基于數據分析的鉆井工程輔助決策方法研究與應用

和鵬飛,王 偉

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司監督中心 （天津 300452）

2.中國石油長慶油田分公司第十采油廠 （甘肅 慶陽 745100）

鉆井是石油勘探開發業務流程中最重要的環節之一。由于地質、地貌情況的多變性和復雜性，鉆井工藝技術的發展不僅需要多種理論知識的指導，更重要的是通過鉆井過程中產生的大量數據資料的分析處理，形成規律性的認識，不斷完善和優化鉆井工藝技術，達到提高作業效率、降低成本、減小作業風險的目的[1-5]。

中海油自2004年引入WellView系統，2005年正式上線；2011—2012年WellView升級[6]。截至2016年底存儲有5 907口井的WellView靜態數據，包括主要的井史數據資料。2011—2012年基于WellView開展了鉆完井時效持續改進DIP等系統的開發[7]。2013—2014年引進Sitecom實時數據系統和動態模擬計算E-Drilling系統[8]，模擬培訓系統，截至2016年底Sitecom數據庫存儲達到近2 000口井的工程施工曲線。在上述發展過程中逐步購買了Landmark、Drillwoks等商業化軟件，主要用于設計階段的模擬分析。

目前中海油已經建立了鉆完井數據庫，存儲了已鉆老井的歷史數據，但對于數據的開發和對后續作業井的指導方法仍處在摸索階段。

同時中海油研究總院、各分公司也配備相應的鉆完井工程設計軟件。油氣田開發初期的經濟性評價、ODP編寫與下游實施階段所用的數據分析軟件和側重點略有區別。以項目組為基礎的鉆完井工程實施單位，對于軟件的應用主要在基本設計、施工設計編寫中進行鉆進水力摩阻、下套管懸重、井控溢流量分析等基礎計算，而且此類計算是靜態單點計算。對于進入工程實際實施過程中，即整個建井周期中，現場作業基本以經驗法為主，缺乏有效和系統的數據支持方式。

面對WellView系統數量龐大的井史資料和Sitecom豐富的實時曲線數據，以及各類工程軟件，如何對施工作業過程做的更好，數據的更深層次分析處理、綜合利用以及對鉆井全過程的協同與管理，不能進行進一步的數據分析以及模擬計算，對鉆井作業過程中可能遇到的風險，不能給現場提供指導性的建議、對鉆井作業過程形成直接的參考，急需研究一套技術方法。同時，工程軟件的側重點和模型方式各有不同，一套軟件無法實現所有需要，如何充分發揮軟件能力，做到數據模擬的精準性需要進一步摸索。

1 技術方法與實踐

以現場施工過程的實際需要為出發點，堅持風險管控和時效管理兩個原則，形成了全井段摩阻扭矩動態跟蹤與預測、全工況水力（包括ECD）跟蹤與預測、地層壓力的隨鉆跟蹤等多項主要數據分析技術。具體技術要點和應用情況。

1.1 全井段摩阻扭矩動態跟蹤與預測

保證懸重扭矩在鉆具及設備能力內，保證鉆具等安全[8-9]；分析套管直接下入的可行性。正常鉆進期間的模擬計算與實際對比、摩擦系數等的反演、下部井段的摩阻水力預測（下套管懸重循環泵壓的預測）+從Sitecom數據庫選取相似鄰井進行對比、作業后對比反饋。下套管懸重的模擬計算：通過對起鉆前最后一趟鉆反演摩擦系數，按照井型、井況對摩擦系數進行附加，以此計算實際套管串中實際下入懸重，同時采用Sitecom已鉆井數據對比。

錦州25-1S-E1H井。根據實際鉆進過程Sitecom實時數據曲線，讀取2 000 m、2 100 m、2 200 m、2 300 m鉆進扭矩，軟件設置其他邊界條件如鉆壓等與實際一致，擬合結果見表1。在實際現場所用鉆具組合、井漿性能、井身結構等參數基礎上，在扭矩擬合過程中，主要通過調整摩擦系數進行分段擬合，擬合誤差率控制在5%以內，如E1H井擬合表明裸眼摩擦系數0.18～0.19、套管內0.16，以此預測2 400 m、2 500 m、中完2 576 m的鉆進扭矩，見表1。

