渤海浅层大位移井裸眼延伸极限预测

2021-02-01 07:33:28孙连坡许杰谢涛王文刘海龙
石油工业技术监督 2021年1期
关键词:缩径井眼主应力

孙连坡,许杰,谢涛,王文,刘海龙

中海石油(中国)有限公司 天津分公司(天津 300452)

0 引言

大位移井技术能适应各种恶劣地面条件,被多国广泛应用于勘探开发海上、滨海、岛屿和地面条件复杂的油田,有效地减少了建造平台和钻油气井的数量,大大降低了石油勘探开采的成本。俄罗斯萨哈林地区大位移井创造了井深12 700 m、位移11 739 m世界纪录。20世纪末,我国在南海东部西江24-1 油田钻成了A14 大位移井,水平位移达到8 063 m,创造了当时水平位移最大世界纪录[1-3]。

渤海浅层高水垂比大位移井除存在摩阻扭矩大、井眼清洁和套管下入困难等大位移井常规技术难点外,还存在陆相地层浅部泥岩易水化膨胀造成井壁坍塌、浅部砂泥岩易缩径造成起下钻阻卡、弱固结地层易漏失等技术瓶颈,目前浅层大位移井钻达的最大位移为3 700 m,与世界及国内大位移井技术水平差距较大[4-8]。通过预测安全钻井泥浆密度窗口,建立符合实际工程条件裸眼延伸极限预测模型,指导钻井方案设计,进一步增大大位移井安全延伸距离,为渤海边际油田和滚动扩边区块高效开发提供技术保障。

1 钻井安全密度窗口预测

以渤海某油田为例,开展目标储层岩石物性与力学性质实验研究,包括孔渗参数测试、矿物含量测试、单轴及三轴实验、砂泥岩蠕变实验和钻井液浸泡软化实验。对上覆岩层压力、孔隙压力与地应力进行分析计算,建立地应力剖面、强度参数剖面,结合井身结构设计,得到裸眼井段在特定钻井液性能条件下的钻井安全密度窗口。

1.1 孔隙压力与地应力分析

首先,根据断层走向判断水平最大主应力方向。构造受正断层控制,主应力相对大小:上覆岩层压力σV>水平最大主应力σH>水平最小主应力σh。然后,根据成压机理不同,孔隙压力大小可利用测井数据由多种模型进行计算,本研究中使用Eaton模型进行分析[9]:

式中:P1为孔隙压力,MPa;OBG 为上覆岩层压力,MPa,可通过对密度测井数据进行积分确定;PN为静液柱压力,MPa;、DTN、DTO分别为正常压实泥岩声波时差、测井确定的泥岩声波时差,X为伊顿系数。

1.2 地层坍塌压力和破裂压力计算

斜井井壁稳定性不仅与井眼轨迹有关(井斜角、井斜方位角),而且与地应力方位有关。研究斜井的井壁力学稳定性应从井壁应力场出发,结合合适的破坏模型,得到合理的力学模型,从而确定斜井安全泥浆密度。

选取坐标系(X,Y,Z)分别与主地应力σH、σh、σZ,方向一致,见图1。为方便起见,建立直角坐标系(x,y,z)和柱坐标系(r,θ,z),其中Oz 轴对应于井轴,Ox 和Oy位于与井轴垂直的平面中。

图1 斜井井轴坐标变换

斜井在柱坐标系下的井周应力分布的表达式为[10]:

式中:β 为井斜方位与水平最大地应力方位的夹角,(°);α 为井斜角,(°);v 为泊松比;θ 为井周角,(°);σxx、σxy、σzz、σxy、σxz、σyz为6 个地应力分量;P 为液柱压力,MPa;R 为井眼半径,m;r 为地层某点到井眼中心的距离,m。

令r=R即可得到井壁处的应力分布情况。

式(3)是关于σ 的一元三次方程,若该方程的3个实根(σ1、σ2、σ3)存在,便可得到3个主应力[11]。

当井内液柱压力较低时,井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度产生剪切破坏,脆性地层产生坍塌掉块,井径扩大,而塑性地层则向井眼内产生塑性变形,造成缩径。

根据库仑-摩尔的研究,岩石破坏时剪切面上的剪应力τ必须克服岩石的固有剪切强度c值(称为黏聚力)加上作用于剪切面上的摩擦阻力tanϕ,这里f 等于σn(剪切破坏面法向正应力),ϕ 为岩石内摩擦角。即:

