Key Technologies for Drilling and Completing Ultra-deep Wells in the Bozi 1 Block of Kelasu Structure
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摘要: 克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井存在上部巨厚砾岩层钻速低、钻井周期长、固井质量差、钻井安全风险高等技术难点。为解决这些技术难点，结合区域地质特征，通过理论分析优化了井身结构，优选了系列钻井提速技术、提出了组合式盐底卡层技术，制定了一系列防漏堵漏技术措施和固井技术措施，形成了克拉苏构造博孜1区块超深井钻井完井关键技术。该技术在B1103井等4口井进行了现场试验，与未应用该技术的邻井相比，机械钻速提高了34.4%，钻井周期缩短了131 d，完井周期缩短了141 d，取得了良好的提速效果。这表明，该技术能够解决博孜1区块超深井钻井完井存在的技术难点，满足博孜1区块安全高效钻井完井的需求，可以在该区块推广应用。Abstract: Technical difficulties such as low ROP, long drilling cycle, poor cementing quality, and high drilling safety risk occur when drilling the upper part of complex ultra-deep wells in the Bozi 1 Block of the Kelasu structure. To break down these problems, a casing program was optimized in terms of regional geological characteristics and theoretical analysis; a series of technologies in ROP enhencment were optimized; combined evaporite bed determine technology was proposed, and a series of antileaking and lost circulation control technical measures and cementing measures were formulated. Consequently, key technologies for drilling and completion of complex ultra-deep wells in Bozi 1 Block of Kelasu structure were formed. The technologies had been tested in four wells including B1103 with an excellent potential for universal applicability. Compared with the neighboring wells using other drilling and completion technologies, there were many positive advances. For example, the ROP was increased by 34.4%, drilling cycle was reduced by 131 days, and completion cycle was cut by 141 days. This showed that the technologies could solve the technical difficulties in drilling and completion of ultra-deep wells reservoirs in the Bozi 1 Block, ensuring safe and efficient drilling and completion. Hence, the key technologies could be widely adopted in this block.
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Keywords:
- ultra-deep drilling /
- ROPenhencment /
- antileaking /
- lost circulation control /
- evaporate bed /
- bed determine /
- Bozi 1 Block
