吐哈盆地中深水平井延伸能力分析与应用

班 和，赵 涛，叶国栋，赵久平，和亚舟

（1.吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆吐鲁番 838200；2.吐哈油田分公司鄯善采油管理区，新疆吐鲁番 838200）

近年随着该区块油气资源勘探的不断深入，水平井技术在吐哈油田胜北区块的优势愈发凸显，但区块内油层埋深大，深层水平井造斜点深，造斜率偏大，已完钻水平井水平段长在700～1000m，均未达到设计要求；井眼轨迹控制难度大，裸眼段长在1000～2000m，井眼粗糙不规则，造成活动钻具与起下钻摩阻增大。由于地质资料存在较大不确定性，在钻进过程中要根据地质导向的需求，需要不断地对水平段轨迹进行调整，增加了井眼轨迹的复杂程度，对提高水平段的延伸长度及油藏的综合效益开发产生一定的影响。

本文基于钻柱力学模型的方法，结合目前吐哈油田胜北区块已钻水平井造斜率、水平段长等因素与胜北深层水平井特点，对三开造斜段、水平段的摩阻与扭矩进行了建模分析；同时，还通过分析地层承压、钻杆安全系数、井眼清洁、钻压等影响水平段延伸的因素，提出了针对该区块水平段延伸的技术措施。

1 水平段延伸能力影响因素分析

1.1 摩阻扭矩计算模型

针对钻具在井下的摩阻与扭矩的研究，当前在世界范围内已经开展了与钻柱摩阻扭矩模型相关的计算以及建立，相关方面的专家学者开展了大量的研究。在世界范围内相关的专家在1984年完成定向井摩阻扭矩模型的计算和创建，该模型的创建主要基于Johansick 研究出的软杆模型[2]。现有的摩阻扭矩模型，主要有软杆模型和刚杆模型两大类。深层水平井具有深层井和水平井的双重特征，易受钻井装备和工艺条件的制约，由于井眼尺寸小，所使用的钻柱尺寸小，刚度不大，钻柱横截面上产生的剪切力较小，因此现场侧钻造斜段施工较符合软杆模型的假设条件[3-5]。

假定在井下几千米位置，在形状方面井眼轨迹和钻柱轴线是完全一致的，都属于细长弹性体，经离散之后钻柱会从整体上变为微单元段；钻柱单位长度、摩擦因数以及重量完全一致的井段属于同一钻柱单元[6-7]。方位角以及井斜角都会导致钻柱中轴向载荷发生改变。取一段长为dl的微元段，受力分析见图1。

图1 柱微元段受力解析

对单元为i 的钻柱进行受力分析，由图1可推导出以下计算模型[8]：

式中：Ti+1——第i钻柱单元上端的轴向应力，下端代表的是第i钻柱单元下端的轴向应力，N；

Mi+1——第i钻柱单元上端的扭矩；

Mi——第i钻柱单元下端的扭矩，N·m；

Ni——第i钻柱单元与井壁的接触正压力,N；

μ——滑动摩擦系数；

r——钻杆半径，m；

Wg——单位长度钻柱浮重,N；

F——阻力，N；

α——平均井斜角；

Δα——井斜角增量；

Δφ——方位角增量，钻柱的运动方向为向上时，取“+”，向下运动时取“-”。

对摩擦阻力产生干扰的因素主要包括钻柱的侧向正压力以及摩擦阻力系数两个。干扰到摩擦阻力系数的因素相对更多，通常情况下都选择应用以区块邻井钻井数据作为依据进行反演获得经验值的方式[9]。参考胜北区块已钻水平井造斜段与水平段钻具组合、摩阻数据，同时考虑到钻柱刚性的影响，对原有软杆模型进行修正，引入附加刚性力Ng。

式中：EI——钻杆的抗弯刚度；

K——井眼曲率，(°)/30m；

L——提供刚性压力的钻具长度，m；

ΔD——井眼环空间隙，m。

对于部分水平段以及造斜段，由于钻具刚性和井眼曲率存在较大改变，因此需要将钻柱刚性产生的影响考虑在内，在进行计算时选择应用修正的软杆模型完成，直井段采用软杆模型进行计算，为了将计算精度进行提高，要求和在施工现场进行实际测量的扭矩以及大钩载荷进行对比分析。

1.2 地层承压能力

在钻进时，相较于地层破裂压力而言，钻井液的当量密度(EDC)需要保持更小的水平，相反就会导致地层被压破，出现井漏等复杂度更高的事故[10]。由于胜北区块目的层存在井壁坍塌的风险，地层安全密度窗口窄，且伴随有渗漏现象[11]，随着水平井井深的增加，还需要将漏失以及坍塌压力对钻井液当量密度产生的干扰考虑在内。所以，钻井液当量密度应满足以下条件：