正应力σn和剪应力τ 用主应力σ1和σ3可表示为:

力学上,地层破裂是由于井内泥浆密度过大使岩石所受的周向应力超过岩石的拉伸强度,即:

式中:σ3-α Pp为周向有效应力,MPa;α 为岩石有效应力系数;St为岩石抗拉强度,MPa。

首先把式(2)代入式(3)得到3 个主应力,再把式(5)代入式(4)得斜井的坍塌压力。把最小主应力代入式(6)即可得到斜井的破裂压力。把式(2)中井斜角和方位角设为0即可得到直井的坍塌和破裂压力。

1.3 钻井安全密度窗口计算

根据相关研究成果,对不同方位、不同井斜的井的坍塌压力、破裂压力进行标定,如图2及表1所示。考虑钻井中井壁坍塌、下钻作业等可能增加井底压力的情况,取安全系数为0.95。

图2 坍塌压力云图

2 裸眼延伸极限预测

大位移井裸眼井段压力梯度窗口值等于其最小地层破裂压力梯度与最大地层坍塌压力梯度之差。裸眼井段压力梯度窗口的大小直接决定着该井段大位移井裸眼延伸极限,其主要取决于目标井地层的破裂强度及环空流体压耗。

2.1 计算条件

以渤海某口大位移水平井为例,运用WELL⁃PLAN 软件计算各种井况下的环空压耗,相关参数设定如下:①井眼轨道:单增剖面,造斜点200 m,造斜率3°∕30 m,稳斜角88°,轨道设计见表2;②井身结构: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钻具组合:139.7 mm(5.5″)钻杆+139.7 mm(5.5″)加重钻杆+114.3 mm(4.5″)钻杆+177.8 mm(7″)钻铤+215.9 mm(8.5″)钻头;④钻井液性能:密度1.28 g∕cm3,流性指数0.5,稠度指数0.9,动切力18 Pa,塑性黏度23 mPa∙s。

表1 不同方位、不同井斜角安全钻井密度窗口

表2 井眼轨道设计参数表

2.2 环空压耗计算

环空压耗是控制大位移井裸眼水平延伸的一个关键因素,在其他因素一定的情况下,降低环空压耗能增大大位移井裸眼延伸极限。泥浆流变模式的选择和流变参数的确定是循环压耗计算的前提,钻井用泥浆属于非牛顿流体,常用幂律、宾汉和赫巴3种泥浆流变模式。影响压耗的主要因素包括钻井液性能(塑性黏度、屈服值及密度)、钻具结构、钻头水眼过流面积、井身结构及轨迹数据、井温等。井底当量密度(ECD)等于环空压耗(AECD)与静液柱压力当量密度(ESD)之和。运用WELL⁃PLAN 软件计算ECD 随井深变化,如图3 所示。因埋深较浅,井筒温度较低,不需要考虑温度对钻井液密度的影响,即ESD 值就等于钻井液的密度值[12]。

图3 大位移井ECD&AECD与井深关系图

2.3 裸眼延伸极限计算

当井底当量密度(ECD)大于裸眼破裂压力时,井眼发生破裂漏失,无法继续钻进,即该井深为裸眼延伸极限,根据各方向的地层破裂压力,可以得到裸眼延伸极限。

1)沿最大主应力75°或255°钻井时,破裂压力当量密度为1.50 g∕cm3,坍塌压力当量密度为1.29 g∕cm3。考虑钻井ECD小于地层破裂压力0.95倍,根据软件模拟计算可以得到最大延伸极限井深为5 300 m。

2)沿最小主应力方向165°或345°钻井时,水平段井斜接近90°,破裂压力当量密度为2.30 g∕cm3,坍塌压力当量密度为1.21 g∕cm3,根据钻井ECD小于破裂压力0.95 倍原则,及软件模拟计算,可以得到最大延伸极限井深为9 000 m。

综上所述,沿最小主应力方向比沿最大主应力方向钻井井眼更稳定,该案例计算出的大位移井不同方向最大延伸极限相差70%。在油田开发优选平台位置时,需结合极限大位移井的位置,进行方位优化,以提升大位移井的裸眼延伸极限。

3 基于套管安全下入的延伸极限预测

由于浅层砂泥岩会产生一定的蠕变导致缩径,砂岩、泥岩吸水后有较强的蠕变特性,且砂岩蠕变强于泥岩。假设井眼钻开至套管下入之间的时间段为A,井眼缩径至临界缩径率(套管可下入井径上限)时间为B(安全钻井周期),当A小于B则套管能顺利下入,当A大于B则套管无法下入。

