保护储层的钻井液研究技术研究现状

保护储层的钻井液研究技术研究现状（共5篇）

保护储层的钻井液研究技术研究现状 篇1

摘要：本文首先对于深部储层的概念进行阐述，从而对于我们国家深部储层石油勘探工作进行探究，同时对于我们国家深部储层石油的钻井勘探工作进行分析和研究。最后结合实际经验，对于我们国家深部储层石油勘探钻井技术的为未来发展进行了分析和探讨。希望通过本文，能够为深部储层石油勘探钻井技术的研究和分析提供一些参考和帮助。

关键词：深部储层；石油勘探；钻井技术

1深部储层的概念阐述

所谓的深部储层就是指在古代潜山当中的一种油气的聚集地带，经过很多年的风化作用以及地质构造的运动，形成了一种裂缝，这种裂缝后来也就形成了能够进行储层的空间，从而进行储层来自地下深部的油气。地下深部的油气通过非整合的通道积聚到储层当中。我们国家对于深部储层的相关了解，主要来自于我们国家对于深部储层类型的亚久，包括风化壳类型的储层、深潜山类型的储层以及变质岩潜山的储层和沉积形式的储层。

2我们国家深部储层石油勘探工作的探究

我们国家的深部储层石油勘探工作，由于我们国家的地质结构特点，导致了我们国家对于深部储层石油勘探工作较为困难，下面将会重点阐述我们国家进行深部储层石油勘探技术的几项前期工作。

（1）对于深部储层及结构特征的分析和研究

首先，为了有效的提升深部储层石油勘探的成功率，就必须要对深部储层属于上述的哪种类型以及具体的内部构造进行调查和来了解，同时也要对测井的相关数据进行分析，最后结合对于地质结构的调查数据，对于深部储层的特征以及深度和油气形成的原因进行分析，从而根据这些数据来对深部储层石油进行判断，进而提升深部储层石油勘探的成功率。

（2）对于新型物理探查技术的分析和研究

对于深部储层石油的地质特点进行调查相对于浅层来说，会更加困难，所以以往的石油勘探技术和方法已经无法满足深部储层勘探的要求。因此就需要积极的对深部储层石油的勘探技术进行创新，才能为深部储层石油的勘探提供良好的前提条件。另外，也要提升和创新深部储层的地质勘探技术，提升地质勘探的精确度，为深部储层石油的勘探提供更加精确的数据依据。

（3）对于新型测井解释技术及油气解释精度的分析和研究

进行深部储层石油勘探的主要目的在于找到具有油气存在的深部储层，由于目前地震技术的分辨率较低，无法有效的探测出深部储层内部是否含有油气。但是测井的曲线技术却能够通过相对较高的分辨率，来对深部储层内部的空间以及结构进行相对精确的分析。通过这种分析能够比较有效的判断出深部储层内部是否含有油气，进而通过这种评价的结果来结合相关的地质分析资料和试油资料，来建立一个比较系统的深部储层模型，来辅助石油勘探的进行，从而有效的提升石油勘探的成功率。

3我们国家深部储层石油的钻井勘探工作的研究

（1）多分支水平钻井技术分析

多分支水平钻井技术属于目前在我们国家应用的较为普遍的一种钻井技术，多分支水平钻井技术包括侧方钻水平井技术以及水平径向钻水平井技术等等。多分支水平钻井技术主要是用过利用定向的井或者直线井来进行，把井眼作为基础，在井的内部侧方多个分支进行钻井，一般来说对于离散式的深部储层油气进行开采的时候会经常使用这种多分支水平钻井技术。多分支水平钻井技术相对于其他钻井技术来说，更加节约成本，同时也更易于控制钻井平台的数量，利用较少的钻井平台，来开采更多的石油，通过这种方式来减少开采石油的过程中对于环境的负面影响。

（2）深井及超深井钻井技术分析

深井以及超深井的钻井技术在世界范围内的深部储层石油勘探工作中都属于比较普遍的一种钻井技术，这里所说的深井钻井技术通常是指在地下四千五百米到地下六千米范围内的钻井技术，而这里所说的超深井钻井技术通常是指在地下六千米以上的钻井技术，深井以及超深井技术对于深部储层石油勘探来说是非常重要的一种钻井技术，尤其在石油需求量巨大的今天。我们国家的深部储层石油勘探一般分布在在西部和东西部地区，对于深井以及超深井钻井技术的需求量得到了大幅度的增加，但是由于这些地区的深部储层地质结构较为复杂以及深井以及超深井技术自身的一些劣势，使得深井以及超深井钻井技术并没有在我们国家的深部储层石油勘探过程中有效的利用。所以，我们国家应该积极的进行深井以及超深井钻井技术的开发和提升，从而更加高效的对这种技术进行应用，提升我们国家对于深层油气储藏的勘探成果，提升石油开采的效率。

