微小井眼水平伸长影响因素研究

郭瑞昌 李根生 黄中伟 田守嶒 史怀忠

(油气资源与探测国家重点实验室(中国石油大学(北京)),北京昌平 102249)

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微小井眼水平伸长影响因素研究

郭瑞昌 李根生 黄中伟 田守嶒 史怀忠

(油气资源与探测国家重点实验室(中国石油大学(北京)),北京昌平 102249)

微小井眼钻井技术是近10年提出的一项低成本勘探开发浅层油气藏的技术。微小井眼钻井技术与水平井技术结合,在薄油藏、稠油藏、边际油藏、枯竭油藏等领域具有明显的优势。由于工艺技术及装备水平限制,微小水平井眼水平延伸能力受到多种因素的制约。分析了地面装备性能、井壁稳定因素、摩阻及产能等因素对微小井眼水平伸长的影响。结果表明,水平段伸长极限随着钻井泵额定泵压、地层破裂压力及连续油管抗弯刚度的增加而增大,而经济性产能表明水平段存在最优长度。其中,连续油管与井壁的摩阻对微小井眼水平伸长的限制较大。各影响因素决定的微小井眼最大允许水平伸长值中的最小值即为微小井眼水平段的设计长度。

微小井眼钻井;水平段长度;连续油管;摩擦阻力;生产能力

微小井眼是指完钻井眼直径小于88.9 mm的油气井。钻井装备、电子技术及传感器技术的发展推动了微小井眼钻井技术的发展。1994年,美国洛斯阿拉莫斯国家实验室(Los Alamos National Laboratory)提出了微小井眼连续油管钻井的概念[1]。2003年,美国能源部启动了一项综合研究资助计划,预期获得一种低成本的微小井眼钻井技术[2]。

微小井眼钻井钻机为小型连续油管钻机或专用钻机,钻杆为连续油管,井下钻井工具以小型化的连续油管井下钻井工具为主[2]。微小井眼的完钻直径比常规井眼小得多,其钻井设备及相关钻井工具尺寸也都相应地比常规钻井装备小很多。相应地,微小井眼钻井系统的占地面积及废液排放量也小得多。因此,微小井眼钻井技术的装备及钻井作业成本也比常规钻井技术降低了很多。同时,微小井眼钻井技术还具有环保的优点。

最初,提出微小井眼钻井技术的意图是应用于探井及监测井,提供一种低成本获得地层信息并实施监测的新方法。但基于前述优点,该技术同样也可以应用于开发井,可在储层钻水平微小井眼,提高储层裸露面积,从而提高油气井产量和最终采收率。因此,在薄油藏、稠油藏、边际油藏、枯竭油藏等领域具有明显的优势。然而该技术仍处于探索阶段,有诸多关键技术尚待解决。微小井眼水平段长度的确定即是其中之一。从增大储层裸露面积角度考虑,期望尽可能增加储层中微小井眼水平段的长度;但从经济角度来讲,水平段长度也并非越长越好,同时,受地层及钻井技术水平等多种因素的制约,微小井眼水平段也不可能无限伸长。因此,微小井眼水平延伸能力及水平段长度合理确定,对于微小井眼钻井工程设计具有重要意义。为此,笔者综合分析了地层因素、钻井技术水平及经济等因素对微小井眼水平段延伸的影响,并提出了水平段长度的确定方法。

1 主要影响因素分析

1.1 地面装备水平

地面装备包含地面泵组及管汇,这里主要研究泵组的额定压力对微小井眼长度的限制。由于钻井液流动摩阻的作用,循环压耗会随着井深的增加而增大,井底实际压力也会迅速升高。微小井眼尺寸比常规井眼小得多,这个现象更为明显。循环压耗的增大必然增加地面泵组的负荷,而地面泵组的泵压不会无限制地增大,因此,微小井眼井深不会无限制地增加,其在储层水平段的伸长也会受限。

