张津瑞，钟 震，杨 凯

(1.长江大学石油工程学院,湖北 武汉 430100；2.中国石油新疆油田公司工程技术研究院,新疆 克拉玛依 834000)

1 井身结构优化

新疆某油田致密砾岩油田，至上往下的地层钻遇为白垩系(吐谷鲁群)、侏罗系(齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组，八道湾组)、三叠系(白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组)[2-4]。

侏罗系八道湾组煤层微裂缝发育，砾岩胶结差，侏罗系与三叠系不整合接触及克拉玛依组砂泥岩互层造成地层承压能力低(1.24～1.27 g/cm3)，且压力体系复杂，容易发生井漏，砂泥岩互层造成井壁稳定性差，易吸水垮塌掉块，井壁失稳掉块容易引起卡阻。新疆某油田砂砾岩油开采前期均采取四开井身结构设计，经优化设计，X井设计为三开井身结构如表1。能够有效的分隔不同地层，一开采用 Ф381 mm 钻头钻至白垩系吐鲁番群组预定井深 500 m 处，下入 Ф273.1 mm 表层套管；二开采用 Ф241.3 mm 钻头钻至克拉玛依组，井深约 3285 m 处，下入 Φ193.7 mm 套管封固克拉玛依组以上地层，防止井漏发生，使得下套管作业安全高效；三开采取 Ф165.1 mm 钻头钻至百口泉组 5436.05 m 处，之后下入 Φ127 mm 油层套管；最后进行固完井作业，X井达到预定设计井深，并高质量的完成钻完井作业。

表1 三开井身结构数据表

2 轨迹设计与控制

新疆某油田从岩性上来看，横向变化大，纵向夹层多；岩石硬度大，砂砾岩粒径大小不均匀[5]；八道湾组有巨厚的底砾岩，胶结疏松，粒径较大，一般为20～50 mm，最大可达到 90 mm；可钻性极值为6.0～7.5。 克拉玛依组地层岩性横向变化大，纵向上夹层多，非地质性强，可钻性极值为6.0～7.5，百口泉组砂砾岩径较大，可钻性极值为6.0～8.0，且纵向厚度大(150～200 mm)等特点使得在钻井作业中机械钻速低，因此合理的设计水平井井眼轨道优化是关键。

在新疆某油田，进行水平井井眼轨道优选采取五段式，即“直井段+造斜段+稳斜段+造斜段+水平段”[6]新疆某油田X井，如表2。

表2 X井井眼轨道设计

对于新疆某油田长水平段水平井分段进行钻具组合的优化。由于直井段钻具无需考虑托压、摩阻扭矩大卡钻风险低等问题，井眼控制相对容易，考虑到合理经济高效性，可以采取螺杆进行滑动钻井作业。对于造斜段与水平段而言，需要采取旋转导向工具，一直进行滚动钻井作业，使得钻具与井壁之间的摩擦力减少。本井采用PowerDrive X5旋转导向系统，因其安装随钻测量感应装置，能够及时有效的根据实时情况，做到精确的控制钻井轨道，使得钻井轨道相对更加光滑平稳，提高了井眼轨道的质量。该旋转导向系统安装了伽马测量仪，能够实时监控地层，提高油层的钻遇率达到86%，对于不同井段要采取不同的钻头进行优化设计

水平段采取MDi1516钻头(刀翼数5，切削齿直径 16 mm)，具有抗冲击，耐磨的性质，适用于软硬交界的情况下，在百口泉地区应用效果理想，提速效果由前期的平均机械钻速 7.32 m/h 变为后期的 12.96 m/h，平均钻头进尺由原来的 360 m 增加至 840 m，工期缩短至 42 d，

①糖尿病急性并发症如酮症酸中毒患者②严重的心肺肝肾功能异常③合并泌尿系、呼吸道等严重感染者④妊娠、哺乳妇女⑤继发糖尿病患者⑥1型糖尿病患者。

3 水平井下入套管柱模型分析

为了计算准确可以将套管分为许多单元段，任意取一段套管柱微元，对套管柱微元模型进行受力分析[7-8]，如图1。将套管柱微元的受力与变形分解到两个平面(p平面和R平面)进行研究，可以推导出管套管微元上端轴向力Ti的计算模型公式[9-12]。

