页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

2016-12-20刘茂森付建红

特种油气藏 2016年2期

关键词：井眼井口水平井

刘茂森，付建红，白璟

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.西南石油大学，四川成都 610500；3.中国石油川庆钻探工程有限公司，四川成都 610051)

页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

刘茂森1，2，付建红1，2，白璟3

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.西南石油大学，四川成都 610500；3.中国石油川庆钻探工程有限公司，四川成都 610051)

水平井井眼轨迹设计是“井工厂”模式开发页岩气的重要组成部分，研究合理的井眼轨迹有利于降低页岩气钻井施工难度，提高经济效益。针对页岩气水平井的钻井难点，提出了双二维井眼轨迹设计方法。从降低钻井成本、减小钻柱摩阻扭矩、防止丛式井相碰等方面对比分析了双二维水平井相对于三维水平井的优点。结果表明：将水平井的轨迹设计在2个相交的铅垂面中，在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化，大大降低了钻井施工难度；在钻具组合和工程参数相同的情况下，双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小；同时，双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势。双二维水平井轨迹优化设计方法可有效降低页岩气井水平井钻井成本，实现页岩气藏的高效开发。

页岩气；双二维水平井；井眼轨迹；摩阻扭矩；防碰；长宁H1井

0 引言

页岩气通常采用“井工厂”模式进行开发[1-6]，页岩气水平井钻井主要面临井眼轨迹控制困难、邻井碰撞风险高、钻柱摩阻扭矩大等诸多难题[7]。因此，页岩气水平井钻井需要解决的关键技术是采用最优化、最经济的井眼轨迹设计与控制方法，确定合理的井身剖面参数。在二维井眼轨迹的基础上，开展了页岩气双二维井眼轨迹优化设计研究，研究成果对页岩气安全高效钻井具有重要指导意义。

1 双二维井眼轨迹设计方法

与三维水平井不同的是，双二维水平井的井眼轨迹设计在2个相交的铅垂面中，每个铅垂面中分别为一段二维轨迹。首先在空间直角坐标系O-XYZ中建立2个相交的铅垂面ABCD和BDEF，其中ABCD称为第1铅垂面，BDEF称第2铅垂面(图1)。图中，O为坐标原点，X为北坐标，Y为东坐标，Z为垂深，φ为2个平面之间的夹角，I为井口，J和K分别为入靶点和出靶点，M为钻井轨迹与第1、第2铅垂面的交点。

图1 双二维井眼轨迹设计示意图

先在第1铅垂面内设计第1段二维轨迹，采用“直—增—稳—降—稳”的井眼剖面。为降低邻井相碰的风险，在设计一段直井段后轨迹开始在第1铅垂面中朝着第2铅垂面的方向进行增斜，增斜后的井斜角不超过20 °。待增斜到设计井斜角时开始稳斜，稳斜一定长度后开始降斜，降斜段井眼曲率较小，降斜后的井斜角控制在5 °以内。待降斜到设计井斜角后再开始稳斜作业，直到钻至2个铅垂面的交汇位置M，该位置为第2铅垂面内造斜段起点。由于M点处的井斜角较小，其方位角可以不考虑，在第2铅垂面内可直接按二维水平井设计[8]，唯一的约束就是M点在水平面的投影在水平段的反向延长线上(图2)。

图2 水平投影示意图

双二维井眼轨迹设计的关键是要确定第1段轨迹的水平位移，即水平面投影中M点到I点的距离S。图2中，井口I、入靶点J和出靶点K的坐标已知，水平段JK相对于正北方向的方位角为θ，则有：

(1)

式中：θ为水平段JK相对于正北方向的方位角，rad；NK为K点的北坐标，m；NJ为J点的北坐标，m；EK为K点的东坐标，m；EJ为J点的东坐标，m。

水平段的偏移距H为：

(2)

式中：H为轨迹水平段的偏移距，m；EI为I点的东坐标，m；NI为I点的北坐标，m。

M点到I点的距离S为：

(3)

式中：S为M点到I点的距离，m；φ为2个平面之间的夹角，rad。

求得第1段轨迹的水平位移S后，便可以根据五段式井眼轨迹设计方法[9]设计第1段井眼轨迹，再以M为起点设计第2段井眼轨迹。

相对于三维水平井，双二维水平井在第1铅垂面内造斜点深度较浅，一般为50～170m，从而在直井段增大了邻井间距，降低了碰撞风险；在每个铅垂面内，轨迹只有井斜变化而几乎没有方位变化，井眼轨迹控制难度大大减小；进入第2铅垂面时，轨迹的井斜角很小，近似于直井，可以直接调整方位开始造斜，避免了常规三维水平井的大幅度扭方位作业。