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目前，国内海上油田勘探开发过程中，电缆测井是全面获取地层参数的重要手段，但经常发生电缆或仪器遇阻遇卡等井下复杂情况[1–6]，特别是定向井和深井测井过程中遇阻遇卡更加频繁。其中，电缆粘卡是指在裸眼段进行电缆测井过程中，电缆粘附在井壁上无法上下活动的现象。电缆粘卡的处理比较困难，只能采用费用较高且耗时较长的穿心打捞方式[7–10]，但存在损坏电缆或挤断电缆导致落井的问题，有时会造成地质资料录取不全，甚至井眼报废。电缆粘卡多发生在定点测井作业中，特别是在井斜较大、裸眼井段较长的情况下。南海东部油气田的历史数据统计结果发现，当井斜超过15°、裸眼井段长度超过1 000 m时，定点测井发生电缆粘卡的概率高达40%，造成的损失时间占测井总损失时间的32%，年平均损失费用超过1 000万元。
目前，主要根据井下仪器的马龙头张力（简称CHT）和地面绞车的电缆总张力(简称TTEN)的变化情况来判断井下是否发生电缆粘卡：当地面电缆受力使TTEN发生变化时，如果CHT随着变化，表明电缆正常；如果CHT不变，则表明已发生电缆粘卡；如果用最大安全张力拉电缆时CHT仍然不变，表明电缆已卡死。该过程均依靠人工判断，由于CHT值和TTEN值在绞车系统上均以数字形式实时显示，且显示时间很短，因而经常发生漏掉重要信息而出现误判，导致发生电缆卡死的井下故障[11]。为此，国内外开展了多种电缆防粘卡技术研究，主要是通过设置TTEN阈值，当TTEN测量值超过该阈值时进行报警，但其识别井下电缆粘卡的准确性偏低，不少现场实例证明，当TTEN超过阈值后，电缆已经卡死[12–13]。
针对上述问题，中国海油基于在“黄金3分钟”内实现电缆粘卡智能识别和预警的思路，研制了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统（以下简称可视化预警系统），现场应用27井次，均未发生因电缆粘卡而需要打捞电缆的问题，确保了电缆测井作业的顺利完成，从而缩短了作业时间，降低了作业成本。
1. 电缆粘卡机理及表现特征
电缆粘卡的主要机理为[14–16]：电缆测井时，井眼内钻井液相对静止，当钻井液液柱压力大于地层压力时会使电缆嵌入井壁滤饼中，随着作业时间的增长，滤饼对电缆的吸附力逐渐增大，上提下放电缆的摩擦阻力也随之增大，当电缆的最大拉力小于电缆的摩擦阻力时，即发生电缆粘卡。当电缆上提下放的速度非常缓慢时，特别是在测压取样、井壁取心或其他原因导致电缆静止不动时，很容易发生电缆粘卡；如果再遇到井斜偏大或井眼不规则等情况，就更容易发生电缆粘卡。
南海东部某油田A探井地层测试时的电缆张力监测结果如图1所示，通过对比分析该井CHT曲线和TTEN曲线的相关性，可以直观判断井下电缆的状态：当CHT曲线和TTEN曲线同步发生变化时，说明井下电缆处于正常状态；当TTEN曲线发生变化而CHT曲线的变化滞后、幅度减少时，说明发生电缆粘卡（即电缆处于异常状态）；当TTEN曲线发生变化而CHT曲线不发生变化，说明发生电缆粘卡，且处于卡死状态。
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图 1 南海东部某油田A井地层测试时电缆CHT和TTEN曲线变化特征Figure 1. Variation characteristics of CHT and TTEN curves under three states of cable sticking由图1还可以看出，井下电缆从异常状态到卡死状态需要一定的时间，不同井深及井斜、不同仪器及钻井液的条件下，电缆状态的变化过程相似，但经历的时间长短不等。实例统计发现，当发生电缆异常时，若不立即采取解卡措施，基本在3 min后电缆就会完全卡死，即电缆解卡存在“黄金3分钟”。人工判断和处理电缆粘卡时很难把握好“黄金3分钟”，导致电缆粘卡故障频繁发生。
2. 电缆粘卡可视化预警系统的研制
根据电缆测井时CHT和TTEN曲线的变化特征，应用动力学模型，结合数学算法，并采用合适的硬件实现原始数据的采集监测，中国海油研制了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统，能够智能判断井下电缆的3种状态（即正常状态、异常状态和卡死状态），并发出相应的报警。
2.1 预警算法研究
2.1.1 数据预处理
由于海上作业受潮汐、海浪、作业环境等影响，实时监测的CHT曲线会出现一些波动，直接使用CHT原始数据会影响分析结果，需要先进行低通滤波处理，使CHT曲线变得平滑，如图2所示。
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图 2 低通滤波前后CHT曲线对比Figure 2. Comparison of tension curves before and after low-pass filtering2.1.2 预警参数确定
