力[11]。

當(dāng)井內(nèi)液柱壓力較低時(shí)，井壁周圍巖石所受應(yīng)力超過巖石本身的強(qiáng)度產(chǎn)生剪切破壞，脆性地層產(chǎn)生坍塌掉塊，井徑擴(kuò)大，而塑性地層則向井眼內(nèi)產(chǎn)生塑性變形，造成縮徑。

根據(jù)庫(kù)侖-摩爾的研究，巖石破壞時(shí)剪切面上的剪應(yīng)力τ必須克服巖石的固有剪切強(qiáng)度c值（稱為黏聚力）加上作用于剪切面上的摩擦阻力tan?，這里f 等于σn（剪切破壞面法向正應(yīng)力），? 為巖石內(nèi)摩擦角。即：

正應(yīng)力σn和剪應(yīng)力τ 用主應(yīng)力σ1和σ3可表示為：

力學(xué)上，地層破裂是由于井內(nèi)泥漿密度過大使巖石所受的周向應(yīng)力超過巖石的拉伸強(qiáng)度，即：

式中：σ3-α Pp為周向有效應(yīng)力，MPa；α 為巖石有效應(yīng)力系數(shù)；St為巖石抗拉強(qiáng)度，MPa。

首先把式（2）代入式（3）得到3 個(gè)主應(yīng)力，再把式（5）代入式（4）得斜井的坍塌壓力。把最小主應(yīng)力代入式（6）即可得到斜井的破裂壓力。把式（2）中井斜角和方位角設(shè)為0即可得到直井的坍塌和破裂壓力。

1.3 鉆井安全密度窗口計(jì)算

根據(jù)相關(guān)研究成果，對(duì)不同方位、不同井斜的井的坍塌壓力、破裂壓力進(jìn)行標(biāo)定，如圖2及表1所示?？紤]鉆井中井壁坍塌、下鉆作業(yè)等可能增加井底壓力的情況，取安全系數(shù)為0.95。

圖2 坍塌壓力云圖

2 裸眼延伸極限預(yù)測(cè)

大位移井裸眼井段壓力梯度窗口值等于其最小地層破裂壓力梯度與最大地層坍塌壓力梯度之差。裸眼井段壓力梯度窗口的大小直接決定著該井段大位移井裸眼延伸極限，其主要取決于目標(biāo)井地層的破裂強(qiáng)度及環(huán)空流體壓耗。

2.1 計(jì)算條件

以渤海某口大位移水平井為例，運(yùn)用WELL?PLAN 軟件計(jì)算各種井況下的環(huán)空壓耗，相關(guān)參數(shù)設(shè)定如下：①井眼軌道：?jiǎn)卧銎拭妫煨秉c(diǎn)200 m，造斜率3°∕30 m，穩(wěn)斜角88°，軌道設(shè)計(jì)見表2；②井身結(jié)構(gòu)：508 mm(20″)套管×400 m+339.7 mm(13.375″)套管×1 000 m+244.5 mm(9.625″)套管×3 000 m+215.9 mm(8.5″)井眼×7 595.60 m；③鉆具組合：139.7 mm(5.5″)鉆桿+139.7 mm(5.5″)加重鉆桿+114.3 mm(4.5″)鉆桿+177.8 mm(7″)鉆鋌+215.9 mm(8.5″)鉆頭；④鉆井液性能：密度1.28 g∕cm3，流性指數(shù)0.5，稠度指數(shù)0.9，動(dòng)切力18 Pa，塑性黏度23 mPa?s。

表1 不同方位、不同井斜角安全鉆井密度窗口

表2 井眼軌道設(shè)計(jì)參數(shù)表

2.2 環(huán)空壓耗計(jì)算

環(huán)空壓耗是控制大位移井裸眼水平延伸的一個(gè)關(guān)鍵因素，在其他因素一定的情況下，降低環(huán)空壓耗能增大大位移井裸眼延伸極限。泥漿流變模式的選擇和流變參數(shù)的確定是循環(huán)壓耗計(jì)算的前提，鉆井用泥漿屬于非牛頓流體，常用冪律、賓漢和赫巴3種泥漿流變模式。影響壓耗的主要因素包括鉆井液性能（塑性黏度、屈服值及密度）、鉆具結(jié)構(gòu)、鉆頭水眼過流面積、井身結(jié)構(gòu)及軌跡數(shù)據(jù)、井溫等。井底當(dāng)量密度（ECD）等于環(huán)空壓耗（AECD）與靜液柱壓力當(dāng)量密度（ESD）之和。運(yùn)用WELL?PLAN 軟件計(jì)算ECD 隨井深變化，如圖3 所示。因埋深較淺，井筒溫度較低，不需要考慮溫度對(duì)鉆井液密度的影響，即ESD 值就等于鉆井液的密度值[12]。