（3）复合式的钻井技术分析

复合式的钻井技术主要采用的是螺旋钻和PDC钻相结合，这种钻井技术相对于其他技术来说更加高效，速度也更快，并且能够有效的降低钻井过程中事故的发生概率。

4我们国家深部储层石油勘探钻井技术的发展分析

目前来看，我们国家深部储层勘探能够得到快速的发展，主要取决于我们国家钻井技术的创新和发展。我们国家现有的勘探技术以及钻井技术相较于以往已经取得了比较大的进步和发展，但是对于一些较为关键的勘探技术和钻井技术还有待于开发和研究。例如在深部储层的钻井时，应该积极的研发出保证钻头稳定运行的技术，以及提升钻井速度的相关技术，同时也要积极的把钻井技术与先进的智能技术相融合，从而有效的提升钻井和勘探的效率和质量。相信随着科学技术的告诉发展，计算机技术将会更加广泛应用到钻井技术当中，包括远程的遥控领域以及远程传输领域。随着计算机技术与深部储层室友勘探领域的融合，将会更好的促进我们国家深部储层石油勘探钻井技术的发展。

5结语

深部储层的石油对于我们国家来说是非常重要的资源，高效的开采深部储层的石油对于我们国家的能源安全来说有着非常重要的意义。所以我们应该根据深部储层的地质类型以及储层类型来制定更加有效的钻井方式和勘探方式，从而制定较为有效的方案，保证在钻井和勘探的过程中，能够有效的解决一些实际问题。这也是我们国家深部储层室友勘探钻井技术未来发展的重要研究方向。

参考文献：

[1]李奔.虚拟样机模拟技术在石油勘探钻井工程中的应用[J].科学与财富,2012,(3):82-82,96.

保护储层的钻井液研究技术研究现状 篇2

许多学者研究表明, 裂缝性储层的损害因素主要有固相颗粒及微粒、黏土矿物、岩石的水敏及速敏等。张振华等人对四川石炭系碳酸盐岩储层的完井模拟试验发现, 工作液对储层的损害主要是滤液侵入和固相颗粒堵塞, 其中固相颗粒和滤饼是造成裂缝性储层损害的主要因素, 水锁和滤膜是造成孔隙型储层损害的主要因素。实钻条件下, 固相颗粒、微粒与钻井工作液中各种组分的泥饼、滤饼及泥膜, 是裂缝孔隙型碳酸盐储层的主要伤害因素。泥饼以嵌入井壁部分孔、洞、缝的形式附着在井壁上, 滤饼则以侵入裂缝方式深入裂缝。扫描电镜能谱分析表明, 泥膜普遍存在于碳酸盐岩储层的孔隙、喉道和裂缝壁, 是裂缝孔隙型碳酸盐岩储层最普遍、最重要的损害因素之一。研究表明, 造成损害的原因之一是钻井液滤液进入地层增大了水膜厚度, 二是钻井液颗粒侵入储层堵塞了渗流通道。

笔者认为, 裂缝性储层在修井过程中存在的损害因素主要有固相侵入损害、液相侵入损害、敏感性损害、无机垢损害和水相圈闭损害。因此, 需要研究一种既能阻止或减少固相、液相进入储层裂缝, 又能在高温高压条件下正常工作、工艺简单、不易引起其他损害的技术来保护裂缝性储层。

1 暂堵机理

在工作液中加入与储层漏失通道匹配的固相粒子和纤维结网剂, 利用纤维材料的团絮状结网架桥, 使固相颗粒在一定的正压差下在裂缝端面形成有效的暂堵, 并在数秒至数十秒内形成具有一定承压能力、渗透率极低的暂堵层, 防止储层漏失的发生。工作液中加入软性粒子, 能够进一步封堵细小的孔隙和微裂缝。图1为裂缝端面的暂堵模型。从图棻可以看出, 固相颗粒和纤维在裂缝端面形成架桥和封堵, 软性粒子进一步填充微小间隙;材料仅在裂缝端面形成暂堵, 不进入裂缝深部。