现有的液态钻井液都为非牛顿流体,根据其流变性的不同,一般可分为幂律流体、塑性流体及赫巴流体等多种流变模式。但目前尚无统一的、适用于各种流变模式非牛顿流体的流态判别方法和摩阻系数计算方法。笔者选用幂律流变模式计算循环压耗,连续油管管内或环空的压耗可用范宁方程计算[3]:

式中,Δp为连续油管或环空压耗,Pa;f为连续油管内或环空的范宁摩阻系数,无因次;ρ为流体密度,kg/m3; l为连续油管或环空长度,m;v为圆管或环空流体速度,m/s;do和 di(对于环空压耗,式中 di需替换为环空当量直径D-do)分别为连续油管的外径和内径,m;D为井眼直径,m。

图1为不同排量下,不同泵压对应的微小井眼钻深。泵压越大,微小井眼钻深越深。一般微小井眼的排量较小,在排量1 000 L/min的条件下,微小井眼钻深可达1 000 m左右。微小井眼钻井通常以短半径转向,其造斜段长度有限,可以忽略。因此,微小井眼钻深减去垂直段的长度,可得水平段最大长度。

图1 微小井眼钻深与泵组额定压力的关系

1.2 井壁稳定因素

井壁稳定因素在这里主要是指地层破裂压力[4]。随着微小井眼井深的增加,循环压耗增大,井底压力升高,最终导致井底岩石应力状态发生变化。岩石内部应力达到其抗拉强度后,就会破裂。此时对应的井底压力即地层破裂压力。微小井眼钻入水平段后,随着井深的增加,井底压力持续增加,但水平段垂深不变,其所处地层的破裂压力却不会增加。微小井眼水平伸长达到一定程度,井底压力超过地层破裂压力后,就会压漏地层。因此,微小井眼钻井时的当量钻井液密度应小于地层破裂压力对应的当量钻井液密度。

笔者以φ50.8 mm连续油管钻φ88.9 mm微小井眼为例,分析了地层破裂压力对微小井眼延伸能力的影响,结果见图2。

图2 微小井眼延伸极限与地层破裂压力的关系

由图2可以看出:地层破裂压力当量钻井液密度越大,对应的微小井眼延伸极限越大;排量越大,当量循环密度随着水平伸长增大越快,因此,微小井眼延伸极限也越小。由于微小井眼钻井产生的岩屑量较小,同时,环空流速较高,因此满足携岩要求的排量较小。在地层破裂压力当量钻井液密度为1.8 kg/L时,微小井眼伸长可达到700 m以上。微小井眼延伸极限减去目的层埋深即为微小井眼水平延伸极限。

1.3 连续油管与井壁摩阻

随着微小井眼井深增加,连续油管与井壁的摩阻力会增大,连续油管所受轴向力也会增大,大到一定程度后会导致失稳,产生屈曲变形。而屈曲变形又会导致连续油管与井壁接触力增大,进而使摩阻及推进连续油管所需的轴向推力增大。因此,摩阻与屈曲变形耦合,随着微小井眼水平段长度的增加,连续油管发生自锁,从而无法送进。微小井眼钻井技术采用的连续油管直径一般小于76.2 mm,其抗弯刚度小,易失稳。因此,屈曲变形的摩阻是确定微小井眼水平延伸极限长度的重要参数。

随着轴向力的增大,连续油管通常经历直线状态、正弦屈曲状态和螺旋屈曲状态3个平衡态。多位学者对于连续油管摩阻力及接触反力进行了系统研究,并进行了试验测试[5-11]。

笔者采用文献[5]的计算模型进行分析,其基本假设为:

1)钻柱足够长,端部边界条件不影响力-螺距关系;

2)忽略钻柱及钻井液的动力学效应;

3)连续油管初始状态为直线状态,位于井眼下部;

4)井眼模型为刚性、横截面积恒定的圆筒;

5)连续油管始终处于弹性状态,并与井壁连续接触。

正弦屈曲、螺旋屈曲临界轴向力计算公式分别为:

