川西浅层长水平段水平井井身结构优化与应用

唐洪卫 刘 伟 李 辉 杨 斌

（1.中国石化西南工程公司钻井研究院，四川 德阳 618000；2.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016；3.中国石油大港油田原油运销公司，天津 300280）

川西浅层长水平段水平井井身结构优化与应用

唐洪卫1刘 伟2李 辉2杨 斌3

（1.中国石化西南工程公司钻井研究院，四川 德阳 618000；2.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016；3.中国石油大港油田原油运销公司，天津 300280）

川西浅层蓬莱镇组气藏天然气资源丰富，是川西各气田主力产层之一。针对蓬莱镇组的长水平段水平井，受埋深浅条件限制，仅依靠套管自身重力下放套管困难。早期部署的浅层水平井通过采用三开制井身结构解决套管下入难题。三开制井身结构钻井周期长、成本高，减少了长水平段水平井经济效益。结合套管下入摩阻影响因素分析，开展浅垂深长水平段水平井井身结构优化论证，提出尾管悬挂两开制井身结构方案，并配套加重钻杆送放尾管技术及套管扶正器优化设计措施。该方案应用于川西浅层30余口井，平均节约钻井周期约36%。

长水平段 浅垂深 井身结构 摩阻分析

0 引言

2010年以来，为提高川西浅层开发效率，开始部署长水平段水平井开发蓬莱镇组气藏。川西蓬莱镇组气藏埋深较浅，在1000～1600m部署水平井水平段较长，主要在800～1300m。在早期水平井开发过程中，川西中浅层沙溪庙组两开制水平井出现套管下入严重遇阻难题，考虑浅层水平井套管下入驱动力更弱，前期针对蓬莱镇组水平井采用三开制井身结构，有效保障浅层长水平段水平井顺利实施，但由于其自身特性使得钻井周期长、成本高，需要通过解决套管下入难题从而优化井身结构，实现钻井工程降本增效。

1 川西浅层前期三开制水平井实施情况

前期采用∅339.7mm、∅244.5mm、∅139.7 mm系列套管程序，∅339.7mm表层套管封隔夹关组及以上地层，∅244.5mm技术套管封至轨迹A靶点附近以降低水平段施工摩阻，∅139.7mm油层尾管封隔水平段，形成尾管悬挂三开制井身结构（图1）。首批部署的13口长水平段水平井，钻井成功率达到100%，证明三开制井身结构方案降低了套管下入风险，首次在川西浅层实现了水平段超过1500m，位垂比超过1.5的水平井。但该井身结构方案具有以下不足：①二开大尺寸井眼造斜难度大。二开∅311.15mm井眼受造斜工具条件限制，实际造斜率最大为20°／100m，使得轨迹设计受限。②二开大尺寸井眼钻进速度慢。经统计，13口井造斜段平均长度约为450m，平均机械钻速仅为2.24m／h，对应钻井周期约为13d。而∅215.9mm井眼造斜段平均机械钻速约为4.0m／h。③全井钻井周期长，平均完钻井深约为2700m，平均钻井周期达到48.27d。

图1 川西浅层尾管悬挂三开制井身结构示意图

2 川西浅层长水平段水平井井身结构优化设计

2.1 川西浅层必封点理论计算

依据井身结构设计原理，利用Landmark-Casing⁃Seat软件辅助计算必封点，输入地层三压力数据，地层分层数据，钻井液安全附加值，设置允许最大井涌量2m3，压差卡钻限制17MPa［1-2］，计算川西浅层值只需设置1个必封点，必封点深度为400～600m。必封点计算结果与前期直井、定向井实际施工情况吻合，证明川西浅层长水平段水平井采用两开制符合井身结构设计原理。

2.2 两开制井身结构工程因素分析

水平段套管下入困难是川西浅层水平井井身结构优化面临的主要难题，主要表现在：①套管下入摩擦阻力大；②仅依靠套管自重下入套管驱动力不足。由于管柱力学理论分析方法在生产现场推广应用难度大［3-4］，采用Landmark-WellPlan软件模拟各种井筒条件下下入套管时大钩载荷变化情况，以期找到影响套管下入摩阻的主要因素。

2.2.1 套管下入摩擦阻力及其主要影响因素分析

套管下入摩阻主要受井筒条件和管串结构两大类因素影响。井筒条件包括井眼轨迹、井径、地层特性、泥饼性能、钻井液性能等，该类因素主要影响摩擦系数和管串应力及空间状态。管串结构主要包括扶正器安放、套管性能、送放工具性能、其他特殊工具性能等，该类因素主要影响管串应力状态和空间状态［3-6］。