2 裂缝性暂堵剂的稳定性

2.1 高温稳定性

在140℃温度下进行流动试验。试验结果表明, 试验前后各材料无明显性状变化。配置好的暂堵材料在130-140℃下保温存放, 10天后测定其黏度, 用黏度的降低值评价其液体的稳定性, 试验测得暂堵剂的黏度降低值≤40%, 说明材料具有较好的高温稳定性。

2.2 高压稳定性

在实验室内测试暂堵剂所形成的暂堵层, 试验时间不少于2小时, 能够承受5MPa正压差。

2.3 阳离子稳定性

由于软性粒子有机高分子材料束缚水的能力会受到二价阳离子的影响, 如果二价阳离子的浓度超过一定范围就会大大降低材料束缚水的能力;在同等条件下, 就使得价格昂贵的固化剂加量大幅度增加, 从经济性上就失去了使用的可能。因此, 该暂堵剂不能采用含有过高浓度二价阳离子的液体配液。

2.4 与地层水的配伍性

由于固相颗粒和纤维材料不与地层水反应产生沉淀、分层和絮凝, 所以配伍性试验只测试软性粒子和地层水的配伍性。试验采用的地层水为Ca Cl型, 呈浅黄色, 有臭味, 不透明, 有少量黄色沉淀;PH值为7.06, 密度1.048kg/L, 在地层水中混入等量的软性粒子, 观察混合液有无沉淀、分层和絮凝。从试验现象来看, 材料和地层水混合后没有沉淀、分层和絮凝, 说明与地层水的配伍性良好;但是混合液的黏度有所下降, 这是由于混合液中增加了水、同时地层水中的二价阳离子对材料束缚水的能力有所影响所致。

近年来, 各油田在修井作业中, 在压井液中加入了裂缝性暂堵剂。裂缝性暂堵剂配液比较简单, 现场需要带搅拌器的配液罐即可。为了保证暂堵剂的有效性, 一般采用淡水配液。修井作业一般采用挤压井和循环压井。裂缝性暂堵剂的用量都小于10m³。将暂堵剂替至压裂层段上部后, 关井并用小排量将暂堵剂替至压裂层段, 当泵压急剧增高后, 停泵观察1-2小时, 待暂堵层形成后, 开井口观察。如果不漏失或漏失速率小于0.5m³/h, 则可进行下步作业。由此可见, 该暂堵剂的施工暍配液和注入工艺简单, 易操作。

3 结论

(1) 修井作业中, 裂缝发育储层易发生固相侵入、液相侵入、敏感性损害和无机垢损害, 尤其是低孔低渗气层还易引发水相圈闭损害。

(2) 特种裂缝性暂堵剂由固相颗粒、纤维结网剂和软性粒子组成, 能够于数秒内在裂缝端面形成有效的暂堵带, 防止固相和液相进入裂缝, 且易返排。

(3) 特种裂缝性暂堵剂在大庆油田升深、徐深气田部分气井的修井作业中得到成功应用, 能够承受140℃的温度和30MPa的压力。

(4) 特种裂缝性暂堵剂能有效防止裂缝性储层的压井液漏失, 投产后产能恢复可以达到100%。

(5) 对更大缝宽的裂缝暂堵技术需要进一步研究。

摘要：在储层裂缝发育的油气井修井作业中, 为了阻止工作液进入裂缝, 避免裂缝被堵塞, 实现储层保护, 基于修井作业中裂缝性储层损害机理研究成果和利用特种材料在裂缝端部形成暂堵的思路, 研制出了一种新型裂缝暂堵剂。该暂堵剂在室内性能测试中能够对缝宽为1-2mm的人造裂缝形成暂堵, 暂堵材料在裂缝端部形成堆积而很少进入裂缝内部, 容易解堵。现场应用结果表明, 该暂堵剂能够承受30MPa的正压差和140℃的地层温度, 暂堵形成后能够大幅度减少工作液进入储层, 不仅实现了对储层的保护, 还能够依靠负压顺利解堵, 作业后气井产能基本保持了作业前的水平。这说明在修井作业中采用暂堵技术保护裂缝性储层是可行的。