经过多种数据分析方法的反复尝试，发现采用经典的皮尔斯相关性分析方法计算CHT和TTEN的相关性，可以反映张力数据的变化与电缆粘卡的关系。为此，采用该分析方法对滤波后的CHT和TTEN数据进行分析。首先设置窗长为N，分别对CHT取值并记作X1，X2，…，XN，对TTEN取值并记作Y1，Y2，…，YN；设MX、MY分别为系列XN、YN的平均值，则CHT和TTEN数据的方差Vx、Vy的计算公式为：
Vx=∑Nk=1(Xk−Mx)2N (1) Vy=∑Nk=1(Yk−My)2N (2) 式中：Vx为CHT数据的方差；Vy为TTEN数据的方差。
CHT和TTEN数据的标准差Sx、Sy的计算公式为：
Sx=√Vx (3) Sy=√Vy (4) 式中：Sx为CHT数据的标准差；Sy为TTEN数据的标准差。
CHT和TTEN数据的协方差Cxy的计算公式为：
Cxy=∑Nk=1(Xk−Mx)(Yk−My)N (5) CHT和TTEN数据的相关系数C的计算公式为：
C=CxySxSy (6) 利用某井井深1 215.75 m处测点的CHT和TTEN数据，分别选择窗长N为20点（5 s）、40点（10 s）、60点（15 s）、80点（20 s）和120点（30 s）计算相关系数C，分别记作C20、C40、C60、C80和C120，结果如图3所示。从图3可以看出，C20曲线无法反映CHT和TTEN数据的变化情况，不能识别电缆状态；C40、C60、C80和C120曲线在5个标注区域内的变化情况不一样，在Ⅱ区域（正常状态）内C值最高，在Ⅰ区域（异常状态）内C值中等，在Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ区域（卡死状态）内C值最低。可见，相关系数C能够反映电缆粘卡状态，故将相关系数C作为电缆粘卡预警参数。
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图 3 某井井深1 215.75 m处测点CHT和TTEN数据在不同窗长N下的相关系数C曲线Figure 3. Comparison of curve C of correlation coefficient calculated with different window length N of 1215.75m measurement point data由图3还可以看出，C40、C60、C80和C120曲线在标注区域内变化趋势相似，但N值越大，C曲线越平滑或出现折线，即分辨率降低，故需要优选N值以计算出相对准确的C值，确保预警的准确性。
将图3中Ⅰ区域的数据按比例放大，如图4所示，TTEN曲线有4个峰值，反映共刺激电缆4次，其中C40的峰值明显，与TTEN峰值一致，并在第2、3、4次刺激电缆时出现双峰，说明C40对电缆粘卡的分辨率高；C60、C80、C120在4次刺激电缆的期间均为单峰，且C80在第3次刺激电缆时峰值较低（低于0.5），与Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ区域（卡死状态）的峰值接近，说明C80不能准确识别电缆粘卡状态。
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图 4 利用Ⅰ区域数据计算的不同窗长N下的相关系数C曲线Figure 4. Comparison diagram of C curve of correlation coefficient calculated from the data in the first section of 1215.75m measuring point将图3中的Ⅱ区域数据按比例放大，如图5所示，TTEN曲线有2个峰值，反映共刺激电缆2次，其中C40的峰值明显，与TTEN峰值一致，说明C40对电缆粘卡的分辨率高；C60、C120在第1次刺激电缆期间没有明显的峰值，且低于0.5，与Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ区域（卡死状态）的峰值接近，说明C60和C120不能准确识别电缆粘卡状态。所以，窗长N优选40点（10 s），即优选C40作为电缆粘卡预警参数。
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图 5 利用Ⅱ区域数据计算的不同窗长N下的相关系数C曲线Figure 5. Comparison diagram of correlation coefficient C calculated from the second section of the 1215.75m measuring point2.2 预警策略的制定