1）井眼轨迹

扶正器按照钻井工程设计方案安放，采用加重钻杆送放油层尾管，对比分析实钻轨迹与设计轨迹条件下大钩载荷（图2和图3）。该井实钻轨迹条件下大钩载荷比设计轨迹减少约20kN。大量模拟对比分析显示：全角变化率小于35°／100m时，套管下入摩阻增加不超过15%，全角变化率大于35°／100m时，由于管柱受力状态发生变化［7］，摩阻急剧增加，建议川西浅层控制实钻全角变化率不超过35°／100m。

2）井筒摩擦系数

软件默认套管内摩擦系数为0.25，裸眼段摩擦系数为0.35。结合通井时大钩载荷反演计算，某井上层套管内摩阻系数为0.25，裸眼段摩阻系数为0.5，因此增加一开套管下入深度，可以降低二开油层套管下入摩阻。井筒摩阻系数是钻井液、泥饼、井径等各种因素的综合反应，摩阻系数对套管下入大钩载荷影响较大。该井裸眼段摩阻系数大于0.35后，模拟显示套管已发生螺旋弯曲［8-9］，导致大钩载荷急剧下降（图4）。建议下套管前调整好钻井液润滑性能，做好通井作业修正井壁，降低裸眼段摩阻系数。

图2 加重送放尾管时大钩载荷（应实钻轨迹）图

图3 加重送放尾管时大钩载荷（设计轨迹）图

图4 计算不同摩阻系数条件下大钩载荷情况图

3）套管扶正器

水平段每两根套管安装1只整体式扶正器，直井段及斜井段每3根套管安装1只弹性扶正器，模拟计算，某井下入油层尾管时大钩载荷进入水平段后仍大于140kN。同等条件下，如不安装套管扶正器，大钩载荷最低下降至12kN，综合阻力增加128kN，存在较大的卡套管风险。扶正器对套管下入摩阻影响最大，实际施工中，扶正器可能因为质量问题或局部承受过高侧向力而挤毁，从而改变管串空间状态及受力状态，导致管柱屈曲，摩擦力和阻力急剧上升［7-9］。建议在下套管前根据测井结果，模拟计算侧向力分布情况后，优化扶正器安放方案。

2.2.2 采用加重钻杆增加套管下入驱动力分析

仅依靠优化扶正器等措施仍不能保障套管安全下入到位，采用加重钻杆送放尾管增加下入驱动力能有效延伸水平段套管下入长度。模拟计算不同送放管串时大钩载荷情况，形成川西浅层长水平段水平井尾管送放管串推荐图版（图5）。?

图5 川西浅层油层尾管送放管串组合推荐图版

针对实钻轨迹连续3个点全角变化率不超过35°／100m，水平段长小于740m，可采用全管柱两开制井身结构；水平段长大于740m，需采用加重钻杆送放。当加重钻杆长度和水平段长度处于A区时，可采用加重钻杆送放套管到位。当加重钻杆和水平段长度处于B区时，在不具备其他增加套管驱动力工具条件下，不能采用尾管悬挂两开制井身结构。

2.3 井身结构优化方案

结合前述必封点计算及套管下入难题分析结论，在原有三开制井深结构基础上，适当延伸一开套管下入深度，二开套管采用加重钻杆送放尾管形式，结合开发部署，适当缩短水平段长度，形成尾管悬挂两开制井身结构。一开采用∅311.15mm钻头施工直井段至800～1000m，下入244.5mm套管，二开采用∅215.9mm施工斜井段及水平段，完钻下入∅139.7mm尾管。

3 应用效果

实际施工中油层套管下入困难基本解决，统计30口井，只有4口井下入不到位，且4口井套管下入距井底不超过80m。

两开制井深结构有效规避了大尺寸井眼造斜困难问题，且比三开制减少一套施工程序，使得全井平均机械钻速大幅度提高，统计30口井，全井平均机械钻速6.46m／h，同比三开制（4.64m／h）提高了28%；平均钻井周期30.60d，同比三开制水平井（48.27d）缩短了36%，取得了较好的经济效益。

4 结论与建议

1）尾管悬挂两开制井身结构方案结合加重钻杆送放尾管措施能满足川西浅层长水平段水平井钻井施工需求。

2）尾管悬挂两开制井身结构在川西浅层取得良好的经济效益。

3）针对完井期间存在尾管窜气问题，建议开展尾管悬挂两开制方案长期采气安全评估。

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（编辑：李臻）

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2095-1132（2014）01-0046-03

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.01.013

2013-05-30

2014-01-13

唐洪卫（1983-），工程师，从事钻井工程设计及研究工作。E-mail：tanghongwei310@sina.com。