A New Thermal Fluid Coupling Temperature Inversion for the Formation Characteristics of High-Yield Wells
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摘要:
高探1井试油时，井底流体温度随着产量增大而升高，而现有测试资料分析方法无法解释该现象。为此，根据质量和能量守恒方程，考虑高温流体在地层中的渗流规律和在井筒内的流动规律、渗流和流动时的传热，建立了储层和井筒的热流耦合模型，利用该模型分析了温度瞬态数据，反演了高产井地层温度。高探1井的生产压力和温度数据反演结果表明，反演得到的温度曲线与实测温度曲线吻合良好，可以解释井底流体温度随产量升高的现象。研究表明，高产井地层特征温度反演方法能够定量分析地层热力学和渗流参数、确定高产井流体的产出位置，为生产管柱安全评价、现场生产决策、油藏认识和储量计算提供了理论依据。
Abstract:It was found during the oil test of Well Gaotan-1 that the temperature of bottomhole fluids increased with production, which cannot be explained by existing test data and analysis methods. Therefore, based on the conservation equations of mass and energy and according to the seepage flow law of high-temperature fluid in the formation, the flow law in the wellbore and the heat transfer during the seepage and flow, a model of thermal flow coupling between the wellbore and reservoir was established, and a method for inversion of formation temperature in high-yield wells was proposed by analyzing transient temperature data. This method was used to invert the production pressure and temperature data of Well Gaotan-1, and the temperature curve of the inversion was highly consistent with the measured temperature curve of Well Gaotan-1, which explained the phenomenon that the bottomhole fluid temperature increased with the production. The study indicated that the proposed new method for the inversion of formation characteristic and temperature of high-yield wells could quantitatively analyze the formation thermodynamics and seepage parameters, and in that way, determine the fluids producing location of high-yield wells, and provide important basis for production string safety appraisal, field production decision-making, reservoir recognition and reserves calculation.
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Keywords:
- high-yield well /
- thermal flow /
- coupling /
- temperature /
- inversion /
- mathematical model /