2.2.1 预警参数阀值优选
近几年南海东部钻井情况统计表明，19口井累计发生174次电缆粘卡，根据这些井的实测数据计算相关系数C，按区间分类并统计对应的实际电缆粘卡状态，结果如表1所示。由表1可以看出，当C值小于0.6时，电缆处于卡死状态；当C值大于0.9时，电缆处于正常状态；当C值在0.6～0.9之间时，电缆处于异常状态。因此，优选预警参数阀值C1为0.6、C2为0.9。对于新钻井，可以根据其电缆粘卡情况进行计算分析，自动更新预警阀值。
表 1 19口井发生电缆粘卡时的相关系数C统计情况Table 1. Analysis and statistics of correlation coefficient C when cables are stuck相关系数C 累计次数 电缆状态 风险级别 措施 电缆最终状态 0～0.1 56 卡死 高风险 解卡 卡死 0.1～0.2 34 卡死 高风险 解卡 卡死 0.2～0.3 12 卡死 高风险 解卡 卡死 0.3～0.4 3 卡死 高风险 解卡 卡死 0.4～0.5 3 卡死 高风险 解卡 卡死 0.5～0.6 2 卡死 高风险 防卡 卡死 0.6～0.7 3 异常 中风险 防卡 正常 0.7～0.8 9 异常 中风险 防卡 正常 0.8～0.9 4 异常 中风险 防卡 正常 0.9～1.0 44 正常 低风险 无 正常 2.2.2 预警逻辑及策略
电缆粘卡预警策略是全程实时计算CHT和TTEN数据的相关系数C，并根据预警参数阀值C1和C2将电缆粘卡预警风险划分为高风险（C值小于C1值）、中风险（C值在C1～C2之间）和低风险（C值大于C2值）3个级别。当电缆处于低风险时，继续测井作业；当电缆处于中风险时，立即采取防卡措施，如增大电缆的活动幅度、加密电缆活动频率等，抓住“黄金3分钟”避免电缆卡死，将电缆状态降至低风险；当电缆处于高风险时，电缆已经卡死，应根据作业情况迅速决策，如果是取样作业，应立刻取样，解封，进入解卡程序，或者采用最大安全张力拉动电缆尝试解卡，若无法解卡，则只能进入电缆打捞程序。
2.3 电缆粘卡可视化预警方式
WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统具有电缆及绞车的数据采集、实时监控、电缆粘卡智能预警等功能，采用可视化界面，张力监测功能得到改进，如图6所示。该预警系统与中海油服、斯伦贝谢、贝克休斯等电缆测井仪器均可兼容，现场应用时，在测井仪器RS232接口增加WIFI通讯模块，将CHT、TTEN和井深等数据通过无线方式发送至安装预警系统软件的计算机，实现电缆粘卡的实时监控与预警。
预警方式有两种。一是颜色预警，即在绘图区设置“STICK”电缆粘卡指示区，用绿色、黄色、红色分别代表低风险、中风险和高风险，见图6。二是语音预警，当“STICK”指示区为黄色时，系统会同时发出报警声，提醒工程师电缆处于异常状态，为中风险，需要在“黄金3分钟”内迅速采取防卡措施，将中风险降低至低风险状态，“STICK”指示区变为绿色，报警声消除。如果处理不当或不及时，导致情况持续恶化，预警系数C小于阀值C1，“STICK”指示区变为红色，系统同时发出强烈的报警声，提醒工程师电缆已经卡死，应迅速采取解卡措施。
测井系统一般会以数字形式实时显示井深、张力等数据，但仅仅依靠这些实时显示的孤立数据，工程师很难发现张力的变化趋势和细小变化，不能准确判断井下电缆状态。为此，电缆粘卡可视化预警系统可视化界面在保留数字显示功能的同时，还以虚拟表盘和曲线形式来显示张力（如图6所示）。虚拟表盘的指针随张力的变化左右摇摆，能够直观展示张力的变化；张力曲线的波动能够直观展示张力变化趋势，有助于工程师判断井下电缆状态。预警软件会自动分析张力曲线的变化趋势，并自动分析判断电缆状态。安装有电缆粘卡可视化预警系统的计算机也具体存储数据的能力，便于数据的存储和读取。
3. 现场应用
目前，南海东部探井进行电缆测井作业时已累计应用WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统27井次，均未发生因电缆粘卡而打捞电缆的问题，实现探井电缆测井作业连续3年“零打捞”。 下面以2口井为例介绍该预警系统的应用情况。
3.1 大斜度井XJ−1Sa井
南海东部XJ−1井成功发现油气显示，但受断层阴影带影响，不能落实圈闭规模。为此，部署了大斜度井XJ−1Sa井，钻至井深3 048.0 m完钻，最大井斜35.46°，裸眼井段长2 042 m，预计压差大于6.8 MPa。该井设计在井深2 427.0 m处（井斜33.81°）进行大尺寸旋转井壁取心作业，易出现电缆粘卡等井下故障，属于定点高风险作业，为此，取心作业过程中应用了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统。