讀取2 000 m、2 100 m、2 200 m、2 300 m的旋轉鉆進懸重和倒劃懸重，設置邊界條件一致進行擬合，見表2。預測2 400 m、2 500 m及2 576 m的旋轉懸重。旋轉懸重的擬合主要是對實際鉆進懸重的鉆壓校正，因為實際鉆進過程中鉆壓波動，而軟件預設鉆進為定值，因此需要校正為與軟件預設鉆壓一致條件下的鉆進懸重值，此外在軟件中大鉤懸重的輸入對結果有一定的影響，根據分段擬合綜合判定校正大鉤懸重值。

表1 鉆進扭矩跟蹤擬合及預測

表2 旋轉懸重預測

利用數據庫記錄的1 925 m短起后下鉆懸重數據（860～1 925 m），反演摩擦系數套管內0.1、裸眼0.12，如圖1所示。參考鉆進扭矩擬合反演摩擦系數，以及后續井況比當前略復雜等情況，模擬三組不同摩擦系數的非旋轉上提下放懸重，見表3。全管柱懸重分布如圖2所示，根據經驗法非旋轉懸重推薦參考0.2、0.25摩擦系數組。

圖1 下鉆過程摩擦系數反演

實際鉆后顯示，中完深度2 575 m，實際鉆進扭矩17.7 kN·m，模擬誤差率2.82%；實際倒劃上提懸重70 t，模擬誤差率3%；實際旋轉鉆進懸重62 t，模擬誤差率4.52%。

表3 模擬非旋轉懸重

圖2 模擬非旋轉懸重全管串分布

1.2 全工況水力（包括ECD）跟蹤與預測

跟蹤分析各種工況下水力情況，利用E-Drilling軟件動態跟蹤ECD，保證井筒各處ECD在三壓力窗口范圍內；預測下部井段的泵壓等參數。E-Drilling動態跟蹤全作業工況ECD點，關注點位于管鞋和井底。采用Landmark擬合上部已鉆井段的水功率分配，調整配比，利用鉆井液密度設計曲線、鄰井類似井鉆井液流變參數，預測下部井段的泵壓等參數。同時從Sitecom數據庫選取相似鄰井進行對比，作業后對比反饋。LD10-1-3井為南海西部區域的一口高溫高壓井，利用E-Drilling軟件動態跟蹤了212.7 mm（8-3/8″）井段的管鞋和井底ECD，根據地漏試驗管鞋漏失壓力系數2.39，對跟蹤數據結合地漏試驗和三壓力預測曲線，進行分析，如圖3所示。

圖3 跟蹤ECD與三壓力關系曲線

錦州25-1S-E1H井，預計完鉆鉆井液密度1.38 g/cm3，2 400 m井深對應取1.37 g/cm3；流變性參數參考現場提供值。根據鉆井液性能選取流型為赫巴。調整底部鉆具水功率分配與實際一致，擬合2 000～2 300 m實際排量下的泵壓，計算2 400 m至2 576 m約定排量下的泵壓見表4。

選取本區域與E1H井井型、井深相近的已鉆進，做資料統計分析，實際作業過程工況參數見表5。

表4 模擬排量下的泵壓

實際中完深度2 575m，實際排量2 900 L/min，實際泵壓14.7 MPa，模擬誤差率4.29%。

1.3 地層壓力的隨鉆跟蹤

在隨鉆過程中，利用有限的數據，獲得最精準的地層壓力，目前常用的方法是Dc指數法[10]。開鉆前選擇鄰井或者近區塊已鉆井的測井資料和壓力資料，優選伊頓指數，在隨鉆過程中利用上一開已獲得的測井資料來校正指導下一開，用地漏試驗數據等輔助校正。

