Missan油田小井眼钻井井身结构优化设计

2015-02-22 12:21武毅侯少红刘海涵中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司天津300452

长江大学学报(自科版) 2015年26期

武毅，侯少红，刘海涵　(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

尹飞　(石油工程教育部重点实验室(中国石油大学(北京))，北京 102249)

武毅，侯少红，刘海涵(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

尹飞(石油工程教育部重点实验室(中国石油大学(北京))，北京 102249)

[摘要]小井眼钻井井身结构设计是小井眼钻井技术的基础和关键,目前小井眼钻井井身结构设计尚缺乏科学指导。采用环空水力学模型计算小井眼波动压力,确立小井眼钻井合理的井身结构设计系数。基于Missan油田压力剖面和地质情况,阐述了小井眼钻井的井身结构设计方法。结果表明小井眼钻井波动压力较大;合理的小井眼井身结构设计需要综合考虑压力剖面、设计系数、复杂地层及油田钻井工艺;预测全井节省钻时达到15.6%。研究成果提供了小井眼钻井井身结构设计方法,并在Missan油田中得以成功应用。

[关键词]小井眼钻井;井身结构;波动压力;盐膏层;Missan油田

根据目前钻井技术，小井眼钻井是指油气井最后一开次的井眼尺寸小于6in的钻井工艺。小井眼钻井具有高钻速、低成本的特点，能够降低钻井综合成本，又被称为“经济钻井技术”。根据国外小规模现场试验，小井眼钻井费用较常规尺寸井眼可节省钻井费用30%~40%，经济效益十分可观。国外钻井承包商、油公司的实践表明，小井眼钻井可节约成本30%左右，在探井、边远地区可达50%~70%[1~4]。另外，小井眼钻井更加环保，由于泥浆、岩屑量减少，减少了环境污染[5]。

井身结构设计是钻井工程设计的重要内容之一。合理的井身结构设计既能最大限度地避免漏、喷、塌、卡等工程事故的发生，使得各项钻井作业得以安全顺利进行，又能最大幅度地减少钻井费用，使工程成本达到最低。

小井眼钻井井身结构设计是小井眼钻井的基础和关键，目前小井眼钻井井身结构设计尚缺乏科学指导。笔者采用环空水力学模型计算小井眼波动压力，确立小井眼钻井合理的井身结构设计系数；根据Missan油田压力剖面和地质情况，优化设计了小井眼钻井的井身结构。

1小井眼钻井井身结构设计系数

波动压力是钻具在充满泥浆的井眼中上下运动时引起的泥浆压力。波动压力会破坏井内压力平衡，增加井喷、井漏、井塌及其他复杂情况的风险。小井眼井身结构设计系数不同于常规井眼，由于环空间隙小，起下钻的抽吸压力、激动压力可导致地层流体进入井眼及压裂地层引起井漏。为了精确选取小井眼井身结构设计系数中的波动压力，建立了环空水力模型[6]，计算了小井眼钻井时的波动压力。

环空间隙对波动压力有着重要影响。假设钻具组合为单一尺寸钻杆柱，其在不同井眼尺寸中起下钻，分析环空间隙对波动压力的影响规律。不同井眼和钻柱尺寸下泥浆黏稠力波动压力如图1所示。在相同的钻具组合情况下，随着井眼尺寸的缩小，泥浆黏稠力引起的波动压力增加。井眼尺寸大于7in(177.8mm)，泥浆黏稠力波动压力对环空间隙不敏感；井眼尺寸小于7in，泥浆黏稠力波动压力对环空间隙十分敏感。

图1　不同井眼和钻柱尺寸下泥浆黏稠力波动压力

泥浆静切力引起的波动压力为1.669MPa，下钻过程中泥浆黏稠力引起的波动压力为1.909MPa，泥浆惯性力引起的波动压力为1.174MPa。取上述3个波动压力的最大值，则波动压力当量密度为0.0608g/cm3。按照Missan油田实际钻井数据进行波动压力计算，并参考钻井手册，优选了Missan油田小井眼钻井井身结构设计参数，如表1所示。

表1　小井眼钻井井身结构设计参数优选

注：表中2~5列单位为当量密度。

2Missan油田地层和压力剖面

Missan油田小井眼钻井开发目的层为新近系-古近系的Asmari碳酸盐岩，它发育在Abu油田和Fauqi油田，埋深2800~3100m。地质数据是井身结构设计的基础数据，包括岩性剖面、油气层深度、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力等。建立Missan油田地层岩性剖面，如表2所示。