式中：ρp——地层孔隙压力当量密度，g/cm3;

ρm——钻井液当量密度，g/cm3；

Cr——钻屑百分比，%；

ΔP——循环压耗，MPa；

H——井深，m；

ρt——地层破裂压力当量密度，g/cm3。

1.3 钻杆安全系数

在钻进过程中，如果相较于工程标准中规定的安全系数的限定值而言，钻杆的抗拉安全系数更小的情况下，钻具就有可能失效，甚至是钻具扭断，导致井下事故。所以，在水平段延伸的过程中，有必要对钻具的抗拉安全系数进行校验。根据《钻井手册》中提供的钻杆最大抗拉载荷[12]，可推导出抗拉安全系数Fs：

式中：Te——钻杆屈服强度，daN；

LDP——钻杆长度，m；

K——浮力因数。

1.4 井眼清洁影响

随着水平位移的不断增大，岩屑的堆积开始影响扭矩和摩擦阻力，而且这种影响作用越来越明显。井斜角、钻井液排量与转盘转速等都属于对井眼清洁产生干扰的主要因素[13]。常规水平井钻进施工中，认为井斜角在不小于50°时，最容易形成岩屑床，出于对以上因素产生干扰的规律进行研究的目的，选择应用软件Landmark 进行模拟仿真。在胜北区块水平段钻进时，井斜角均在80°以上，且钻具组合多采用LWD+螺杆动力钻具，所以假定井斜角为80°，转盘转速为60r/min，钻井液塑动比为0.5，得出以下岩屑床厚度、悬浮钻井液浓度与钻井液排量的关系图，见图2。

从图中可以看出，岩屑床厚度与钻井液排量密切相关，提高钻井液排量，可以有效降低岩屑床厚度，缓解井眼的清洁状况。

1.5 钻压影响因素

钻井在对水平井延伸能力产生影响时主要间接性借助于对其摩擦阻力产生影响实现。对于其井段的下部分而言，摩擦阻力太大时会导致出现自锁，因此钻压传到井底就会比较困难，水平段延伸就会受到约束[14]。根据所钻地层的情况，选择合适的钻压可以增加钻压的传递效率，提高机械钻速，有利于水平段的延伸。

根据钻井理论可以得出，钻压增大到一个临界值时，钻具会发生屈曲变形[15]，钻具与井壁的接触面积增大，从而增加钻具与井壁间的摩阻。当屈曲变形小时，钻压还可以部分传递至钻头，但是如果钻具屈曲为螺旋状态的情况下，钻压传递到钻头就会比较困难，严重影响钻进施工。因此，合理地选择钻压，控制钻具的屈曲状态，是影响水平井水平段延伸至关重要的一个因素（如图3所示）。

2 实例计算与应用

2.1 胜北5s13-1H井概况

胜北5s13-1H是一口部署在吐哈油田胜北区块的开发水平井，在之前同区块邻井钻进施工时，位于上部地层的侏罗系七克台组曾遇到高压异常段，发生不同程度的井涌、水侵现象，根据前期钻井资料及导眼井测井解释，优选三层套管结构，具体井身结构见表1。

在三开进入造斜段与水平井段钻进，由于油气层起伏不定，轨迹调整频繁，起下时钻具摩阻异常增大，通过前期对造斜段与水平段摩阻、扭矩、地层承压、井眼岩屑浓度的模拟计算，和对钻具组合进一步优化完善，将钻井参数控制在合理范围之内，最终顺利完钻，水平段长829m。

2.2 摩阻、扭矩实钻分析

根据胜北5s13-1H 井水平段钻进时的实际情况，对在井斜角35°以上的井段采用软杆模型计算模拟；下部井段钻具多以钻杆和加重钻杆为主，考虑到加重钻杆的刚性影响，采用如下钻井参数：钻压80kN，转数55r/min，钻头扭矩2.5kN·m，钻井液密度1.53g/cm3，套管摩擦系数0.2，裸眼段摩擦系数0.3，起下钻时钻具运动速度为0.15m/s，修正软杆模型进行模拟计算，在施工前通过Landmark 软件进行实钻推演，得出图4 与图5中的计算数据。

图4 钻进时计算扭矩与实钻扭矩对比

图5 起下钻时钩载计算与实测对比

在钻压与顶驱转速一致的情况下，测得实际扭矩和大钩载荷与之前的模拟计算数据基本吻合，见图4和图5，由此说明计算模型较为准确，选择应用套管以及裸眼摩擦阻力系数更具合理性，结合钻机与钻井设备的承载能力范围，可作为对该区块水平井水平段延伸的有力依据。