关键词：裂缝性储集层,暂堵剂,油气层保护,修井作业

参考文献

[1]顾军, 等.裂缝性储层保护技术与钻井完井液[J].油田化学, 2007[1]顾军, 等.裂缝性储层保护技术与钻井完井液[J].油田化学, 2007

油气储层研究现状及发展趋势 篇3

油气储层研究现状及发展趋势

现今油气储层研究方法比较多,关于没气储层研究技也层出不穷,众多的.研究方法之中,油气储屡的研究进展是值得深入研究与总结,在此基础上,本文总结了四大研究技术(地球物理、地球化学、层序地层学及计算机技术等)在油气储层中的应用,并分析指出今后的研究方向.

作 者：杨小三 作者单位：山东煤田地质局第二勘探队,山东嘉祥,272400刊 名：科技创新导报英文刊名：SCIENCE AND TECHNOLOGY INNOVATION HERALD年，卷(期)：“”(15)分类号：P3关键词：地球物理 地球化学 晨序地层

保护储层的钻井液研究技术研究现状 篇4

1 裂缝的评价

1.1 裂缝的类型及其在成像图上特征

利用成像测井技术可以区别天然缝和诱导缝。天然缝根据其倾角的大小可以分为垂直缝、高角度缝、低角度缝、网状缝、溶蚀孔洞等, 它们在成像图上都各有其特征。

1) 垂直缝。垂直裂缝在直井中的幅度图像表现与井轴方向平行的暗色不规则暗线或暗色不规则条带图像。如无其他矿物填充, 在回波幅度图像上可获得与之对应的长传播实际图像, 垂直裂缝如不被岩脉填充, 其张开度通常较大。裂缝面一般不规则, 见图1-a。

2) 高角度缝。在成像图上表现为低阻暗色条纹, 形成高幅度的正弦或余弦波形, 贯穿整个井眼, 见图1-b。

3) 低角度缝。在成像图上表现为低阻暗色条纹, 形成低幅度的正弦或余弦波形, 贯穿整个井眼, 见图1-c。

4) 网状缝。为多条互相交错的裂缝组成, 在成像幅度图像上表现为多条互相交错的暗线或暗条, 如不被岩脉填充, 在回波幅度图像上也能看出与传播幅度图像相应的长传播时间。网状裂缝通常在钻井过程中出现较为强烈的井壁岩块崩落, 此类地层具有较高的孔隙度和很好的渗透性, 是良好的储集层, 见第96页图2-a。

5) 溶蚀孔洞:溶蚀孔洞一般出现在灰岩地层中, 一般在回波幅度图像上出现斑点状低幅度, 与之对应的深度和方位上出现长传播时间。溶洞可以在图像上表现出按一定方位出现对称低回波幅度, 也可能表现在其中的某一方位范围出现低幅度, 见图2-b、图2-c。

1.2 裂缝评价

1) 诱导缝的评价。地层出现钻井诱导缝, 可以用来分析岩石的机械特性, 确定井眼井壁的强度, 及用来检测钻井液是否合适;同时可以根据钻井诱导缝的方向来确定地层最大主应力的方向, 为下一步的固井作业、打水泥塞、优化酸化压裂设计等工程作业提供依据。

2) 天然缝的评价。只有高渗透性和横向延伸较好的天然缝才具有良好的渗流能力。由于裂缝只占地层中很少的一部分体积, 利用常规的低分辨率测井技术在是难以探测并进行评价的;成像测井技术具有高分辨率、直观性、连续性等显著的特点, 在这一方面具有独到的优势, 因此可以用来确定井壁上裂缝的发育情况并作出准确的评价。

裂缝是开启性的, 即开口裂缝, 为有效缝, 在钻遇裂缝时, 井内压力较大, 易流动的低电阻率钻井液就会很快地侵入裂缝, 形成低电阻率型的深色曲线, 如果裂缝发育密集, 则形成一组曲线簇, 参见图1-b和1-c。当钻遇溶蚀孔洞时, 在井壁上的溶蚀孔洞就充满了高电导率的钻井液, 在成像图上显示出黑色的斑点状, 见图2-b和图2-c。

裂缝中充填有泥质时, 为闭合缝, 属于无效缝, 在声波幅度图像上显示低幅度, 而在传播时间图像上有增大的趋势, 电成像图上亦为深色曲线, 但自然γ曲线有增大的趋势, 见图3。

