基于数据分析的钻井工程辅助决策方法研究与应用

2018-05-09和鹏飞

石油工业技术监督 2018年4期

和鹏飞,王伟

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司监督中心（天津 300452）

2.中国石油长庆油田分公司第十采油厂（甘肃庆阳 745100）

钻井是石油勘探开发业务流程中最重要的环节之一。由于地质、地貌情况的多变性和复杂性，钻井工艺技术的发展不仅需要多种理论知识的指导，更重要的是通过钻井过程中产生的大量数据资料的分析处理，形成规律性的认识，不断完善和优化钻井工艺技术，达到提高作业效率、降低成本、减小作业风险的目的[1-5]。

中海油自2004年引入WellView系统，2005年正式上线；2011—2012年WellView升级[6]。截至2016年底存储有5 907口井的WellView静态数据，包括主要的井史数据资料。2011—2012年基于WellView开展了钻完井时效持续改进DIP等系统的开发[7]。2013—2014年引进Sitecom实时数据系统和动态模拟计算E-Drilling系统[8]，模拟培训系统，截至2016年底Sitecom数据库存储达到近2 000口井的工程施工曲线。在上述发展过程中逐步购买了Landmark、Drillwoks等商业化软件，主要用于设计阶段的模拟分析。

目前中海油已经建立了钻完井数据库，存储了已钻老井的历史数据，但对于数据的开发和对后续作业井的指导方法仍处在摸索阶段。

同时中海油研究总院、各分公司也配备相应的钻完井工程设计软件。油气田开发初期的经济性评价、ODP编写与下游实施阶段所用的数据分析软件和侧重点略有区别。以项目组为基础的钻完井工程实施单位，对于软件的应用主要在基本设计、施工设计编写中进行钻进水力摩阻、下套管悬重、井控溢流量分析等基础计算，而且此类计算是静态单点计算。对于进入工程实际实施过程中，即整个建井周期中，现场作业基本以经验法为主，缺乏有效和系统的数据支持方式。

面对WellView系统数量庞大的井史资料和Sitecom丰富的实时曲线数据，以及各类工程软件，如何对施工作业过程做的更好，数据的更深层次分析处理、综合利用以及对钻井全过程的协同与管理，不能进行进一步的数据分析以及模拟计算，对钻井作业过程中可能遇到的风险，不能给现场提供指导性的建议、对钻井作业过程形成直接的参考，急需研究一套技术方法。同时，工程软件的侧重点和模型方式各有不同，一套软件无法实现所有需要，如何充分发挥软件能力，做到数据模拟的精准性需要进一步摸索。

1 技术方法与实践

以现场施工过程的实际需要为出发点，坚持风险管控和时效管理两个原则，形成了全井段摩阻扭矩动态跟踪与预测、全工况水力（包括ECD）跟踪与预测、地层压力的随钻跟踪等多项主要数据分析技术。具体技术要点和应用情况。

1.1 全井段摩阻扭矩动态跟踪与预测

保证悬重扭矩在钻具及设备能力内，保证钻具等安全[8-9]；分析套管直接下入的可行性。正常钻进期间的模拟计算与实际对比、摩擦系数等的反演、下部井段的摩阻水力预测（下套管悬重循环泵压的预测）+从Sitecom数据库选取相似邻井进行对比、作业后对比反馈。下套管悬重的模拟计算：通过对起钻前最后一趟钻反演摩擦系数，按照井型、井况对摩擦系数进行附加，以此计算实际套管串中实际下入悬重，同时采用Sitecom已钻井数据对比。

锦州25-1S-E1H井。根据实际钻进过程Sitecom实时数据曲线，读取2 000 m、2 100 m、2 200 m、2 300 m钻进扭矩，软件设置其他边界条件如钻压等与实际一致，拟合结果见表1。在实际现场所用钻具组合、井浆性能、井身结构等参数基础上，在扭矩拟合过程中，主要通过调整摩擦系数进行分段拟合，拟合误差率控制在5%以内，如E1H井拟合表明裸眼摩擦系数0.18～0.19、套管内0.16，以此预测2 400 m、2 500 m、中完2 576 m的钻进扭矩，见表1。

读取2 000 m、2 100 m、2 200 m、2 300 m的旋转钻进悬重和倒划悬重，设置边界条件一致进行拟合，见表2。预测2 400 m、2 500 m及2 576 m的旋转悬重。旋转悬重的拟合主要是对实际钻进悬重的钻压校正，因为实际钻进过程中钻压波动，而软件预设钻进为定值，因此需要校正为与软件预设钻压一致条件下的钻进悬重值，此外在软件中大钩悬重的输入对结果有一定的影响，根据分段拟合综合判定校正大钩悬重值。