3.1 砂泥岩缩径率理论计算

为研究蠕变缩径的大小随时间的变化关系,利用ABAQUS 软件建立1∕4井眼模型(平面应变)并划分网格(单元为四面体八节点单元),井眼尺寸为215.9 mm。利用蠕变实验拟合参数来计算砂泥岩长期蠕变的缩径率。

在差应力的驱动下,井眼周围会出现瞬时形变(图4)。取瞬时形变最大值的井壁位置为危险点,可计算砂泥岩井眼缩径率随时间的变化关系(图5)。

图4 井眼打开瞬间位移分布云图

图5 砂岩段缩径率随时间变化图

计算结果表明:渤海浅层地层较软,弹性模量较低,砂泥岩地层在井眼打开瞬间会产生一个瞬时形变而导致缩径;随着裸眼段时间的增加,砂岩的蠕变作用要比泥岩更加显著;提高钻井液密度能降低井眼瞬时缩径率和长期缩径率,但不能完全抑制蠕变。在不同的地应力水平下,砂泥岩的瞬时应变大约在4%~8%。

3.2 基于套管安全下入的钻井周期

取 井 径 扩 大 率 为5% ~10%[13],311.15 mm(12.25 ″)实钻井眼为326.71~342.27 mm,215.9 mm(8.5″)实钻井眼为226.70~237.49 mm;相对应下入套管外径分别为:244.47 mm(9.625″)套管外径269.88 mm,177.8 mm(7″)套管外径194.46 mm。计算出311.15 mm(12.25″)、215.9 mm(8.5″)井眼允许套管下入的缩径率上限为17%~22%、21%~27%。依据缩径上限(17%、21%),根据3.1理论计算可知:基于244.47 mm(9.625″)套管安全下入的周期为13 d,基于177.8 mm(7″)套管安全下入的周期为18 d。

统计了渤海油田某区块10 口大位移井套管下入情况及对应砂泥岩钻开时间、钻井液密度(表3)。砂泥岩钻开时间为5~11 d,使用的钻井液密度范围在1.17~1.24 g∕cm3。其中,7 口井套管安全下入到预定位置并完成固井,3 口井由于缩径未下入到井底。套管未能下入到位井的钻井液密度为1.16~1.17 g∕cm3,钻开时间为7.5 d;套管安全下入到位井的钻井液密度为1.17~1.24 g∕cm3,钻开时间为5.0~11.0 d。

表3 不同钻井液密度和砂泥岩暴露时间下套管下入结果

利用套管安全下入井的数据,得到不同钻井液密度条件下安全钻井周期下限图版(图6)。在钻井液密度1.2 g∕cm3条件下,安全钻井周期下限为10.0 d,安全钻井周期上限为13.0 d。利用安全钻井周期上限13.0 d,可以作为本开次延伸极限预测依据。

图6 安全钻井周期下限曲线

3.3 基于套管安全下入的延伸极限预测

根据目标区块机械钻速及辅助时间、下套管及辅助时间,得到平均日进尺和有效进尺时间,然后计算出该开次理论延伸极限。统计了该区块钻井周期与总井深,得出日进尺范围为79~644 m、平均日进尺220 m,下套管及辅助时间约为1.2 d。

根据套管安全下入的周期、下套管及辅助时间、平均日进尺范围,可以得出该井基于套管安全下入的延伸极限为932~7 599 m。该值与不同地应力方向裸眼延伸极限范围5 300~9 000 m 相交叉,需要综合考虑裸眼及套管下入两种因素,才能预测出渤海浅层大位移井延伸极限。

4 结论与认识

1)浅层大位移井钻井过程中由于地层强度较低、泥岩易水化、钻井液循环冲刷、钻具扰动等原因,井壁坍塌难以完全避免,钻井过程中可能出现泥团、掉块等问题,关键是在安全周期内下入套管,完成注水泥固井。

2)沿最小主应力方向比沿最大主应力方向钻井井眼更稳定,方向变化45°最大延伸极限相差70%,建议结合极限大位移井井位优选平台位置,提升大位移井的裸眼延伸极限,保障施工安全。

3)针对渤海油田特点,考虑砂泥岩理论缩径和套管下入实践经验,形成基于套管安全下入的渤海浅层大位移井安全钻井周期预测方法,为大位移井设计优化和安全施工提供技术支撑。

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