裂缝中充填有方解石、石膏等岩脉时, 也为闭合缝, 在声波幅度图像上显示高幅度, 而在传播时间图像上无明显增大的趋势, 电成像图上为高电阻率亮色图像。

2 裂缝性储层的评价

2.1 储层裂缝性参数的确定

利用声电成像测井技术评价裂缝性储层。

首先可以确定裂缝的方向 (包括裂缝的倾角和倾向) 、裂缝的延伸长度、裂缝的性质 (是开口缝还是闭合缝) , 然后定量评价在纵向上储层裂缝的发育程度和储层的质量。裂缝性储层纵向上的定量评价, 可以用以下4个参数来体现:裂缝长度、裂缝密度、裂缝视孔隙度和裂缝的水动力宽度[1]。

裂缝长度:指每平方米井壁所见到的裂缝长度之和, 其单位是m/m2。

裂缝密度:是指每米井段内所钻遇的裂缝总长度, 是经过斜井校正后的结果, 其单位是条/m。

裂缝视孔隙度:是指在单位井段内所钻遇裂缝的开口面积, 除以在单位井段内成像侧井图的覆盖面积。

裂缝的水动力宽度:是指单位井段内所钻遇裂缝轨迹宽度的立方和再开立方得到的一种参数, 是裂缝水动力效应的一种拟合, 其单位是μm。

利用交叉偶极子阵列声波 (XMAC) 成像测井技术判断和识别有效裂缝。

XMAC测井资料的波形变密度显示 (VDL) 可以用来识别有效裂缝和划分裂缝的发育层段。利用波致的显示受裂缝倾角的影响特点, 对于低角度缝和网状缝, 在VDL图上的显示与层面基本相似, 纵横波和斯通利波的能量衰减都很大, 但在斯通利波出现“V”字型现象, “V”字型的交叉位置即裂缝所在的位置。

当地层裂缝比较发育时, 地层存在明显的各向异性, 快速横波和慢速横波在地层中传播时波形发生分离, XMAC探测到的波列在首波校对齐后, 慢波总是迟于快波, 快速横波的方位与裂缝的走向是一致的, 因此可以结合声电成像测井资料来判断和识别有效裂缝, 见图4。

2.2 裂缝性储层其他参数的确定

在裂缝性储层评价过程中, 除了对储层裂缝性参数作出准确评价外, 还必须对储层的孔隙度、渗透率、含油气饱和度等参数进行准确评价。在裂缝性储层中, 由于储层类型多样、储层的非均质性及储层的各向异性等, 给储层参数的计算带来了许多困难。

储层空隙度的确定:可以用核磁共振孔隙度来求取, 核磁孔隙度可以解释束缚水流体和可动流体孔隙度, 且不受岩性的影响, 比其他的测井方法具有优势。

储层的渗透率的确定:裂缝性储层的渗透率受裂缝的张开度和裂缝视孔隙度的控制, 储层的渗透率为裂缝渗透率和孔隙渗透率之和, 裂缝性储层的裂缝渗透率比孔隙渗透率大许多倍, 因此裂缝性储层的绝对渗透率的大小主要受储层裂缝的控制, 利用成像测井技术可以达到裂缝性储层渗透率评价的目的。

含油气饱和度的确定:可以运用核磁共振测井和常规测井来计算储层含油气饱和度。

3 利用成像测井技术研究裂缝性储层的分布规律

裂缝的发育与分布与现代最大地应力的方向有着十分密切的关系。根据岩石力学分析可知:应力释放形成的椭圆井眼的长轴方向为最小应力方向, 诱导缝的走向就为最大主应力的方向。从电成像测井资料上可以直观正确地确定出井眼垮塌的方向及诱导缝的走向, 可以有效地进行最大地应力分析及相关参数的定量计算。

地质理论与油田开发的实践证明, 当最大水平地应力方向与裂缝走向一致时, 有利于裂缝的发育, 提高裂缝性储层的储集能力和流体的流动能力。因此, 对最大地应力方向与裂缝走向的统计, 对评价裂缝性储层是至关重要的。图5是某油田凝析气藏最大主应力与裂缝走向的统计图。由图中可见, A, B, C, D, E等六口井的裂缝走向均为北东—南西向, 与该地区当今最大地应力方向基本一致, 裂缝发育良好, 提高了储层的物性, 试油获得高产油气流。相反, A1, B1, C1等井裂缝走向基本呈东—西向或北西—南东向, 与当今最大地应力方向不一致, 其储层裂缝发育程度相对较低, 储层物性较差, 试油结果未获得满意的油气产量。

