PH-15超深大位移井隨鉆監測支持技術的應用

曹磊，宮吉澤，和鵬飛

1.中海石油（中國）有限公司 上海分公司（上海 200335）2.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津 300452）

0 引言

隨著東海油氣田勘探開發規模的不斷擴大，有效利用海上現有的生產平臺,充分運用大位移井鉆井技術,可以實現對周邊油田的勘探開發。然而，在東海大位移井的鉆進作業期間，存在諸多技術難點：摩阻扭矩大、上層套管磨損嚴重、下部鉆具易發生彎曲、井眼清潔狀況不佳、下套管困難、鉆遇煤層易漏失等[1-2]。在現場只能依靠技術人員的豐富經驗應對這些挑戰。

隨著國家油氣大開發戰略的打響，海上鉆井作業量大幅提升，但經驗豐富的技術人員數量有限，根本無法滿足缺口。因此，需要借助數據的力量，幫助海上作業人員安全高效地完成鉆井作業。

1 PH-15井概況

平湖油氣田的PH-15井是一口大位移探井，設計井深6 656 m，最大井斜角68°，目的層位是平湖組P9層位，井身結構如圖1所示。

圖1 PH-15井井身結構示意圖

2 技術難點

PH-15井從550 m開始造斜，至1 588 m造斜結束，后保持井斜角68°直至311.15 mm 井段中完，有長4 137 m 的穩斜段。摩擦系數是其中至關重要的影響因素。而且，東海海域地層為煤系地層，煤層分布廣、層數多，一般單層厚度為1～2 m，容易發生漏失。因此，存在以下技術難點：①311.15 mm井段穩斜段較長，摩阻扭矩大；②存在煤層，易引發漏失風險。井底存在異常高壓，需控制各工況的循環當量密度（ECD）。

3 關鍵技術措施與PH-15井輔助決策應用實例

3.1 摩阻分析與扭矩預測

3.1.1 摩擦系數

摩擦系數是影響懸重及扭矩的主要參數，裸眼段的摩擦系數受到井身軌跡、鉆井液形成的泥餅性能等多重因素影響。摩擦系數的準確選取直接影響懸重和扭矩的準確預測[3-5]。PH-15 井采用反演法獲得合理的摩擦系數。

311.15 mm 井眼鉆進摩擦系數反演：采用旋轉鉆進扭矩實際值（4 073～4 302 m）模擬，如圖2 所示。對311.15 mm 井眼鉆進工況摩阻反演后可知，CF=0.21、OF=0.24（圖中橙色線），其與實際值（圖中橙色點）較為符合。

圖2 311.15 mm井段鉆進工況反演

311.15 mm 井眼起鉆工況摩擦系數反演：采用通井鉆具下鉆懸重實際值進行模擬，如圖3 所示。對311.15 mm 井眼下鉆工況摩阻反演后可知，CF=0.13、OF=0.18（圖中紅色線），其與實際值（圖中藍色點）較為符合。

最終將所有結果整合在一起，形成整個311.15 mm井段的摩擦系數分析，如圖4 所示。從而可以更直觀了解該井段隨著持續鉆進，井筒摩擦系數的變化。若摩阻有增大的趨勢，則提醒現場采取減阻措施，例如加入CX300潤滑劑。

對于PH-15 這種井斜大、位移大的井，實時輔助決策的摩擦系數結果，能提供更準確的依據用以模擬下一步作業參數。

直如朱絲繩，清如玉壺冰。何慚宿昔意，猜恨坐相仍。人情賤恩舊，世路逐衰興。毫發一為瑕，丘山不可勝。食苗實碩鼠，玷白信蒼蠅。鳧鵠遠成美，薪芻前見凌。申黜褒女進，班去趙姬升。周王日淪惑，漢帝益嗟稱。心賞固難恃。貌恭豈易憑？古來共如此，非君獨撫膺。（鮑照《代白頭吟》）

圖3 311.15mm井段起鉆工況反演

圖4 311.15 mm井段各工況下摩擦系數對比圖

3.1.2 扭矩預測

扭矩預測主要有2 個方面的目的，一方面是通過精準預測，掌握完鉆井深時的最大地面扭矩值，分析管柱弱點抗扭、旋轉系統扭矩輸出是否滿足作業要求；另一方面，通過建立扭矩預測曲線，了解正常井眼清潔條件下的扭矩發展趨勢，如果鉆進過程中扭矩增長趨勢異常，尤其是增長過快，可輔助分析井眼清潔問題。

3.1.3 反演和預測結果的驗證

扭矩預測的關鍵因素主要有摩擦系數的準確獲取。例如，利用鉆進（4 890～5 112 m）扭矩數據反演出的摩擦系數CF=0.22，OF=0.23，預測鉆進至5 500 m的扭矩為47.55 kN·m，實際鉆進至5 500 m的扭矩為46.78 kN·m，誤差僅為1.6%。