式中,Fs为连续油管正弦屈曲临界载荷,N;Fh为连续油管螺旋屈曲临界载荷,N;EI为连续油管抗弯模量,N·m2;w为连续油管线重,N/m;r为连续油管与井壁间隙,m。

连续油管在直线、正弦屈曲及螺旋屈曲状态下接触力的计算公式分别为[5]:

式中,N为连续油管与井壁间的法向接触力,N;A为正弦屈曲曲线振幅,rad;λ为正弦屈曲曲线波长, m;z为井眼轴线方向坐标,m;F为连续油管轴向力,N。

摩擦力计算公式为:

式中,μ为摩擦因数,无因次。

连续油管垂直段的摩阻力通常很小,对微小井眼的延伸极限影响不大。因此,笔者以φ50.8 mm连续油管、φ88.9 mm井眼为例,计算轴向力与连续油管微小井眼水平段长度的关系,结果见图3。

图3 连续油管轴向力与水平段长度的关系

从图3可以看出:在连续油管处于直线状态时,其轴向力的增加主要是连续油管自重对应的摩阻;随着水平段的伸长,轴向力的增大速度缓慢;进入正弦屈曲阶段后,连续油管与井壁的接触力因连续油管的变形而增大,其轴向力增大速度也略有增大;轴向力增大到连续油管发生螺旋屈曲时,连续油管与井壁的接触力已非常大,导致摩阻力剧烈增加,很快导致轴向力不能传递,即自锁。对于常规钻头,钻进时需要一定的钻压,连续油管发生自锁前,其轴向力传递效率已不能满足钻井作业需要。但微小井眼钻井技术可以采用专用射流破岩钻头来钻进,其所需钻压很小,可视为零[12-13]。因此,计算中忽略了钻压的影响。从图3还可以看出,φ50.8 mm连续油管在φ88.9 mm的规则井眼中推进,水平段长度可达到260 m。

1.4 产能

产能是微小井眼水平段长度设计的重要影响因素。通常认为,水平段越长,储层泄油面积越大,产量越大。但由于井眼内流体摩阻等因素限制,在地层压力恒定的条件下,水平段达到一定长度后,产量不会再增大或增幅很小[14]。对于微小井眼来说,井眼内流体摩阻更不能忽略。因此,片面增加微小井眼水平段长度并不能大幅提高产能,反而会导致经济效益下降。

笔者考虑微小水平井眼内原油的流动阻力,选择水平井的微元dx,假定水平井筒内为一维单相稳态不可压缩流体作等温流动,建立了微小水平井眼的产能模型(见图4),则微元dx上流向水平井的径向流为:

式中,qs(x)为径向流的单元变化;pw(x)为平井眼长度的压力分布函数。

根据连续性方程,微元dx上流向水平井的径向流和水平井中水平流的平衡关系可表示为:

图4 产能计算液动力模型示意

联立式(8)和式(9),并根据边界条件可得:

则微小井眼水平段长度计算公式为:

以井眼直径为50.8～114.3 mm的微小井眼为例,计算产能与水平段长度的关系,结果见图5。计算时用到的参数有:油层厚度10 m,水平渗透率2.96μm2,垂直渗透率0.296μm2,生产压差0.42 MPa,原油黏度0.5 mPa·s,原油密度640.74 kg/m3。

图5 产量与微小井眼水平段长度的关系

从图5可以看出,随着水平段长度的增加,产能也增大,但增幅减小,最后趋于水平。综合考虑经济效益与产能两方面因素,微小井眼水平段并非越长越好,应存在最优长度。以最具代表性的φ88.9 mm微小井眼为例,其最优水平段长度在400～500 m之间。微小井眼尺寸越小,其最优长度也越小。因此,应合理设计水平段长度,以获得最大收益。

2 水平段长度确定

影响确定微小井眼水平段长度的因素众多,限于篇幅,笔者只考虑了地面泵组性能、储层地质特征、连续油管与井壁摩阻、经济产能等因素。根据各影响因素计算出的水平段最大允许长度,进行比较,取最小值作为微小井眼水平段的设计长度,即:

