页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术

• 作者: 冯伟 刘素君 唐梁 文乾彬 李倩 李文哲 肖新宇
• 来源期刊: 天然气工业
• 关键词: 长宁—威远国家级页岩气示范区 长水平段 下套管 扶正器 摩阻系数 套管摩阻 水平井固井 软杆模型
• 年，卷（期）: 2020,（9）
• 所属期刊栏目: 钻井工程
• 页码范围: 97-104
• 页数: 8页
• 语种: 中文
• DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.09.012

摘要

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200～2 800 m,优质储层横向分布不均匀,水平段轨迹调整频繁,目的层井壁稳定性差,井漏、缩径、垮塌严重,水平井套管下入困难的井占比高达80％～90％,甚至部分井水平井套管无法下至预定井深,经济损失较大.为此,基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据,综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法,对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析,提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法.研究结果表明:①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度,当累计井眼曲率大于170°/m,套管下入摩阻开始快速增加,因而对于井眼曲率较大的水平井,需要避免井眼轨迹频繁调整,降低套管下入难度;②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度,对于地质条件复杂,井眼缩径、垮塌严重的水平井,通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度,井径变异系数小于2％,套管下入摩阻影响较小,井径变异系数大于等于2％,套管下入摩阻影响较大.结论 认为,应用于5口井的效果表明,评估结果与现场施工实测数据基本一致,证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险.