图1 套管柱微元受力分析

(1)

βi=arccos(cosaicosai-1+sinaisinai-1cos(φi-1φi))

(2)

(3)

(4)

(5)

fi=μNi

(6)

Ti=Ti-1+qmLicosα±μNi

(7)

式中：Ti、Ti-1分别代表第i根套管柱微元上端和下端的轴向应力；QPi、QPi-1分别代表第i根套管柱微元上端和下端在P平面的剪切力；QRi、QRi-1分别代表第i根套管柱微元上端和下端在R平面的剪切力；αi、αi-1分别代表第i根套管柱微元上端和下端的井斜角；φi、φi-1分别代表第i根套管柱微元上端和下端的方位角；±是管柱微元上提时取“+”，套管柱微元下方时取“-”；fi是i根套管柱微元和井壁之间的摩擦阻力；Δαi为管柱微元上端和下端井斜角的增量；βi对应为第i根套管柱微元的狗腿角；MPf、MRf分别为i根套管柱微元在P平面和R平面产生的矩；Ni为i根套管柱微元和井壁的压力；qm为管柱微元在钻井液中的浮重；μ为套管柱微元摩擦系数。

依次对套管柱微元进行计算直至井口，可求出下套管过程中各个点的大钩载荷。

摩擦系数的取值问题一直都关乎着套管柱是否下入预定井深的重要能力体现，因此对于摩阻系数取值范围要进行人工干预，一般根据临井数据进行摩擦系数的选取，分别计算不同摩阻系数时下套管过程中需要的大钩载如图2。

图2 套管柱下入能力分析

图2中0.2/0.15表示裸眼段和套管段对应的摩阻系数。根据模拟状况可以观察出以下规律：

1)当摩阻系数取值为0.2/0.15、0.3/0.2、0.4/0.3时，大钩载荷始终大于0。在该种条件状况下，套管柱可以依靠自身重力进行下套管作业，并顺利下达至预定井深。2)当摩阻系数取值为0.5/0.3时，大钩载荷最小值为 -184.93 N 。在该种条件状况下，套管柱不可以依靠自身重力进行下套管作业，因此在此条件下需要进行漂浮下套管作业，确保大钩载荷始终大于 0，最终以保证套管柱能够安全顺利的下入预定井底深度。

X井采取油基钻井液并结合临井情况(0.25/0.2)，不会出现摩阻系数取值较大时，因此无需选择漂浮下套管作业。

4 高性能油基钻井液

通过对新疆某油田致密砾岩油的实践与调研，发现新疆某油田油田水平井钻井时存在以下难点:新疆某油田地区钻井阻卡复杂，主要是因井壁失稳掉块引起；侏罗系西山窑组煤层、三工河组砂泥岩互层、八道湾组煤层及三叠系克拉玛依组砂泥岩互层为主，部分含砾，井壁稳定性差，易吸水垮塌掉块井径扩径明显；卡阻较多，三叠系百口泉组有异常高压现象，表现为高压低渗流特点。

通过对新疆某油田使用水基钻井液完成的15口开发井进行调查，发现在这15口井中分别发生了不同程度的井漏。通过实验模拟发现同等深度下，油基钻井液的摩阻比水基钻井液摩阻低，如图3。为方便安全高效顺利的下入套管，为此对于长水平段水平井应该首先选白油基钻井液。

图3 水基钻井液与油基钻井液摩阻对比

白油基钻井液具有很高的润滑性、抑制性、流变性[13-16]，能满足长水平段的携岩要求，同时在井眼净化、降低摩阻方面具有较好的效果，故配套采用油水比为85∶15的白油基钻井液[17]，具有低黏度，减少阻力的效果。钻井液设计性能如表3。

白油基钻井液能够满足新疆某油田长水平段安全高效下套管的技术要求，同时加强对钻井液性能的维护。及时启动四级固控设备，及时控制振动筛筛布为240目，最大限度地除去有害固相，除砂器、除泥器 24 h 常开，离心机有效开动率应满足钻井液相关的性能要求，将固相含量控制在8%以下，以提高钻井液的携岩能力。在进入水平段时，要控制钻井液各项性能，降失水，达到减少钻井液中固体的含量和减少有害物体对油层的伤害，及时监控Ф6读数，让Ф6读数控制在6～10之间，使得携带能力和悬浮能力得以增强；当Ф6读值小于6时，可加入流型调节剂。