- Well Gaotan-1
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塔里木盆地面积56×104 km2，油气远景资源量258.89×108 t油当量，其中石油118.54×108 t、天然气17.61×1012 m3[1–2]。台盆区块勘探开发主要分布在奥陶系碳酸盐岩领域，顺北、塔河是其中具有代表性的2大油气富集区[3–4]。顺北碳酸盐岩储层埋深7 300～8 700 m，主要特征为高温高压（155～200 ℃，86～170 MPa）、北油南气、中高含酸性气体。塔河地区奥陶系一间房组和鹰山组为目前主要的勘探目的层位，平均埋藏深度超过5 500 m。台盆区块超深井井身结构主要设计为三级或四级结构水平井，最后一开井眼直径多为165.1，149.2或120.7 mm，属于超深小井眼范畴[5–7]。小井眼段往往地层可钻性差，研磨性强；井眼温度高，对钻井液高温稳定性和井下工具耐温性能要求高[8]；井眼直径小，钻具易变形导致钻压传递困难，摩阻扭矩大[9]；小井眼环空间隙小，井控风险高[10]。
国内学者针对超深小井眼已经开展了相应研究。李亚南等人[11]采用降摩减阻措施及研选钻井液等手段，解决了摩阻大和钻井液稳定性差的问题，顺利完成顺北评2H井侧钻。康鹏等人[12]根据哈702C井四开井段ϕ104.8 mm小井眼定向钻进施工情况分析小井眼定向难点，提出针对工艺和工具的改进措施。刘彪等人[3]利用室内试验，制定了超深小井眼防漏防塌技术措施，通过分析大角度螺杆的造斜率和采用双增式井眼轨道，降低了小井眼段的井眼轨迹控制难度。孙明光[13]通过优化井身结构，尝试解决小尺寸井眼循环温度高、井下仪器失效率高的问题。国内学者的研究，在一定程度上为解决超深小井眼钻进难题做出了贡献。
基于上述技术背景，笔者优选了适用于塔里木盆地地质条件的超深小井眼钻头和小尺寸耐高温井下动力钻具，研发了小尺寸井下降摩减阻工具，完善了抗高温钻井液体系和钻进产层时喷漏同存情况下的压井工艺，最终形成了塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术，现场应用证明效果良好，达到了预期目标。
1. 钻井工程技术挑战
小井眼钻柱尺寸小、刚度低、环空间隙小，加剧了塔里木盆地常规尺寸井眼超深层钻进面临的钻速低、井下温度和压力高、井控难和摩阻大等问题，具体表现在以下5方面。
1）地层岩性复杂，机械钻速低、钻头使用寿命短。硅质团块在塔里木盆地超深井段奥陶系地层中的分布具有非均质性和随机性，其质地较硬，可钻性较差[14]。桑塔木组地层抗压强度70～110 MPa，可钻性级值5～6，属于中硬—硬地层[15]。钻进过程中钻头保径齿与切削齿磨损严重，导致钻头使用寿命短、机械钻速低。例如，罗西1井四开ϕ120.7 mm井眼进尺555 m，使用17只钻头，平均机械钻速仅有1.28 m/h。
2）井下温度高，螺杆钻具故障多、使用寿命短。塔里木盆地超深井井底静止温度一般可达160 ℃，实钻循环温度超过150 ℃。井下高温环境加快橡胶老化，易导致螺杆脱胶，同时对工具稳定性是巨大考验[16]，造成部分螺杆钻具脱扣。如罗西1井钻至井深6 497.16和6 778.37 m时出现憋泵现象，起钻后发现螺杆壳体脱扣，传动轴与球柱连杆脱扣，螺杆下部外筒、传动轴总成及钻头落井。
3）钻柱刚度低，易屈曲，摩阻扭矩大。塔里木盆地小尺寸井眼钻进时摩阻扭矩大，主要原因：a. 钻具尺寸小，导致刚度低，更容易发生屈曲，也更容易贴在井眼低边；b. 顺北等区块多采用中短半径水平井进行开发，以实现高效沟通储集体，导致造斜率高；c. 深井钻井中，钻井液排量低，井眼清洁困难，易形成岩屑床等[17]。例如，SBP1H井钻至井深8 304 m时扭矩突然增大至24 kN·m，导致转盘被蹩停，上下活动钻具发现，钻具上提摩阻达300 kN，下放摩阻达280 kN。摩阻扭矩大，不仅影响钻进速度，还会影响定向钻进效果，导致实钻造斜率难以满足设计要求。
4）井底温度高，钻井液稳定性差。高温对钻井液性能带来了严峻考验。高温作用下，钻井液中的黏土颗粒，特别是膨润土颗粒分散度进一步增加，使颗粒浓度升高、比表面增大。当膨润土颗粒浓度高至某一数值时，钻井液会丧失流动性而形成凝胶。同时，高分子有机处理剂的分子链在高温作用下发生断裂降解，也会影响钻井液性能[18]。