取心仪器定位在井深2 427.0 m处旋转井壁取心约9 min，然后通过电缆下放取心仪器，TTEN曲线（蓝色曲线）随电缆下放深度（即井深，红色曲线）明显降低，但CHT曲线（绿色曲线）几乎不变化，预警系统计算相关系数C小于0.6，在“STICK”指示区发出红色警示信号，同时发出强烈的报警声，提示电缆处于高风险状态（见图7）。现场工程师迅速制定解卡方案，加密电缆活动频率，加大活动范围，间隔1～2 min连续3次活动电缆后，CHT和TTEN曲线变化趋势基本恢复一致，“STICK”指示区变为绿色（即低风险状态，见图7）。6 min后再次刺激电缆测试电缆粘卡情况，“STICK”指示区仍为绿色（即低风险状态）。后续取心过程中，根据电缆粘卡情况，严格控制单次取心时间不超过6 min。XJ−1Sa井最终成功获取16颗岩心，平均心长5.25 cm，圆满完成井壁取心任务，且未出现电缆粘卡问题。
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图 7 XJ−1Sa井井深2 427.0 m处取心过程中电缆粘卡预警图Figure 7. Cable sticking warning diagram in 2427m coring process of XJ-1Sa well3.2 PY−2d井
PY−2d井是位于PY构造的1口斜井，主要目的层受控于晚期控圈断裂，高点从浅到深向北迁移。该井完钻井深2 350.0 m，最大井斜41°，扭方位20.23°，井眼整体呈“S”形。该井设计在ϕ311.1 mm井眼电缆测井时进行地质取样，根据以往类似井取样经验，预测发生电缆粘卡的概率极大。为此，该井在电缆测井时除了充分做好电缆防卡措施及打捞准备外，还应用了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统。电测取样过程中，采取加大电缆活动幅度、缩短电缆活动时间间隔等措施，并根据预警系统的实时预警情况，采取连续不间断活动电缆等操作，作业过程中共监测到15次电缆粘卡中风险、1次电缆粘卡高风险，最终均在“黄金3分钟”内迅速解决，未发生电缆卡死的问题，完成39个井深点测压、2个井深点取样的井下作业，泵抽346 min，井壁取心34颗岩心，并且均是一次性高效完成。
4. 结 论
1）通过计算电缆测井时马龙头张力CHT和电缆总张力TTEN的相关系数，分析其与电缆粘卡状态之间的关系，提出了将相关系数作为电缆粘卡预警参数的方法，并建立了按低、中、高3个风险等级进行电缆粘卡风险评估的标准及预警方法。
2）WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统能够基于实时采集的电缆张力数据，实现电缆粘卡的颜色、声音实时预警，避免了因识别电缆粘卡风险不及时、不准确定导致电缆卡死的作业风险。
3）在南海东部探井的现场应用结果表明，WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统能够准确及时识别电缆粘卡并作出预警，确保在“黄金3分钟”内采取有效防卡解卡措施，大幅度提高了复杂情况下裸眼电缆测井作业的一次成功率。
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表 1 钻井参数优化结果
Table 1 Optimization results of drilling parameters
开次 优化
前后泵压/
MPa排量/
（L·s–1）钻压/
kN转速/
（r·min–1）二开 优化前 20～24 40～50 60～120 60～85 优化后 25～30 47～77 100～180 80～100 三开 优化前 20～26 35～45 80～140 60～90 优化后 25～30 39～56 120～200 80～110 
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表 2 应用新技术后的钻井完井指标统计结果
Table 2 Statistical results of drilling and completion indexes after application of the new technologies
井号 井深/m 钻井周期/
d完井周期/
d平均机械钻速/
（m·h–1）B1-2 7 098 365 385 1.92 B1T 6 998 359 385 2.03 B1103 7 242 345 368 2.25 B1104 7 299 355 378 2.12 平均 7 159 356 379 2.07
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百度学术
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