表3 白油基钻井液性能

5 通井钻具组合设计

在钻井过程中，钻具容易贴近井壁下侧，岩屑颗粒在重力作用下容易沉积在下井壁，形成岩屑床[18]。因此在下套管前需要通井，要进行清除井眼中滞留的岩屑、清理沉砂、修复井壁，使井眼充分净化，确保井径扩大率为正，修整井眼曲率大小。

对于通井钻具选择上先后进行单扶正器、双扶正器及三扶正器进行通井作业，

在进行通井钻具选取时，要进行套管与通井钻具的刚度匹配工作，找到更容易下入设计井深，使得通井后井眼变得顺畅、平滑的通井钻具组合，使套管柱不会出现卡阻现象。

(8)

(9)

式中：k钻铤-钻铤的刚度；k套管-套管的刚度；I钻铤-钻铤的惯性矩；I套管-套管的惯性矩。

当m≥1时，说明钻铤的刚度大于套管刚度，能够下入预定位置；当m<1时，说明需要重新设计刚度更大的通井钻具组合。

本口水平井三开通井钻具组合设计如下：

双扶通井：牙轮钻头 Φ165.1 mm(0.21 m)+双母接头330×ST400(0.58 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重钻杆 Φ114.3 mm(9.46 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重钻杆 Φ114.3 mm。

三扶通井：牙轮钻头 Φ165.1 mm(0.21 m)+双母接头330×ST400(0.58 m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重钻杆 Φ114.3 mm(9.46m)+扶正器 Φ160 mm(1.34 m)+加重钻杆 Φ114.3 mm(9.47 m)+扶正器 Φ160 mm(1.23 m)+加重钻杆 Φ114.3 mm。

X井采用双扶通井与三扶通井计算出m分别为1.07、1.12，均大于1，能够下入预定位置，进行通井作业。

6 套管扶正器类型与安装位置优化

在水平井眼中，套管柱依靠自身重力向前运动进行下套管作业[19]。在长水平水平段时容易出现托压现象，受到卡阻的风险比较大，导致套管不能下入预定井深。为提高水平井固井质量，应保持下套管的高居中度，进而要使用扶正器，但过度的扶正器使用数量可能会导致阻力增加， 扶正器安放的数量过少，又会导致扶正器之间的挠曲变形过大，进而增加了与井壁间的接触使得下套管的阻力增加。因此合理安放扶正器使套管柱居中尤为重要。整体式弹性扶正器依据弓高决定着扶正效果。在整体式刚性滚轮扶正器中，滚轮固定在刚体上的滚动轴进行滚动运动，能够降低下套管阻力，使套管下入安全顺畅[20]。

由于新疆某油田地区井眼轨道不光滑、不规则等特点，使用Landmark 软件进行套管扶正器的优化计算。制定新疆某油田水平井套管扶正器的选型与安装方案如下：短套管上安装 1 个整体式滚轮扶正器，之后到造斜点整体式弹性扶正器与整体式刚性滚轮扶正器间隔安装，间隔 20 m 进行扶正器的安装。经计算，X井中共使用各种类型的336只，本井套管柱居中效果达到 81%，固井质量总体成绩较为良好。

7 结论及建议

1)通过优化后的井身结构，能够满足新疆某油田致密砾岩油水平井安全高效的进行下套管作业。采取个性化PDX5旋转导向系统和MDi1516钻头后，机械钻速提高至 12.96 m/h，大大缩短了钻井周期仅为 42 d，为大规模开发新疆某油田水平井提供技术支持。

2)通过对新疆某油田地区水平井套管柱微元分析，建立水平井三维套管柱力学模型，并结合实际选取摩擦系数，建立下套管前的预估分析工作，为现场下套管作业提供技术指导支撑。

3)白油基钻井液有效解决了井壁易失稳等问题，确保百口泉组顺利开采。

4)通过计算，通井钻铤的刚度与套管刚度进行对比，当m≥1时说明套管能够下入预定位置，并完成了通井作业。通过Landmark 软件对整体式刚性滚轮扶正器和整体式弹性扶正器间隔之间加以设计优化，保证套管安全顺利的下入。