2.3 钻井液当量密度与地层承压分析

取胜北5s13-1H 井现场数据进行分析：钻井液当量密度1.53g/cm3，动切15Pa，塑性粘度58MPa·s，钻井液属于水基钻井液种类，地层漏失以及地层破裂压力当量密度分别为1.6g/cm3、1.67g/cm3。

由图6可以看出，钻井液密度随水平段的增加而增大，在4932m处达到了1.55g/cm3，虽然和地层破裂压力当量密度相比较而言非常小，然而已经和地层漏失压力当量密度之间的差距非常小，且在此处发生了轻微渗漏，继续延伸水平段可能会导致井漏等复杂情况。

图6 钻井液密度随井深变化

2.4 井眼清洁状况分析

根据上文岩屑床厚度、悬浮钻井液浓度与钻井液排量的关系（图2）可知，提高排量至35L/s以上，可有效缓解岩屑床沉积。如果钻井液排量维持不变的条件下，随着水平段的不断延伸循环空压耗也会有所提高。如图7所示，随着水平段的伸长，循环压耗也在随之增大，在水平段达到800m 时，循环压耗已接近泥浆泵的额定泵压。

消除岩屑床，提高水平段的延伸能力，需要更大功率的钻井液循环设备。现场施工中，胜北5s13-1H 井将二开使用的F-1600型泥浆泵更换为F-1600HL型高压泥浆泵，最大工作压力可达到52MPa，承压能力较之前提高了50.7%。提高排量后，配合岩屑床破坏器的作用（图8），岩屑床厚度得到有效控制，钻具上提下放过程中摩阻也有相应的降低。

图8 岩屑床破坏器

2.5 优化钻压与钻具组合

通过前期分析临井资料，在钻压超过60kN，水平段超过600m后，机械钻速明显下降，且泵压无起伏变化，由此判断钻具已发生螺旋屈曲。胜北5s13-1H井由于造斜段设计造斜率偏高（表2），在水平段施工中，为有效缓解这种情况的发生，对钻压与钻具组合进行了匹配。

表2 胜北5s13-1H井眼轨迹数据

进入水平段后，前400m 将限定钻压规定至80～100kN，钻具组合为：∅216mmPDC+∅172mm 螺杆（1.25°208mm 扶）+∅212mm 井壁修复器（螺旋）+单流阀+∅170mm LWD 电阻率无磁+∅171mm 转换接头+∅172mm 无磁钻铤+∅170mm 限流接头+∅127mm 加重钻杆×3根+∅127mm斜坡钻杆×21根+∅172mm水力振荡器+∅127mm钻杆×114根+∅127mm加重钻杆×27根+139.7mm斜坡钻杆。

在剩余的429m 施工中，将限定钻压下降至60～80kN，同时通过调整一定比例的加重钻杆位置，已达到缓解井下钻具屈曲：∅216mmPDC+∅172mm 螺杆（1.25°208mm 扶）+∅212mm 井壁修复器（螺旋）+单流阀+∅170mm LWD电阻率无磁+∅171mm转换接头+∅172mm 无磁钻铤+∅170mm 限流接头+∅127mm 加重钻杆×12 根+∅127mm 斜坡钻杆×12 根+∅172mm 水力振荡器+∅127mm钻杆×114根+∅127mm加重钻杆×27 根+139.7mm 斜坡钻杆。通过降低钻压与调整钻具组合，该井在水平段钻进过程中平均机械钻速12.57m/h，较周边临井提高14.61%。

3 结论

（1）由于胜北区块的水平井在造斜段下部与水平段施工钻进时，摩阻与扭矩均较吐哈盆地其他区块偏高，出于对钻压进行传递的目的，大部分都选择使用倒装钻具组合。因此，根据井眼曲率与钻具刚性的不同，结合软杆模型与刚杆模型的特点，分段选择不同的数学模型计算，可有效提高计算预测精度。

（2）胜北区块在钻进过程中，对水平段延伸产生约束性作用的主要因素也包括地层承压能力。当钻井液密度偏低时，该区块井壁易发生垮塌；缓慢提高钻井液密度1～2 点后，钻进过程中易发生渗漏，因此，合理地选择钻井液体系与性能，同时与对应的堵漏方式进行配套使用，有助于地层承压能力的提高。

（3）在起下钻、钻进时应根据实测的摩阻与扭矩等数据，对钻具进行安全系数计算，确保钻具符合施工条件，保证井下施工安全。

（4）对水平段延伸起到约束性作用的重要因素中也包括钻井循环设备的压力的额定值。岩屑床越高，不但会对水平段的延伸产生较大干扰，同时对井下安全造成隐患。在对该范围内的水平井进行钻井施工的过程中，需要对钻井液的性能进行适度完善，改善循环设备的承压能力，提高循环排量，尽可能缓解与消除岩屑床。