5）钻进储层时存在喷漏同存问题，处理难度大。塔河油田与顺北油气田分别以岩溶洞穴和走滑断裂伴生缝、洞作为主要储集空间[19–23]，该类储层裂缝、孔洞的连通性非常好，存在开泵漏失、停泵溢流的特点[18]。满深71井四开钻至井深7 944.20和8 003.44 m时发现全烃急速升至30.20%和58.85%，说明高压油气侵入了钻井液。控压钻至井深8 264.10 m发生井漏，至完钻累计漏失钻井液1 323.07 m³。顺托1井四开钻至井深7 704.22 m（一间房组，岩性灰岩）时，全烃由0.561%升至30.43％，循环观察，气测全烃升至99.999％，继续钻至井深7 860.03 m时发生溢流。顺北44X井在井深7 986.85和7 999.71 m分别发生井漏，累计漏失钻井液95.6 m³。尤其是顺北8号条带气油比高，钻进期间气侵严重，发生失返性漏失时降密度空间受限，控压难度大，井控风险高，持续漏失增加了储层污染风险，严重制约了储层安全高效钻井。
2. 提速提效关键技术研究
针对塔里木盆地超深小井眼遇到的技术挑战，开展了小井眼钻头和井下动力工具优选、降摩减阻工具和抗高温钻井液研发及喷漏同存压井技术研究等技术攻关。
2.1 小尺寸钻头优选
对比发现，现场用各类钻头对硅质团块适应性参差不齐，有的钻头在钻进含硅质团块地层时效果突出，机械钻速可达5.50 m/h，满足施工要求。因此，总结分析小尺寸钻头使用情况，优选小尺寸钻头型号，解决部分钻头钻速低、使用寿命短的问题。由于塔里木盆地小尺寸钻头使用数据丰富，采用统计分析法进行钻头选型。统计了塔里木盆地34口井、160余只钻头的使用情况，计算了各类钻头的平均进尺和标准行程钻速，制作了平均进尺、标准行程钻速散点图（见图1，图中虚线为平均值线），利用其评价各类钻头在该类地层的破岩效率。
行程钻速是一个起下钻循环内单位时间的进尺，是决定一个钻头合理工作时间的技术指标。而标准行程钻速是将各钻井参数进行归一化处理后的结果，消除了各钻井参数的影响。
vsta=−KK−RR−LLv (1) 式中：
vsta 为标准行程钻速，m/h；v 为行程钻速，m/h；K为钻压，kN；ˉK 为平均钻压，kN；R为转速，r/min；ˉR 为平均转速，r/min；L为排量，L/s；ˉL 为平均排量，L/s。优选出了适用于塔里木盆地一间房组和鹰山组高效钻进的小尺寸钻头。其中，ϕ165.1 mm井眼选用KS1352DGR型和KM1362ADR型钻头，ϕ149.2 mm井眼一间房组选用 KS1352DGRX型钻头、鹰山组选用KS1352DGRX型和KM1362ADR型钻头；ϕ120.6 mm井眼选用KDM1062TR型钻头。
2.2 井下动力钻具优选
针对超深小井眼钻井中因高温导致的螺杆钻具出现脱胶脱扣的问题，调研了国内外耐高温螺杆钻具现状（见表1），结合顺北前期已完钻井螺杆钻具使用情况，尤其是罗西1井、顺北12条带等螺杆钻具使用中存在的问题并考虑经济性，作如下推荐：当井底温度低于180 ℃时，推荐使用国产抗高温螺杆；当井底温度高于180 ℃时，推荐使用全金属螺杆或进口耐高温螺杆。
表 1 国内外耐高温螺杆统计结果Table 1. Chinese and foreign high temperature-resistant screws材质 公司 橡胶代号 最高适应温度/℃ 橡胶 威德福 Everheat系列 204 斯伦贝谢 HT-HR 190 贝克休斯 190～200 国民油井 UF180、280XT 190 哈里伯顿 190 Roper pump ER2-HR 193 Roper pump Dragonslayer HP 218 立林 ZGYN-180 180 全金属 加拿大TOT 200～250 德国 200～500 2.3 小尺寸水力振荡器研发
水力振荡器可以激发钻具振动和推动钻具蠕动前行，从而提高钻井过程中的钻压传递效率，降低钻具与井壁间的摩阻。针对塔里木盆地超深小井眼钻进的需求，以小尺寸、耐高温、低压耗、长使用寿命为目标，研发了适用超深小井眼的小尺寸水力振荡器。采用低压耗节流盘阀结构，设计了马达转子，优化了复位碟簧结构和配合方式以及推进总成活塞密封机构，优选了马达和抗高温橡胶密封圈，提高了水力振荡器的安全性、可靠性，延长了其使用寿命，提高了长水平段的适应性。设计了适用于小井眼的ϕ88.9 mm和ϕ120.7 mm两种尺寸的水力振荡器，建立模型优化了水力振荡器的安放位置，制定了水力振荡器的使用操作规程。图2为ϕ120.7 mm水力振荡器的结构。
2.4 抗温200 ℃钻井液研发
针对塔里木盆地超深小井眼地层易漏失、钻井液沉降稳定性差和CO2污染严重等问题，优选抑制剂提高井壁稳定性，以合理的钻井液密度钻开地层；优选抗高温处理剂，进行配伍性试验，确保钻井液高温流变性稳定；补充烧碱，维持钻井液的pH值，加入氯化钙，维持钻井液中钙离子的浓度，提高抗酸根离子污染能力。同时，合理调整胶液配方，严格控制膨润土含量和低密度固相含量，控制钻井液黏切。最终以抗盐高温高压降滤失剂，抑制剂和磺化褐煤SMC等为核心处理剂，通过研选除氧剂等，形成了抗温200 ℃钻井液。