因此当今运用成像测井技术对最大地应力方向与张开缝的走向统计分析, 可以开展对勘探区块储层的横向展布预测的研究, 推测可能储层或油气藏的横向展布情况;在开发区块之内, 现代最大主应力方向对注、采系统的调整有指导意义;在工程上的应用也应引起相当的重视。

4 结束语

裂缝性储层评价是当前油气藏勘探开发的重点和难点之一, 裂缝分析是裂缝性储层评价的一项重要内容。成像测井技术是进行裂缝评价最直观的方法, 利用成像测井图像可以有效识别裂缝、确定裂缝的类型、产状分布及定量计算裂缝特征参数, 判别天然裂缝和钻井诱导缝、节理、缝合线、溶蚀缝、溶蚀孔洞、气孔等地质现象, 确定储层裂缝产状及发育方向, 划分裂缝发育层段, 对裂缝参数进行定量评价。成像测井资料具有高分辨率、直观性、连续性等显著的特点, 在裂缝的识别及储层的评价方面具有独到的技术优势, 但是要准确评价裂缝性储层, 还必须结合其他的测井技术, 并综合钻井、录井、试油、岩性分析等资料进行综合评价, 方能达到理想的效果。

摘要：通过对裂缝性储层的特点及难点的分析, 运用成像测井技术可以很好地判断识别储层裂缝, 对裂缝的发育情况、裂缝的方向、性质、所处的位置等进行了评价, 最终达到准确评价储层裂缝性参数及孔隙度、渗透率、含油气饱和度等参数的目的。

关键词：成像测井,裂缝,裂缝性储层,储层评价

参考文献

保护储层的钻井液研究技术研究现状 篇5

Kvitebjørn油田位于北海, 临近Statfjord和Gullfaks, 于2004年投产。刚开始采用常规钻井进行二次增产, 但是持续的地层压力衰竭在第九口井中产生了严重的漏失。这些事故最终导致放弃Kvitebjørn油田常规钻井增产措施, 而重新开发、应用了一套综合的压力控制钻井 (MPD) 装置。主要原理有:

◇ 先进的在线实时动态流动模型;

◇ 自动节流系统根据流动模型连续地更新压力设定值;

◇ 不间断循环体系;

◇ 旋转控制头;

◇ 基于甲酸铯的泥浆设计体系;

◇ 在起钻和下钻时利用泥浆池平衡较小的压力波动。

2 整体系统装置

先进的动态流动和温度模型是在钻机系统输入相关参数的情况下连续运行的。将期望的当量泥浆密度 (EMW) 输入模型来计算相应的节流压力。

利用准确的自动节流系统控制压力的大小, 使之与设定点计算压力值保持一致。

通过连续循环系统维持恒定流速, 降低井下压力, 并使温度变化最小。在整个钻井过程中系统运行良好, 有助于解决浅层钻柱被冲蚀之后钻杆开口复杂的问题。

通过安装在标准防喷器上的旋转控制头封闭环空顶部。

整个过程中使用的是甲酸铯泥浆。这种泥浆的优势是井涌的检测和加重材料不会下沉, 但是它也因为可压缩性低给压力控制带来了挑战。

3 模型描述

利用先进的动态流动和温度模型进行实时控制和实际操作前的脱机模拟。

3.1 实时模型

输入钻机相关参数的情况下运行模型, 不断地更新节流压力设定值, 并将这些值输入到自动节流系统中。实时模型的主要特征:

◇ 动态的质量传递意味着边界条件和温度剖面的改变将会逐步扩散到自动节流系统, 这是一个渐变过程而不是瞬变过程。

5 压力和温度与密度有关。对于实际Cs/K甲酸盐混合物的计算是基于实验室的测量结果。

5 压力和温度与流体流变性有关。自动调整实验数据与钻井作业期间在钻台所测量的数值相匹配, 应用内插法计算出沿流动轨道的每一网格单元的压力和温度。

5 摩擦压降的计算是基于与流变学拟合的三参数流变模型, 并且使用常规方式处理层流、过渡流和紊流。

5 考虑了岩屑负荷的影响。

5 当计算摩擦压降和热传递时考虑了钻柱的转动。

5 系统中的流体是多相流, 并且计算压力是逐渐改变的, 这取决于流体流变性、密度、管柱内径和外径、井斜角, 以及操作的相关参数。

5 系统将一个2D的动态温度模型和一个1D的动态质量传递模型很好地进行了集成。温度模型考虑了不同地层不同的结构特性、套管/尾管层的胶结情况, 以及流体性质和相关操作参数。原始地层温度和钻井液初始温度都是输入参数。