圖3 大位移井ECD&AECD與井深關(guān)系圖

2.3 裸眼延伸極限計(jì)算

當(dāng)井底當(dāng)量密度（ECD）大于裸眼破裂壓力時(shí)，井眼發(fā)生破裂漏失，無(wú)法繼續(xù)鉆進(jìn)，即該井深為裸眼延伸極限，根據(jù)各方向的地層破裂壓力，可以得到裸眼延伸極限。

1）沿最大主應(yīng)力75°或255°鉆井時(shí)，破裂壓力當(dāng)量密度為1.50 g∕cm3，坍塌壓力當(dāng)量密度為1.29 g∕cm3。考慮鉆井ECD小于地層破裂壓力0.95倍，根據(jù)軟件模擬計(jì)算可以得到最大延伸極限井深為5 300 m。

2）沿最小主應(yīng)力方向165°或345°鉆井時(shí)，水平段井斜接近90°，破裂壓力當(dāng)量密度為2.30 g∕cm3，坍塌壓力當(dāng)量密度為1.21 g∕cm3，根據(jù)鉆井ECD小于破裂壓力0.95 倍原則，及軟件模擬計(jì)算，可以得到最大延伸極限井深為9 000 m。

綜上所述，沿最小主應(yīng)力方向比沿最大主應(yīng)力方向鉆井井眼更穩(wěn)定，該案例計(jì)算出的大位移井不同方向最大延伸極限相差70%。在油田開發(fā)優(yōu)選平臺(tái)位置時(shí)，需結(jié)合極限大位移井的位置，進(jìn)行方位優(yōu)化，以提升大位移井的裸眼延伸極限。

3 基于套管安全下入的延伸極限預(yù)測(cè)

由于淺層砂泥巖會(huì)產(chǎn)生一定的蠕變導(dǎo)致縮徑，砂巖、泥巖吸水后有較強(qiáng)的蠕變特性，且砂巖蠕變強(qiáng)于泥巖。假設(shè)井眼鉆開至套管下入之間的時(shí)間段為A，井眼縮徑至臨界縮徑率（套管可下入井徑上限）時(shí)間為B（安全鉆井周期），當(dāng)A小于B則套管能順利下入，當(dāng)A大于B則套管無(wú)法下入。

3.1 砂泥巖縮徑率理論計(jì)算

為研究蠕變縮徑的大小隨時(shí)間的變化關(guān)系，利用ABAQUS 軟件建立1∕4井眼模型（平面應(yīng)變）并劃分網(wǎng)格（單元為四面體八節(jié)點(diǎn)單元），井眼尺寸為215.9 mm。利用蠕變實(shí)驗(yàn)擬合參數(shù)來(lái)計(jì)算砂泥巖長(zhǎng)期蠕變的縮徑率。

在差應(yīng)力的驅(qū)動(dòng)下，井眼周圍會(huì)出現(xiàn)瞬時(shí)形變（圖4）。取瞬時(shí)形變最大值的井壁位置為危險(xiǎn)點(diǎn)，可計(jì)算砂泥巖井眼縮徑率隨時(shí)間的變化關(guān)系（圖5）。

圖4 井眼打開瞬間位移分布云圖

圖5 砂巖段縮徑率隨時(shí)間變化圖

計(jì)算結(jié)果表明：渤海淺層地層較軟，彈性模量較低，砂泥巖地層在井眼打開瞬間會(huì)產(chǎn)生一個(gè)瞬時(shí)形變而導(dǎo)致縮徑；隨著裸眼段時(shí)間的增加，砂巖的蠕變作用要比泥巖更加顯著；提高鉆井液密度能降低井眼瞬時(shí)縮徑率和長(zhǎng)期縮徑率，但不能完全抑制蠕變。在不同的地應(yīng)力水平下，砂泥巖的瞬時(shí)應(yīng)變大約在4%～8%。