2 页岩气双二维水平井轨迹优化理论研究

2.1 钻柱摩阻扭矩分析

目前常用的摩阻扭矩计算模型主要分为软杆模型和刚杆模型[10]。双二维水平井的井眼曲率较小，因此，软杆模型比较符合现场作业情况，基本方程如下：

(4)

Ti=Rμ|Ni|+Ti-1

(5)

2.2 防碰扫描分析

在页岩气“井工厂”钻井施工过程中存在较高的邻井相碰风险，需要准确计算参考井上任一点与邻井之间的距离，目前现场最常用的井眼距离扫描方法为最短距离扫描法[11]。由于各种误差因素的存在，此次计算中采用误差椭球模型并引入分离系数来进行分析，分离系数定义为两测点之间的距离与两测点误差椭球长半轴之和的比[12]：

(6)

式中：f为分离系数；R1，2为两测点间的距离，m；R1、R2分别为两测点误差椭球的长半轴长度，m。

3 实例分析

目前，长宁地区已有10余口水平井采用了双二维井身剖面，取得了良好的应用效果。下面以长宁H1井为例，对双二维水平井的主要优点进行具体分析。

3.1 井组概况

长宁H1井为一口双二维水平井，轨迹水平投影如图3所示。H1井旁边有一口三维水平井H3井，H3、H1井的井口距离为30m，与H1井属同一钻井平台，H1、H3井的井身结构和水平段钻具组合相同，轨迹水平投影如图4所示。

图3 H1井井眼轨迹水平投影

图4 H3井井眼轨迹水平投影

由图3、4可知，H1井与H3井的井眼轨迹水平投影存在明显差别，H1井由于不存在扭方位造斜段，其轨迹水平投影由2条直线构成；H3井为一口三维水平井，扭方位造斜段在水平面上的投影为一段弧线。

3.2 双二维井眼轨迹与三维井眼轨迹对比

3.2.1 水平段摩阻扭矩

根据H1井和H3井的实际情况，结合钻柱摩阻扭矩模型，取以下计算参数：裸眼摩擦系数为0.20，套管摩擦系数为0.17，转盘转速为60r/min，钻压为60kN，钻头扭矩为2.5kN·m，钻进时管柱运动速度为0.001m/s，起下钻时管柱运动速度为0.100m/s，钻井液密度为2.00g/cm3，计算不同工况下，井深为4 700m时2口井的井口大钩载荷和井口扭矩(表1、2)。

表1 不同工况下的井口大钩载荷计算结果

表2 不同工况下的井口扭矩计算结果

由表1、2可知，井深为4 700m时，2口井的井口大钩载荷和井口扭矩均在设备的能力范围之内，但双二维水平井在不同工况下的摩阻和扭矩均比三维水平井更小，说明双二维水平井井身剖面设计更为合理，有利于井眼轨迹控制和水平段钻压的传递。

3.2.2 邻井防碰扫描分析

H1井与H3井中间有一口二维水平井H2，H2井与H1井的井口距离为15m，方位为100 °，造斜深度为2 680m，水平段方位为10 °。以H2井作为参考井，分别对H1井和H3井进行防碰分析(图5)。

为安全起见，工程上一般认为分离系数小于1.5的井段存在碰撞风险，需要加强防碰措施。由图5可知，三维水平井在2 300～2 700m井段分离系数小于1.5，存在碰撞风险；而双二维水平井全井段的分离系数均在20.0以上，即双二维水平井能够有效降低与邻井的碰撞风险。

3.2.3 导向钻井成本

页岩气水平井在造斜段通常采用旋转导向钻进方式，H1井的造斜段长度为389.6m，H3井的造斜段长度为659.7m，H1的旋转导向钻井工具作业进尺较H3井少270.1m。目前，长宁地区的旋转导向钻井工具服务费为1 500 元/m，则单井可节约服务费用40.5×104元，占导向费用的12.3%，其工厂化批量作业效益是极其可观的。

图5 防碰计算结果

通过对水平段钻柱摩阻扭矩、邻井碰撞风险和导向钻井成本的分析表明，页岩气双二维水平井能够有效降低水平段钻柱摩阻扭矩、邻井碰撞风险和导向钻井成本，既降低了钻井施工难度，又提高了经济效益，具有广泛的应用前景。但双二维水平井设计方法也有一定的局限性，由于双二维水平井在造斜点位置处需要有足够的垂深以满足邻井防碰和水平段偏移距的要求，不适合用于埋藏深度较浅的油气藏。