表2　Missan油田地层划分

Missan油田Upper Fars层孔隙压力正常，压力系数当量密度在1.0~1.1g/cm3之间。夹持在硬石膏或盐层之间的泥岩欠压实是造成Lower Fars层异常高压的主因，孔隙压力系数当量密度最高为2.20g/cm3。Lower Fars为异常高压层，预测地层压力系数当量密度为2.04g/cm3。Asmari油藏地层压力衰竭，预测地层压力系数当量密度为1.04g/cm3，防止泥浆相对密度偏高污染油层。通过对FQ-5、FQ-10、FQ-22井地层孔隙压力、地层破裂压力进行数据处理，获得了压力剖面设计图，如图2所示。

图2　Missan油田井身结构设计压力剖面

3Missan油田小井眼钻井井身结构设计

3.1　套管层次与下入深度

生产套管的下入深度由储层位置和完井方式确定，生产套管的下入深度为3198m。下面分析技术套管和表层套管的层次和下入深度。

3.1.1确定技术套管下入深度的假定点D21

利用压力剖面图中最大地层压力梯度求上部地层不被压裂应具有的设计破裂压力当量密度ρf[7,8]。

当正常作业下钻时：

ρf=ρpmax+Sb+Sg+Sf

(1)

式中：ρf为上一层套管鞋处的地层破裂压力系数当量密度，g/cm3；ρpmax为裸眼井段钻遇的最大地层孔隙压力当量密度，g/cm3；Sb为抽汲压力系数当量密度，g/cm3；Sg为激动压力系数当量密度，g/cm3；Sf为地层破裂压力安全增值当量密度，g/cm3。

在横坐标上找到设计破裂压力当量密度ρf，向上引垂线与破裂压力线相交，交点所在井深即为技术套管下入深度假定点D21。

经过计算可得：设计破裂压力当量密度计算值为2.36g/cm3，向上引垂线与破裂压力线相交，交点对应的深度为所求，则技术套管下入深度假定点D21=2186m。

若预计会发生井涌而压井时：

(2)

式中：Dpmax为裸眼井段最大孔隙压力处井深，m；Sk为井涌允量当量密度，g/cm3。

用试算法求D21：试取一个D21代入上式，获得计算值；查图获得D21的实际值。若计算值略小于实际值，则为技术套管下入深度假定点D21。

经计算可得：当D21=2188m时，破裂压力当量密度计算值2.376g/cm3，实际值2.377g/cm3，满足试算结果要求。则Missan油田预计会发生井涌，技术套管下入深度假定点D21=2188m。

3.1.2验证技术套管下入D21是否有被卡风险

求出该井段最小地层压力处的最大压差：

(3)

式中：Δp为压差，MPa；ρm为钻进深度D21时钻井液密度(ρm=ρpmax+Sb)，g/cm3；Dpmin为该井段最小地层压力对应井深，m；ρpmin为该井段最小地层压力当量密度，g/cm3；0.0981为重力加速度，m/s2。

钻进深度D21时(进入Mb5层40m)钻井液密度为1.28g/cm3。经过计算，不会发生压差卡套管。则技术套管下入深度假定点即为技术套管下入深度D2=2188m。

3.1.3计算表层套管下入深度D1

其余井段套管下深的计算采用常规井眼设计参数。

采用试算法计算表层套管下入深度：

(4)

式中：ρfE为井涌压井时表层套管鞋处承受的压力当量密度，g/cm3；D2为技术套管下入深度，m；D1为表层套管下入深度，m；ρp2为技术套管D2处的地层压力当量密度，g/cm3。

当试算值接近于该处破裂压力实际值时，该深度即为表层套管下入深度。经过计算可得：当D1=140m时，破裂压力当量密度计算值为2.29g/cm3，实际值为2.30g/cm3，满足试算结果要求。则表层套管下入深度D1=140m。

3.1.4调整套管层次和下入深度

以上套管层次和下入深度的确定依据压力系统平衡而设计的，但是有些复杂情况反映不到压力剖面上。例如易垮塌泥页岩、蠕变的盐膏层、胶结不良的砂岩等复杂地层，将影响钻井速度和安全。因此，要根据钻井工艺技术水平和钻井液技术现状，确定是否用套管封住该类地层，以便安全钻进下部地层。

由岩性剖面可知，Missan油田Lower Fars地层为盐膏层，长度约800m。盐膏层易垮塌、缩径，属于复杂地层；且与下部储层属于不同压力体系，应该及时进行封隔。地质必封点为Mb1层位，由于该层易发生井漏，推荐进入Mb1层1m左右下入技术套管，下入深度可取2934m。根据现场经验，建议进入盐膏层Lower Fars地层Mb5层位一定深度(约80m)下入技术套管，则上层技术套管的下入深度由2188m调整到2226m。再次验证不会发生压差卡套管。调整后套管层次与下入深度结果如表3所示。