实时模型能够处理各种操作程序, 例如:

◇ 以不同的泵速循环, 包括开泵和关泵、钻柱的转动和静止。

5 静止阶段

5 钻进阶段

5 起钻和下钻阶段

5 用不同的流体或者不同密度的同一流体来驱替

3.2 脱机模型

实时模型是从一个非常复杂的用于设计操作程序的脱机模型中衍生出来的。相比其他模型, 脱机模型中增加了以下特征:

◇ 有储层烃类或者水的流入;

◇ 环空中的两相流动是向上的;

◇ 分批模拟长的预定程序, 例如在起钻和下套管时安置小球, 然后替换其他小球, 其用途是:

5 测试和验证模型

5 为下一步操作做准备

5 为程序提供输入参数

5 钻后分析

在开始钻第一口MPD井前利用脱机模型详细地模拟不同的操作状况, 也是为了测试和验证模型, 以及对可操作的工作程序进行细致的调整和验证。

4 自动节流系统的调节

利用一个PI (比例-积分) 调节器来调节自动节流系统。系统有一对预先设定的装置参数以应对不同的情况。由于当井下没有抽汲时相对低的流量通过节流器, 以及高的静态节流压力和钻井液非常低的压缩性 (K/Cs甲酸盐) , 导致实际的调节比预期的更具有挑战性。当井下没有抽汲时, 从井筒中取出套管必须非常小心, 因为这更进一步地减少了通过节流系统的地面流动。

通过改进调节算法和相应的工艺程序, 使问题得以解决。

5 实时模型相关问题

在基于模型的系统准备操作之前, 必须克服钻井前测试期间遇到的一些问题, 这些问题是:

◇ 过滤掉异常值, 例如, 有时会产生零位深度;

◇ 单位问题是由于美国公司与挪威公司联合开发软件的原因;

◇ 自动化系统要求更加可靠和准确的信号, 例如准确的入口流速对于在驱替期间跟踪流体前缘十分重要;

◇ 人工比特校正解释为快速的抽汲或波动, 随之而来的自动波动、抽汲补偿可导致不期望的井底压力变化;

◇ 系统在一些情况下将空的块体运动曲解为钻杆柱的运动, 再次引起井底压力的变化;

◇ 将装配和中断钻杆连接的顶部驱动旋转曲解成钻柱转动;

◇ 模型操作必须精确地按照程序进行, 模型一直运行良好, 但是更加简易和更加稳健的用户界面是需要的, 在未来井中将开发使用;

◇ 当不规则地起下钻时, 由于不同流体在钻头处混合, 抽汲多相流是一个巨大的挑战。

当然其中也有一些现象模拟不够准确, 但是压力控制仍然保持在模型限制的范围内。模型计算与预模拟结合在一起, 并且密切监控驱替操作时的立管压力。当观察到井涌或井漏而关井时, 必须为轻质泥浆上的重质泥浆准备一个较长的静态周期。模型中不包括预期的逆流流动。

通过向流动模型的输入操作部分增加逻辑性, 以及向系统的操作部分强加控制条件解决了遇到的问题, 例如, 在大钩的速度和泵速上施加控制条件, 结果是压力得到了很好的控制。

6 实例

6.1 井1

如图1所示, 比例说明了当泵速降低时基于实时模型计算的节流压力是怎样自动增加的。静态时PWD传感器上的计算压力是非常准确的, 而计算的循环压力约高5 bar (1 bar=0.1 MPa) 。这是因为模型基于早期资料进行了过度标定;而未标定的模型在这种情况下更加接近, 但是低于实测压力。PWD的实时信号也有偏差, 高于调整了的原始数据曲线 (绿色) 约15 bar。模型和实时PWD数据之间的差别始终保持在一个相当恒定的数值。这个例子的测试是在套管井中进行的, 流体的流变性很低, 因此摩擦压力损失也比钻8.5 in (1 in=25.4 mm) 井段时小。