3.2 基于套管安全下入的鉆井周期

取 井 徑 擴(kuò) 大 率 為5% ～10%[13]，311.15 mm（12.25 ″）實(shí)鉆井眼為326.71～342.27 mm，215.9 mm(8.5″)實(shí)鉆井眼為226.70～237.49 mm；相對(duì)應(yīng)下入套管外徑分別為：244.47 mm(9.625″)套管外徑269.88 mm，177.8 mm(7″)套管外徑194.46 mm。計(jì)算出311.15 mm（12.25″）、215.9 mm(8.5″)井眼允許套管下入的縮徑率上限為17%～22%、21%～27%。依據(jù)縮徑上限（17%、21%），根據(jù)3.1理論計(jì)算可知：基于244.47 mm(9.625″)套管安全下入的周期為13 d，基于177.8 mm(7″)套管安全下入的周期為18 d。

統(tǒng)計(jì)了渤海油田某區(qū)塊10 口大位移井套管下入情況及對(duì)應(yīng)砂泥巖鉆開時(shí)間、鉆井液密度（表3）。砂泥巖鉆開時(shí)間為5～11 d，使用的鉆井液密度范圍在1.17～1.24 g∕cm3。其中，7 口井套管安全下入到預(yù)定位置并完成固井，3 口井由于縮徑未下入到井底。套管未能下入到位井的鉆井液密度為1.16～1.17 g∕cm3，鉆開時(shí)間為7.5 d；套管安全下入到位井的鉆井液密度為1.17～1.24 g∕cm3，鉆開時(shí)間為5.0～11.0 d。

表3 不同鉆井液密度和砂泥巖暴露時(shí)間下套管下入結(jié)果

利用套管安全下入井的數(shù)據(jù)，得到不同鉆井液密度條件下安全鉆井周期下限圖版（圖6）。在鉆井液密度1.2 g∕cm3條件下，安全鉆井周期下限為10.0 d，安全鉆井周期上限為13.0 d。利用安全鉆井周期上限13.0 d，可以作為本開次延伸極限預(yù)測(cè)依據(jù)。

圖6 安全鉆井周期下限曲線

3.3 基于套管安全下入的延伸極限預(yù)測(cè)

根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊機(jī)械鉆速及輔助時(shí)間、下套管及輔助時(shí)間，得到平均日進(jìn)尺和有效進(jìn)尺時(shí)間，然后計(jì)算出該開次理論延伸極限。統(tǒng)計(jì)了該區(qū)塊鉆井周期與總井深，得出日進(jìn)尺范圍為79～644 m、平均日進(jìn)尺220 m，下套管及輔助時(shí)間約為1.2 d。

根據(jù)套管安全下入的周期、下套管及輔助時(shí)間、平均日進(jìn)尺范圍，可以得出該井基于套管安全下入的延伸極限為932～7 599 m。該值與不同地應(yīng)力方向裸眼延伸極限范圍5 300～9 000 m 相交叉，需要綜合考慮裸眼及套管下入兩種因素，才能預(yù)測(cè)出渤海淺層大位移井延伸極限。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）淺層大位移井鉆井過程中由于地層強(qiáng)度較低、泥巖易水化、鉆井液循環(huán)沖刷、鉆具擾動(dòng)等原因，井壁坍塌難以完全避免，鉆井過程中可能出現(xiàn)泥團(tuán)、掉塊等問題，關(guān)鍵是在安全周期內(nèi)下入套管，完成注水泥固井。

2）沿最小主應(yīng)力方向比沿最大主應(yīng)力方向鉆井井眼更穩(wěn)定，方向變化45°最大延伸極限相差70%，建議結(jié)合極限大位移井井位優(yōu)選平臺(tái)位置，提升大位移井的裸眼延伸極限，保障施工安全。

3）針對(duì)渤海油田特點(diǎn)，考慮砂泥巖理論縮徑和套管下入實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，形成基于套管安全下入的渤海淺層大位移井安全鉆井周期預(yù)測(cè)方法，為大位移井設(shè)計(jì)優(yōu)化和安全施工提供技術(shù)支撐。