PH-15超深大位移井随钻监测支持技术的应用

曹磊，宫吉泽，和鹏飞

1.中海石油（中国）有限公司 上海分公司（上海 200335）2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津 300452）

0 引言

随着东海油气田勘探开发规模的不断扩大，有效利用海上现有的生产平台,充分运用大位移井钻井技术,可以实现对周边油田的勘探开发。然而，在东海大位移井的钻进作业期间，存在诸多技术难点：摩阻扭矩大、上层套管磨损严重、下部钻具易发生弯曲、井眼清洁状况不佳、下套管困难、钻遇煤层易漏失等[1-2]。在现场只能依靠技术人员的丰富经验应对这些挑战。

随着国家油气大开发战略的打响，海上钻井作业量大幅提升，但经验丰富的技术人员数量有限，根本无法满足缺口。因此，需要借助数据的力量，帮助海上作业人员安全高效地完成钻井作业。

1 PH-15井概况

平湖油气田的PH-15井是一口大位移探井，设计井深6 656 m，最大井斜角68°，目的层位是平湖组P9层位，井身结构如图1所示。

图1 PH-15井井身结构示意图

2 技术难点

PH-15井从550 m开始造斜，至1 588 m造斜结束，后保持井斜角68°直至311.15 mm 井段中完，有长4 137 m 的稳斜段。摩擦系数是其中至关重要的影响因素。而且，东海海域地层为煤系地层，煤层分布广、层数多，一般单层厚度为1～2 m，容易发生漏失。因此，存在以下技术难点：①311.15 mm井段稳斜段较长，摩阻扭矩大；②存在煤层，易引发漏失风险。井底存在异常高压，需控制各工况的循环当量密度（ECD）。

3 关键技术措施与PH-15井辅助决策应用实例

3.1 摩阻分析与扭矩预测

3.1.1 摩擦系数

摩擦系数是影响悬重及扭矩的主要参数，裸眼段的摩擦系数受到井身轨迹、钻井液形成的泥饼性能等多重因素影响。摩擦系数的准确选取直接影响悬重和扭矩的准确预测[3-5]。PH-15 井采用反演法获得合理的摩擦系数。

311.15 mm 井眼钻进摩擦系数反演：采用旋转钻进扭矩实际值（4 073～4 302 m）模拟，如图2 所示。对311.15 mm 井眼钻进工况摩阻反演后可知，CF=0.21、OF=0.24（图中橙色线），其与实际值（图中橙色点）较为符合。

图2 311.15 mm井段钻进工况反演

311.15 mm 井眼起钻工况摩擦系数反演：采用通井钻具下钻悬重实际值进行模拟，如图3 所示。对311.15 mm 井眼下钻工况摩阻反演后可知，CF=0.13、OF=0.18（图中红色线），其与实际值（图中蓝色点）较为符合。

最终将所有结果整合在一起，形成整个311.15 mm井段的摩擦系数分析，如图4 所示。从而可以更直观了解该井段随着持续钻进，井筒摩擦系数的变化。若摩阻有增大的趋势，则提醒现场采取减阻措施，例如加入CX300润滑剂。

对于PH-15 这种井斜大、位移大的井，实时辅助决策的摩擦系数结果，能提供更准确的依据用以模拟下一步作业参数。

直如朱丝绳，清如玉壶冰。何惭宿昔意，猜恨坐相仍。人情贱恩旧，世路逐衰兴。毫发一为瑕，丘山不可胜。食苗实硕鼠，玷白信苍蝇。凫鹄远成美，薪刍前见凌。申黜褒女进，班去赵姬升。周王日沦惑，汉帝益嗟称。心赏固难恃。貌恭岂易凭？古来共如此，非君独抚膺。（鲍照《代白头吟》）

图3 311.15mm井段起钻工况反演

图4 311.15 mm井段各工况下摩擦系数对比图

3.1.2 扭矩预测

扭矩预测主要有2 个方面的目的，一方面是通过精准预测，掌握完钻井深时的最大地面扭矩值，分析管柱弱点抗扭、旋转系统扭矩输出是否满足作业要求；另一方面，通过建立扭矩预测曲线，了解正常井眼清洁条件下的扭矩发展趋势，如果钻进过程中扭矩增长趋势异常，尤其是增长过快，可辅助分析井眼清洁问题。

3.1.3 反演和预测结果的验证

扭矩预测的关键因素主要有摩擦系数的准确获取。例如，利用钻进（4 890～5 112 m）扭矩数据反演出的摩擦系数CF=0.22，OF=0.23，预测钻进至5 500 m的扭矩为47.55 kN·m，实际钻进至5 500 m的扭矩为46.78 kN·m，误差仅为1.6%。