抗温200 ℃钻井液老化前后的基本性能如表2所示。从表2可以看出，该钻井液在200 ℃高温下老化48 h性能稳定，流变性良好。由室内复合盐水浆滤失试验可知，该钻井液具有良好的抗盐钙污染能力，可提高钻井液钙离子容量，除掉碳酸根离子和碳酸氢根离子的污染。
表 2 抗温200 ℃钻井液老化前后的基本性能Table 2. Basic Properties of drilling fluid system before and after aging with a temperature resistance of 200 °C条件 表观黏度/（mPa·s） 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量1）/mL 初切 终切 室温/48 h 50.0 40.0 10.0 4.0 5.0 1.0 8.2 200 ℃/48 h 62.5 54.0 10.5 3.0 6.0 1.6 12.0 注：1）高温高压滤失量为180 ℃条件下测试结果。 2.5 产层钻进喷漏同层情况下的压井工艺制定
塔里木盆地喷漏同存产层井控存在以下特点：1）储层为一间房组、鹰山组，储集体以洞穴为主，其次为孔洞、裂缝；2）压力窗口窄，“溢漏同存”普遍存在，井控风险大；3）储层气体活跃，气液置换严重，出入口钻井液密度差大，气测基值高；4）超深、高温、高压、高密度、小井眼，循环压耗高，钻井井底压力波动大。针对塔里木盆地裂缝性储层特点，钻井液密度降至工程设计的密度下限，控制井口压力低于5 MPa，优化钻井液排量，降低环控压耗，在控制漏失量不超过50～60 m3/d的情况下，进行强行钻进。同时，推进电动节控箱、耐冲蚀节流阀等井控关键装备的更新换代。基于以上考虑和准则，制定了包括井漏、溢流、异常高压和控压钻井等15种井控异常工况的预防和处置措施。
3. 现场应用
3.1 总体应用情况
塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术在中国石化西北工区5口井进行了现场应用，均取得了良好效果，解决了存在的难题（基本应用情况见表3）。5口应用井较邻井小井眼段机械钻速平均提高了113.24%，平均井径扩大率为5.73%；小井眼段实际钻井周期相较设计累计缩短了59.2 d，平均钻井周期缩短了35.03%；井下故障及复杂情况时效（简称复杂时效）明显降低，小井眼段均未出现井下复杂情况。
表 3 塔里木盆地小井眼关键技术应用井基本情况Table 3. Basic situation of wells applying slim-hole key technology in Tarim Basin井号 项目区域 井深/m 完钻层位 小井眼段应用效果 设计 实际 设计钻井
周期/d实际钻井
周期/d节约钻井
周期/d钻井周期
缩短，%复杂
时间/h复杂时效，% 顺北1-X 顺北 8649.37 8765.00 鹰山组 29.00 22.88 6.21 21.10 0 0 TH-X 塔河 6729.50 6725.22 奥陶系 14.00 9.61 4.39 31.36 0 0 顺北5-X 顺北 8481.45 8475.00 鹰山组 37.00 25.41 11.59 31.32 0 0 顺南X侧 顺北 7245.50 7246.00 鹰山组 61.00 36.54 24.26 40.10 0 0 顺北8-X 顺北 8310.48 8110.00 鹰山组 28.00 15.36 12.64 45.14 0 0 3.2 顺北8-X井应用概况
3.2.1 应用过程
顺北8-X井是一口四开开发水平井，完钻井深8 110.00 m，设计钻井周期163.00 d，实际钻井周期137.83 d，完钻层位为奥陶系中统鹰山组，达到了设计要求。根据设计要求，四开采用ϕ165.1 m钻头钻进，采用裸眼完井方式。稳斜段选用KS1352DGRX型钻头与5LZ120×1.5°−180 ℃抗高温螺杆配合进行钻进。
四开井段主要钻遇奥陶系一间房组、鹰山组地层，目的层泥晶灰岩缝洞发育，钻进中可能发生井漏和井涌等井下复杂情况。应注意防漏、防涌、防喷。目的层井温较高，注意增强钻井液的抗温稳定性能。采用扫水泥塞的钻井液，使用固控设备清除固相，振动筛使用150目以上筛布。正常钻井过程中采用研发的抗温200 ℃钻井液，保持了钻井液的稳定性，保证了井眼的清洁效果。顺北8-X井钻至井深7 888.58 m（鹰山组）时，出口流量由37.67%提升至41.00%，全烃由0.97%提升至35.21%，说明存在高压储层，造成油气侵入钻井液。根据喷漏同存压井工艺措施，钻井液密度保持1.25 kg/L，井口压力控制在1.5～3.0 MPa强行钻进，钻进期间立压稳定。采用控压+环空重浆帽的方法进行起下钻作业。