表1 钻进扭矩跟踪拟合及预测

表2 旋转悬重预测

利用数据库记录的1 925 m短起后下钻悬重数据（860～1 925 m），反演摩擦系数套管内0.1、裸眼0.12，如图1所示。参考钻进扭矩拟合反演摩擦系数，以及后续井况比当前略复杂等情况，模拟三组不同摩擦系数的非旋转上提下放悬重，见表3。全管柱悬重分布如图2所示，根据经验法非旋转悬重推荐参考0.2、0.25摩擦系数组。

图1 下钻过程摩擦系数反演

实际钻后显示，中完深度2 575 m，实际钻进扭矩17.7 kN·m，模拟误差率2.82%；实际倒划上提悬重70 t，模拟误差率3%；实际旋转钻进悬重62 t，模拟误差率4.52%。

表3 模拟非旋转悬重

图2 模拟非旋转悬重全管串分布

1.2 全工况水力（包括ECD）跟踪与预测

跟踪分析各种工况下水力情况，利用E-Drilling软件动态跟踪ECD，保证井筒各处ECD在三压力窗口范围内；预测下部井段的泵压等参数。E-Drilling动态跟踪全作业工况ECD点，关注点位于管鞋和井底。采用Landmark拟合上部已钻井段的水功率分配，调整配比，利用钻井液密度设计曲线、邻井类似井钻井液流变参数，预测下部井段的泵压等参数。同时从Sitecom数据库选取相似邻井进行对比，作业后对比反馈。LD10-1-3井为南海西部区域的一口高温高压井，利用E-Drilling软件动态跟踪了212.7 mm（8-3/8″）井段的管鞋和井底ECD，根据地漏试验管鞋漏失压力系数2.39，对跟踪数据结合地漏试验和三压力预测曲线，进行分析，如图3所示。

图3 跟踪ECD与三压力关系曲线

锦州25-1S-E1H井，预计完钻钻井液密度1.38 g/cm3，2 400 m井深对应取1.37 g/cm3；流变性参数参考现场提供值。根据钻井液性能选取流型为赫巴。调整底部钻具水功率分配与实际一致，拟合2 000～2 300 m实际排量下的泵压，计算2 400 m至2 576 m约定排量下的泵压见表4。

选取本区域与E1H井井型、井深相近的已钻进，做资料统计分析，实际作业过程工况参数见表5。

表4 模拟排量下的泵压

实际中完深度2 575m，实际排量2 900 L/min，实际泵压14.7 MPa，模拟误差率4.29%。

1.3 地层压力的随钻跟踪

在随钻过程中，利用有限的数据，获得最精准的地层压力，目前常用的方法是Dc指数法[10]。开钻前选择邻井或者近区块已钻井的测井资料和压力资料，优选伊顿指数，在随钻过程中利用上一开已获得的测井资料来校正指导下一开，用地漏试验数据等辅助校正。

渤中19-6-1井。实钻跟踪：本井为渤中19区块6构造的第一口探井，无邻井实钻资料进行参考。在本次地层压力跟踪中选取Dc指数法。其中伊顿指数根据渤中22-1-2井选取，首先对渤中22-1-2井测井资料以及地层压力资料进行分析，伊顿指数为0.5，Dc斜率 0.000 172、截距 1.004 503。在渤中19-6-1井二开跟踪初期选择此伊顿系数。实际二开跟踪使用的正常压力系数为1.03，如图4所示。

表5 实际作业参数

图4 渤中19-6-1井二开Dc跟踪压力曲线

钻后校正：二开中完后，根据测压结果和测井声波数据校正地层压力曲线，结果如图5所示。实测压力数据看，本井上部压力系数为0.98，并证明伊顿指数取值合理，实时跟踪地层压力结果显示跟踪结果与实测压力结果基本一致，Dc指数跟踪地层压力方法可以较好的跟踪计算地层压力。

图5 钻后校正地层压力曲线

215.9 mm(8-1/2″)井眼作业中使用二开校正后的压力系数和原伊顿指数。钻进至3 546 m，气全量由2%～3%升高至21%，Dc指数开始偏离正常趋势线，循环排气，逐步提高钻井液密度至1.50 g/cm3，气全量逐渐下降至7.5%，循环调整钻井液性能并逐步提高钻井液密度至1.52 g/cm3，气全量下降至6%，之后背景气稳定在5%以内，但是持续有单根气出现。所以地层密度略大于钻井液密度1.52 g/cm3。实际测压数据显示3 521 m处测压力当量数据为1.518 g/cm3，Dc计算该处地层压力当量为 1.512 g/cm3，实测值与计算值基本一致，如图6所示。