3.2 下尾管固井循環當量密度模擬

PH-15井212.7 mm井段鉆進至5 957 m，發生漏失，根據綜合巖屑錄井圖，5 900～5 957 m井段有4個厚度為1 m 的煤層，初步判定是煤層漏失。替入堵漏漿，排量由1 500 L/min逐步調整至2 200 L/min，液面穩定，當排量增至2 300 L/min，觀察循環池液面，漏速為9 m3/h。利用隨鉆ECD 測量工具，可知漏失壓力當量密度約為1.45 g/cm3。完鉆后，下入隨鉆測壓工具，測得6 629 m 處地層壓力當量密度高達1.35 g/cm3。因此，本井的安全密度窗口很窄，漏失當量密度僅為1.35～1.45 g/cm3，下尾管固井期間需要精細控制ECD，確保井壁穩定。

3.2.1 下尾管激動壓力模擬分析

PH-15 井完鉆時鉆井液密度已達1.3 g/cm3，而漏失壓力當量密度為1.45 g/cm3。因此，需要模擬不同下尾管速度對應的激動壓力，為現場作業提供數據支持。

下入過程中，環空間隙會發生變化，當全部尾管下入至井中后，環空最小，所以模擬下入最后一根尾管時，不同位置處的ECD。圖5 與表1 為下入最后一根尾管時，薄弱處（煤層）ECD值。

圖5 PH-15井下尾管激動壓力模擬分析(薄弱處)

表1 不同位置處ECD值

3.2.2 固井前開泵循環模擬分析

尾管下到位后，通常需要逐步提高排量進行循環，返出下尾管過程中產生的井底沉砂、掉塊等固相顆粒，保證環空流道通暢。在排量逐步增大的過程中，需控制井底ECD 大于地層壓力，薄弱處ECD小于漏失壓力。

Landmark 軟件中的正常鉆進水力模塊可以模擬不同排量下沿井筒不同位置處的ECD值。圖6與表2 為模擬結果，可知當循環排量達到1 400 L/min時，地層薄弱處ECD 已經超過了漏失壓力。因此，需提醒現場將循環排量控制在1 300 L/min以下。

圖6 固井前開泵循環模擬分析

表2 不同位置處不同排量下ECD值

3.2.3 固井期間ECD模擬分析

由于水泥漿的高黏度、高密度，在固井作業的注替期間，需精細模擬整個注替過程中裸眼段不同位置處的ECD，確保其維持在安全窗口內。

根據PH-15井固井設計，利用Landmark軟件中的固井模塊進行整個注替過程的模擬計算，發現在最終的快替階段，地層薄弱處ECD 已超過漏失壓力。因此，需要對該設計進行優化。優化的目標是在整個注替過程中，井底ECD 需大于地層壓力，地層薄弱處ECD需小于漏失壓力。

經過多次模擬，得出最終方案：快替泵速選為1 200 L/min，慢替泵速選為300 L/min，且慢替15 m3。針對此方案，分別模擬地層薄弱處ECD。結果如圖7 所示，井底最大ECD 為1.51 g/cm3，地層薄弱處最大ECD為1.428 g/cm3，符合保持井壁穩定的條件。

3.2.4 固井后洗水泥分析

PH-15 井鉆進期間發生過漏失，為防止水泥漿漏失進入地層，導致固井質量欠佳，故設計的水泥漿頂部在尾管掛頂以上200 m。固井后，需要將這段多余水泥漿洗出井筒。在洗水泥過程中，水泥由井斜角大的井段，返至垂直井段，從而導致下部ECD增大。

圖7 固井期間ECD模擬分析（薄弱處）

利用Landmark軟件中的固井模塊，對該過程進行多種排量模擬，以制定出最佳洗水泥方案。模擬600 L/min 排量，環空返速為0.42 m/s。將環空內液體驅替至白油頂（153 min），可知該過程尾管掛頂最大ECD為1.376 g/cm3，考慮到速凝尾漿已經失重，井底ECD為1.459 g/cm3。繼續將環空內前置液全部替出（187 min），尾管掛頂ECD 為1.404 g/cm3，考慮緩凝尾漿也已失重，井底ECD 為1.48 g/cm3，滿足井壁穩定的安全窗口。

4 結束語

1）摩阻和扭矩是超深大位移井的關鍵問題，通過隨鉆實時分析，實現了摩阻和扭矩的同步管理，有助于充分掌握井下工況，實施具體的應對措施。

2）基于當前模擬分析，開展后續模擬預測的閉環反饋，能夠不斷擬合、校正、預測、調整、回歸，使作業更加具有參考性和預見性。

3）該系統可模擬固井前下套與尾管的激動壓力、頂替過程的ECD 以及固井后洗水泥期間的ECD，是將一個動態過程提前展現的方式，有助于了解施工過程的細節。