3.2.2 应用效果
顺北8-X井四开井段最大井径位于井深7 661 m处，井径为197.6 mm，井径扩大率为19.69%。最小井径位于井深7 220 m处，井径为168.4 mm，井眼扩大率为1.2%。四开井段平均井径为170.9 mm，平均井径扩大率为3.53%，满足完井等后续处理要求。
顺北8-X井四开小井眼钻进过程中，复杂和故障时效均为0；四开井段正常钻进450 m，纯钻时间147 h，实际机械钻速3.06 m/h，与邻井（顺北8-2X井）相比，提高了81.64%（见表4）。
表 4 顺北8-X井与邻井小井眼段钻速对比Table 4. Comparison of ROP in slim-hole sections of Well Shunbei 8-X with adjacent wells井号 开钻次序 入井深度/m 出井深度/m 实际纯钻时间/h 实际进尺/m 实际机械钻速/（m∙h−1） 顺北8-X 四开 7 660 8 110 147.0 450 3.06 顺北8-2X 四开 7 296 8 396 652.7 1 100 1.69 顺北8-X井四开小井眼段实际钻井周期14.65 d，与设计的钻井周期（28.00 d）相比，缩短了13.35 d，钻井周期缩短率达47.68%。
4. 结论与建议
1）开展了钻头和抗高温螺杆优选，以及抗高温钻井液和小尺寸水力振荡器研发等技术攻关，形成了适合于塔里木盆地碳酸盐岩孔洞型和裂缝性−孔洞型储层的超深小井眼定向钻井提速提效关键技术。
2）塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术，解决了机械钻速低、钻头使用寿命短、常规螺杆钻具脱胶脱扣、钻井液稳定性差以及产层喷漏同存等难题。
3）为进一步实现塔里木盆地超深小井眼提速提效，建议加强适应塔里木盆地地质条件的个性化钻头研发，建立钻进过程风险评估预警技术体系，进一步提升高温螺杆性能，并加大现有配套技术的推广应用力度。
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图 3 典型烃混合物的Joule-Thomson效应
Figure 3. Joule-Thomson effect of typical hydrocarbons mixture
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图 5 高探1井井底流体温度与产量关系的拟合曲线
Figure 5. Fitting curve of relationship between bottomhole fluid temperature and production in Well Gaotan-1
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图 6 高探1井关井后的井底温度–压力曲线
Figure 6. Bottomhole temperature-pressure curve after shut-in of Well Gaotan-1
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图 7 反演双对数温度曲线及其导数曲线与实测双对数温度曲线及其导数曲线的拟合
Figure 7. Fitting of inversed double logarithmic temperature curve and its derivative curve with measured double logarithmic temperature curve and its derivative curve
表 1 不同产量下井底流体温度的预测值与实测值对比
Table 1 Comparison on the predicted and measured values of bottomhole fluid temperature at different yields
产量/（m3·d–1） 井底流体温度/℃ 相对误差，% 实测 预测 398.70 147.192 148.103 0.619 511.00 149.357 150.004 0.433 619.10 151.557 151.834 0.183 676.80 153.408 152.811 0.389 809.28 155.851 155.054 0.511 
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