3.2 下尾管固井循环当量密度模拟

PH-15井212.7 mm井段钻进至5 957 m，发生漏失，根据综合岩屑录井图，5 900～5 957 m井段有4个厚度为1 m 的煤层，初步判定是煤层漏失。替入堵漏浆，排量由1 500 L/min逐步调整至2 200 L/min，液面稳定，当排量增至2 300 L/min，观察循环池液面，漏速为9 m3/h。利用随钻ECD 测量工具，可知漏失压力当量密度约为1.45 g/cm3。完钻后，下入随钻测压工具，测得6 629 m 处地层压力当量密度高达1.35 g/cm3。因此，本井的安全密度窗口很窄，漏失当量密度仅为1.35～1.45 g/cm3，下尾管固井期间需要精细控制ECD，确保井壁稳定。

3.2.1 下尾管激动压力模拟分析

PH-15 井完钻时钻井液密度已达1.3 g/cm3，而漏失压力当量密度为1.45 g/cm3。因此，需要模拟不同下尾管速度对应的激动压力，为现场作业提供数据支持。

下入过程中，环空间隙会发生变化，当全部尾管下入至井中后，环空最小，所以模拟下入最后一根尾管时，不同位置处的ECD。图5 与表1 为下入最后一根尾管时，薄弱处（煤层）ECD值。

图5 PH-15井下尾管激动压力模拟分析(薄弱处)

表1 不同位置处ECD值

3.2.2 固井前开泵循环模拟分析

尾管下到位后，通常需要逐步提高排量进行循环，返出下尾管过程中产生的井底沉砂、掉块等固相颗粒，保证环空流道通畅。在排量逐步增大的过程中，需控制井底ECD 大于地层压力，薄弱处ECD小于漏失压力。

Landmark 软件中的正常钻进水力模块可以模拟不同排量下沿井筒不同位置处的ECD值。图6与表2 为模拟结果，可知当循环排量达到1 400 L/min时，地层薄弱处ECD 已经超过了漏失压力。因此，需提醒现场将循环排量控制在1 300 L/min以下。

图6 固井前开泵循环模拟分析

表2 不同位置处不同排量下ECD值

3.2.3 固井期间ECD模拟分析

由于水泥浆的高黏度、高密度，在固井作业的注替期间，需精细模拟整个注替过程中裸眼段不同位置处的ECD，确保其维持在安全窗口内。

根据PH-15井固井设计，利用Landmark软件中的固井模块进行整个注替过程的模拟计算，发现在最终的快替阶段，地层薄弱处ECD 已超过漏失压力。因此，需要对该设计进行优化。优化的目标是在整个注替过程中，井底ECD 需大于地层压力，地层薄弱处ECD需小于漏失压力。

经过多次模拟，得出最终方案：快替泵速选为1 200 L/min，慢替泵速选为300 L/min，且慢替15 m3。针对此方案，分别模拟地层薄弱处ECD。结果如图7 所示，井底最大ECD 为1.51 g/cm3，地层薄弱处最大ECD为1.428 g/cm3，符合保持井壁稳定的条件。

3.2.4 固井后洗水泥分析

PH-15 井钻进期间发生过漏失，为防止水泥浆漏失进入地层，导致固井质量欠佳，故设计的水泥浆顶部在尾管挂顶以上200 m。固井后，需要将这段多余水泥浆洗出井筒。在洗水泥过程中，水泥由井斜角大的井段，返至垂直井段，从而导致下部ECD增大。

图7 固井期间ECD模拟分析（薄弱处）

利用Landmark软件中的固井模块，对该过程进行多种排量模拟，以制定出最佳洗水泥方案。模拟600 L/min 排量，环空返速为0.42 m/s。将环空内液体驱替至白油顶（153 min），可知该过程尾管挂顶最大ECD为1.376 g/cm3，考虑到速凝尾浆已经失重，井底ECD为1.459 g/cm3。继续将环空内前置液全部替出（187 min），尾管挂顶ECD 为1.404 g/cm3，考虑缓凝尾浆也已失重，井底ECD 为1.48 g/cm3，满足井壁稳定的安全窗口。

4 结束语

1）摩阻和扭矩是超深大位移井的关键问题，通过随钻实时分析，实现了摩阻和扭矩的同步管理，有助于充分掌握井下工况，实施具体的应对措施。

2）基于当前模拟分析，开展后续模拟预测的闭环反馈，能够不断拟合、校正、预测、调整、回归，使作业更加具有参考性和预见性。

3）该系统可模拟固井前下套与尾管的激动压力、顶替过程的ECD 以及固井后洗水泥期间的ECD，是将一个动态过程提前展现的方式，有助于了解施工过程的细节。