在6 h钻进过程中, 节流器在模型控制下自动运行。模型的设定值要求EMW (当量泥浆密度) 在6 178m的测量深度, 意味着除非2~3次轻微的调整模型的设定值外, 在这个深度压力要求保持不变。要求EMW的范围是1.900~1.905g/cm3, 虽然模型在6178m的测量深度时控制压力保持恒定, 但是由于钻柱的轴向运动, 在PWD传感器的位置计算压力变化将近10 bar。在程序的开始为了使计算的PWD压力值匹配PWD的实测数据增加了一个7.5 bar的恒定补偿值。误差的原因可能有几个因素:不精确的输入数据、特殊的流体压力/体积/温度 (PVT) 数据和流变性、不准确的模型, 以及不精确的漂移传感器。在增加补偿值后, PWD的测量和计算压力值保持在实测值上下4 bar的范围内, 大多数时间在2 bar范围内。

这个例子清楚地显示了转动对摩擦压力损失的影响。套管的转速分别在25、60、80 r/min, 模型通过降低2~4 bar的节流压力来补偿所增加的摩擦。实测压力值和计算压力值之间的差别在于计算压力值比实测压力值大了约1 bar, 但是这在允许的误差范围之内。由于起钻的速度很低 (将近0.7m/min) , 所以它的影响很小, 并且抽汲的影响被同一时间钻柱的旋转产生的影响所抵消。

在关井的情况下控制压力在±1.5 bar范围之内, 直到最后完全打开节流阀时压力只是稍有增加。在这个操作过程中选择人工改变节流压力的设定值, 因而当高密度钻井液逐渐充填环空时, 节流压力逐级减小而不是连续变化。利用上面提到的相同补偿值修正计算的PWD压力值;因而三个程序都显示出模型压力值和PWD的压力值在很长的时间内都将保持在一个很小的波动范围内。

6.2 井2

钻第二口井时使用的是与第一口井完全一样的设备和软件, 在井1和井2的测试中都观察到井下压力传感器产生了明显的偏移。所以, 在钻井2之前, 更换了井下工具并且补充了下钻时用于测量结果绘图和计算压力的一个程序。在每500m井深时都会循环一段时间以读取稳定的PWD压力值, 将循环和静止时实测的压力值和模型计算的压力值做成曲线图 (图2) 。确认模型使用的是流体的PVT和流变性数据, 最后所得图形对于在不同井深计算静态和动态压力是非常有帮助的。将它与随钻记录的完整压力数据相结合能够对压力进行很好的控制, 即使PWD传感器再次产生偏移。

在钻井的第一阶段模型和PWD的压力值之间会有偏差, 这是由不正确的模型结构产生的, 最主要的是输入了错误的流变性。模型在修正结构后重新开始运行, 稳定后计算值与PWD传感器实测值保持在2~3 bar的范围内。

钻井2时没有发现PWD传感器产生偏移。

井2中下套管和固井部分也是在MPD模式下进行的。这些具有挑战性的操作涉及到多相流动、复杂的设备和精确的计时, 但最后以良好的固井工作结束。

7 结论

利用一套复杂的压力控制钻井设备在Kvitebjørn油田的两口井成功地钻过了严重衰竭的地层。自动节流系统利用一个先进的水力实验模型给出的压力设定值成功地控制了压力。从模型测试中得出结论:

(1) 信号的可用性和质量比预期的更具有挑战性, 但是测试这个系统时又补充了好的解决方案。

(2) 进行实时输入也具有挑战性, 例如, 由于输入参数是以连续的随机方式变化, 而不是在模拟前就人为地构造好相关的参数。在测试阶段为了解决实时情况下运行的相关问题, 系统作了许多相应的改进。

(3) 准确的输入具有足够修正率的数据也很重要, 例如, 流体的密度和流变性。因此钻进数据记录的改进是利用动态模型的直接结果。

(4) 运行一个动态模型加之对井下压力测量值质量的检测, 以及采用对比和校准方法, 实时模型甚至能够在井下压力信号失效的情况下对压力进行很好的控制。

(5) 在钻井现场与模型专家进行密切交流和合作对于这些早期开发井的成功是至关重要的。当该系统进一步测试和完善后, 模型的远程支持将会更加充分。