渤中19-6-1井。實鉆跟蹤：本井為渤中19區塊6構造的第一口探井，無鄰井實鉆資料進行參考。在本次地層壓力跟蹤中選取Dc指數法。其中伊頓指數根據渤中22-1-2井選取，首先對渤中22-1-2井測井資料以及地層壓力資料進行分析，伊頓指數為0.5，Dc斜率 0.000 172、截距 1.004 503。在渤中19-6-1井二開跟蹤初期選擇此伊頓系數。實際二開跟蹤使用的正常壓力系數為1.03，如圖4所示。

表5 實際作業參數

圖4 渤中19-6-1井二開Dc跟蹤壓力曲線

鉆后校正：二開中完后，根據測壓結果和測井聲波數據校正地層壓力曲線，結果如圖5所示。實測壓力數據看，本井上部壓力系數為0.98，并證明伊頓指數取值合理，實時跟蹤地層壓力結果顯示跟蹤結果與實測壓力結果基本一致，Dc指數跟蹤地層壓力方法可以較好的跟蹤計算地層壓力。

圖5 鉆后校正地層壓力曲線

215.9 mm(8-1/2″)井眼作業中使用二開校正后的壓力系數和原伊頓指數。鉆進至3 546 m，氣全量由2%～3%升高至21%，Dc指數開始偏離正常趨勢線，循環排氣，逐步提高鉆井液密度至1.50 g/cm3，氣全量逐漸下降至7.5%，循環調整鉆井液性能并逐步提高鉆井液密度至1.52 g/cm3，氣全量下降至6%，之后背景氣穩定在5%以內，但是持續有單根氣出現。所以地層密度略大于鉆井液密度1.52 g/cm3。實際測壓數據顯示3 521 m處測壓力當量數據為1.518 g/cm3，Dc計算該處地層壓力當量為 1.512 g/cm3，實測值與計算值基本一致，如圖6所示。

圖6 實際地層壓力曲線與dc指數曲線對比

2 結論

1）分析與實踐表明，利用Landmark等軟件開展鉆井工程水力、摩阻預測的有效方法是先擬合后預測，目前嘗試了擬合誤差控制5%以內的方法，效果顯示預測誤差在5%，但總體誤差呈現放大趨勢，具體量化關系需要進一步研究。

2）泵壓預測過程中，對于后續井段每段鉆井液密度的設計和流變性要有較準確的把握，如此才能有效提高準確度。

3）地層壓力監測中采用Dc指數法時，初期采用鄰井的數據校正、每一開次根據實測的測井資料校正，對于后續的跟蹤精確度有較高的幫助。

參考文獻：

[1]汪光太,關 岳,高魁旭,等.鉆井歷史數據分析利用的新視角與啟示[J].石油工業技術監督,2013,29(11):19-23.

[2]錢浩東,龔 俊,彭 軾,等.國內鉆井數據庫現狀及發展應用前景[J].鉆采工藝,2010,33(1):100-102.

[3]王建軍.基于Hadoop的鉆井工程實時數據分析研究[D].西安:西安石油大學,2016:20-22.

[4]葉學芳,何 躍.石油鉆井信息系統中多維分析的設計[J].計算機應用與軟件,2010,27(11):16-19.

[5]侯樹剛.基于CCSD先導孔鉆井數據的數據挖掘[D].武漢:中國地質大學(武漢),2004:32-35.

[6]方長傳.WellView油氣井信息管理系統指導手冊[M].北京:石油工業出版社,2013:1-5.

[7]侯 偉.深水鉆完井DIP項目管理系統設計與應用研究[D].天津：天津大學,2011:56-58.

[8]張 能.鉆井專家在線輔助決策系統的應用[J].石化技術,2015(7):176-177.

[9]董德仁,齊月魁,何衛濱,等.大位移井鉆井摩阻預測及井眼軌道優選[J].石油鉆采工藝,2005,27(6):14-16.

[10]董星亮,曹式敬,唐海雄.海洋鉆井手冊[M].北京：石油工業出版社,2011.