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(shù)研究院有限公司，北京 102206）

重慶南川頁巖氣田東勝構(gòu)造帶位于平橋構(gòu)造與南川鼻狀構(gòu)造帶之間，呈北東走向，由東勝背斜和東勝南斜坡構(gòu)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(shù)介于1.05～1.30，地層能量較弱，屬于常壓頁巖氣藏，單井生產(chǎn)具有產(chǎn)氣量中等、產(chǎn)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(nèi)，無阻流量及單井最終可采儲量（EUR）與水平段長度呈正相關(guān)關(guān)系［2-3］。

為了有效動用地質(zhì)儲量，提高頁巖氣單井產(chǎn)量，實現(xiàn)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(jié)構(gòu)，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(chǎn)套管高效下入面臨極大的技術(shù)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(shè)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(shù)。

1 ?139.7 mm 套管下入技術(shù)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(chǎn)能，實現(xiàn)商業(yè)突破［7-9］。 生產(chǎn)套管順利下至設(shè)計位置，保障固井施工順利完成，是該井完井建產(chǎn)的第1 步。套管下入存在以下技術(shù)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(zhì)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(chǎn)生明顯側(cè)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(qū)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(shù)

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(yīng)性評價， 并與常規(guī)下套管工藝進行對比評價，以確定現(xiàn)場套管下入方式。目前水平井特殊下套管工藝主要有旋轉(zhuǎn)下套管和漂浮下套管， 其中旋轉(zhuǎn)下套管工藝因旋轉(zhuǎn)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(jié)果對現(xiàn)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(shù)。 摩阻系數(shù)由多因素共同決定，如地層性質(zhì)、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(shù)據(jù)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(shè)計與套管串剛度相當?shù)耐ň@具組合，使其既滿足現(xiàn)場通井需求，又可為套管下入設(shè)計提供充足現(xiàn)場數(shù)據(jù)。

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

式中：ωi為第i井段摩阻系數(shù)，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(yīng)下入深度Dj的大鉤載荷，j=1，2，3，…，m。

根據(jù)三維軟桿模型，運用式（1）的摩阻系數(shù)及其他相關(guān)參數(shù)，如鉆壓、管柱參數(shù)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(shù)：

使式（5）達到最小值的ωi，即為最優(yōu)的某井段摩阻系數(shù)。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(shù)據(jù)，經(jīng)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(jié)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(cè)向力，則當套管下至設(shè)計位置，套管串1 250～2 850 m 處存在屈曲。因附加側(cè)向力無法精確計算，若附加側(cè)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(shè)計位置。

圖2 SY9-3HF 井生產(chǎn)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(jié)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(shè)計位置，模擬計算套管到位時大鉤載荷為625.1 kN， 滿足現(xiàn)場施工要求。 因此，設(shè)計SY9-3HF 井采用漂浮下套管工藝完成生產(chǎn)套管下入作業(yè)。

圖3 SY9-3HF 井生產(chǎn)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(shè)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(shè)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(jù)，模擬結(jié)果見表1（ω=0.27）。

表1 SY9-3HF 井生產(chǎn)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(shù)及套管到位大鉤載荷數(shù)據(jù)均滿足現(xiàn)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(chǎn)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(jù)套管串設(shè)計，優(yōu)選漂浮段長為4 000～4 100 m。

設(shè)計套管串組合為：高承壓旋轉(zhuǎn)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(lián)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(shè)計2#漂浮接箍，則套管下至設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(chǎn)套管扶正器類型及安放設(shè)計Table 2 Centralizer selection and placement design of production casing in Well SY9-3HF

圖4 SY9-3HF 井生產(chǎn)套管居中度分析結(jié)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(shù)的要求，優(yōu)選乳化劑、提切劑等，設(shè)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(xiàn)場應(yīng)用

SY9-3HF 井?139.7 mm 套管歷時82 h 順利下至設(shè)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(xiàn)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(xiàn)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(qū)質(zhì)量）實測與模擬結(jié)果對比。 由圖5 可知： 套管重疊段實測與模擬大鉤載荷數(shù)據(jù)基本一致；裸眼段實測與模擬大鉤載荷數(shù)據(jù)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(shè)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(nèi)。

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

4 結(jié)論

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

2）合理設(shè)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(shù)在SY9-3HF 井成功應(yīng)用，證明該技術(shù)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(shù)難題，具有廣泛推廣意義。