式中,L1为地质因素决定的最大水平段长度,m;L2为地面泵组性能决定的最大水平段长度,m;L3为摩阻决定的最大水平段长度,m;L4为产能决定的最大水平段长度,m;L5为未考虑因素决定的最大水平段长度,m。

众多影响因素中,允许微小井眼水平伸长最小的因素通常是关键因素。由于微小井眼钻井技术主要应用于浅层井,现有的地面泵组的性能参数基本可以达到微小井眼钻井的工艺要求。但地层破裂压力及连续油管的稳定性对微小井眼水平的伸长限制较大,直接影响钻井作业的成败。因此微小井眼钻井水力参数的设计及连续油管送进工艺的设计仍需要进一步完善,使其允许水平伸长值达到产能决定的水平伸长值,以充分发挥微小井眼钻井技术的优势,从而实现油藏最优开发。

3 结 论

1)微小井眼钻井技术具有占地面积小、成本低、环保的特点,在薄油藏、稠油藏、边际油藏、枯竭油藏等领域具有明显的优势。

2)泵组额定压力越大,地层安全密度窗口越大,则水平段允许延伸长度越长;在井眼尺寸确定的情况下,增大连续油管抗弯刚度有利于增加水平段长度;水平段长度增加到一定程度,产能增长缓慢,经济效益降低。因此水平段长度应满足经济性要求。

3)微小井眼水平段长度的确定要综合考虑水力因素、连续油管与井壁摩阻、产能等多方面因素的影响,取各因素允许长度最小值为最终长度。

4)目前,微小井眼钻井技术仍处于探索阶段,其钻井工艺也在不断完善中。分析限制微小井眼水平伸长的主要因素是实现微小井眼钻井技术工业化应用并发挥其优势的重要保障。

[1] Albright J,Dreesen D,Anderson D,et al.Road map for a 5000-ft microborehole[EB/OL].[2009-07-10].http:∥www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/microhole/microholeroadmap.pdf.

[2] Spears&Associates Inc.US department of energy microdrill initiative initial market evaluation[EB/OL].(2003-04-16) [2009-07-10].http:∥www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/microhole/microholemarketeval.pdf.

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[审稿 曾义金]

Investigation of Factors Affecting Microhole’s Horizontal Displacement

Guo Ruichang Li Gensheng Huang Zhongwei Tian Shouceng Shi Huaizhong
(State Key L aboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum, Changping,Beijing,102249,China)

Microhole drilling technology,a newly developed technology over the past decade,is a low-cost exploration and development technology which mainly applied to shallow reservoir.Combined with horizontal well technology,microhole drilling technology has obvious advantages in thin,heavy oil,margin and depleted reservoirs.The maximum horizontal extension of microhole well is limited by several factors.The effects of the factors on microhole well horizontal extension were analyzed,including equipment performance,wellbore stability,formation factors,and friction and production capacity.The results showed that microhole horizontal extension increases with rated pump pressure,formation breakdown pressure and bending rigidity of CT.While economical production shows that there is an optimal value in horizontal extension.The friction between CT and wellbore has more impacts compared with others factors.The minimal of maximal horizontal extension determined by above factors is the optimal designed length.

micro-hole drilling;length of the horizontal segment;coiled tubing;friction resistance; productivity

book=2010,ebook=98

TE246

A

1001-0890(2010)02-0005-05

2009-07-21;改回日期:2010-01-18

国家高技术研究发展计划(“863”计划)“水力喷射侧钻径向微小水平井眼技术研究”(编号:2007AA09Z315)和国家重大专项“煤层气水平井、多分支水平井钻井、录井和测井技术”(编号: 2008ZX05000-036-02)资助

郭瑞昌(1982—),男,山东东营人,2005年毕业于中国石油大学(华东)过程装备与控制工程专业,中国石油大学(北京)油气井工程专业在读博士研究生,主要从事微小井眼钻井技术及径向水平井技术研究。

联系方式:(010)89733379,grchupc@yahoo.com.cn