Key Cementing Technologies for an Ultra-Deep Extended Reach Well in Enping 21–4 Oilfield, Eastern South China Sea
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摘要:
南海东部恩平21−4油田A1H井是一口超深大位移井，ϕ244.5 mm套管下深达8 125.00 m，裸眼段长5 125.00 m，裸眼段水平位移5 093.17 m，套管下入难度大；且实钻穿越3个断层，固井漏失风险大，固井质量难以保证。为攻克该井固井技术难点，研发了套管附件磨损评价装置，并进行了入井附件的评价优选，为安全顺利下入套管提供了技术保障；利用循环摩阻精准计算技术，实现了作业期间井筒内压力的准确控制与浆柱结构的优化设计，降低了固井漏失风险；应用双重悬浮超低密度低摩阻首浆和高固相低黏高切尾浆水泥浆，确保井内流体流变性合理匹配，提高了固井顶替效率；通过温度压力耦合计算技术准确评估了井底循环温度，为水泥浆试验提供了合理的温度。通过综合应用各项固井关键技术，恩平21−4油田A1H井固井施工顺利进行并取得成功，为该海域超深大位移井固井提供了技术保障。
Abstract:Well A1H in the Enping 21–4 Oilfield in the eastern South China Sea is an ultra-deep extended reach well. ϕ244.5 mm casing can reach a depth of 8 125.00 m, with an open hole length of 5 125.00 m and a horizontal displacement of 5 093.17 m in the open hole section, suggesting challenging casing running. Three faults were encountered during actual drilling, which heightened risks of cementing loss and compromised cement quality assurance. In order to overcome the technical problems for cementing in Well A1H, the wear evaluation device of casing accessories was developed, and the evaluation and optimization of drilling accessories were completed, which provided technical support for safe and smooth casing running. The precise calculation technology of circulating friction was used to realize the accurate control of wellbore pressure and the optimal design of the slurry column structure during the operation, effectively reducing the risk of cementing loss. A dual-suspended ultra-low-density and low-friction lead slurry and a high-solid content, low-viscosity, and high-cut tail slurry were employed to ensure that the fluid rheology in the well was properly matched, improving cementing displacement efficiency. Temperature-pressure coupled calculation accurately evaluated bottomhole circulating temperature, offering rational temperature parameters for cement slurry tests. Through the integrated application of these key cementing technologies, the Well A1H in the Enping 21–4 Oilfield achieved smooth cementing operations. This case provides technical support for cementing ultra-deep extended reach wells in the sea area.
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南海东部恩平凹陷近年来勘探成果显著，探明石油地质储量突破1×108 t[1]。其中，恩平21−4油田韩江组和珠江组构造是受近东西走向南倾正断层F4控制的、位于断层上升盘的断鼻构造，构造近东西走向，上下层继承性好，构造幅度较低；文昌组构造是受一组北东—南西走向北倾断层复杂化的断背斜构造，构造为北东—南西走向，构造幅度较大。该油田主要油层位于珠江组上段，发育7个油藏，主要为构造油藏，底水驱动和边水驱动，主力油藏东部受2条反向断层影响。
恩平21−4油田A1H井是主力油藏的一口开发井，完钻井深9 508.00 m，水平位移8 689.00 m，是中国海油完钻最深的大位移井。该井四开井眼直径311.1 mm，采用ϕ244.5 mm套管封固，套管下入深度8 125.00 m，裸眼段长5 125.00 m。该井实钻时钻遇3个断层，钻进期间发生漏失。随着井深增加，套管下入难度及固井难度呈指数级增加，长距离旋转下套管附件易磨损、固井面临易漏失、大位移井顶替效率低、循环温度难确定等诸多难点。为防止漏失，目前大位移井通常使用低摩阻水泥浆，以降低流动摩阻[2–3]，但切力差往往无法满足顶替效率的要求[4–5]。对于套管磨损，目前尚无现成的、完善的评价方法。另外，大位移井设计、施工时需要准确的压力、温度计算方法，但各级标准提供的方法已不满足精算精度要求[6]。
基于上述现状，为解决A1H井及恩平21−4油田超深大位移井的固井问题，笔者团队从固井装备、套管附件、水泥浆体系、固井工艺等方面开展了技术攻关，创新研究了套管附件耐磨评价技术、双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆技术、循环摩阻精准计算技术和温度场耦合技术等，最终形成了恩平21−4油田超深大位移井固井关键技术，并在A1H井取得良好应用效果。
1. A1H井固井技术难点
恩平21−4油田A1H井存在的主要固井技术难点是套管下入磨损严重、漏失风险大、提高顶替效率难度大和循环温度取准难。
1）套管下入磨损严重。在超长裸眼段旋转下入套管过程中，对浮箍、浮鞋反向承压要求高，浮鞋旋转下入易磨损，造成浮鞋失效，导致出现下套管遇阻等问题。另外，套管在漂浮旋转下入过程中易贴井壁，易刮碰，扶正器和胶塞易磨损、失效，从而影响固井施工[7–12]。
2）漏失风险大。对于超深大位移井，井深增深时垂深变化小，因此在某一井深处的当量循环密度（equivalent circulating density，ECD）变化幅度较直井大。对于A1H井，ECD差异可达0.05 kg/L。该井钻遇3个断层，其中漏失压力最低的F3断层漏失压力约1.44 kg/L，钻井液密度1.27 kg/L，固井密度窗口仅为0.17 kg/L，极易在下套管、循环期间发生井漏[13]。
3）提高顶替效率难度大。A1H井套管居中度难以保证，钻井液中的岩屑易在低边沉降，顶替过程中低边钻井液驱替难度较大。同时，超深大位移井水泥浆、钻井液、前置液之间存在密度差，密度大的流体有向下运动的趋势，会造成流体混合加剧，而且可能造成流体在高低边分层，导致顶替效率较差。现场施工时通常通过提高排量来提高顶替效率，但A1H井存在漏层，地层漏失风险大，难以通过提高排量提高顶替效率，因此固井质量难以保证[14]。
4）循环温度取准难。地质预测A1H井的地温梯度为3.87 ℃/100m，井底理论静止温度为90 ℃。但该井钻至井深8 125.00 m时，随钻温度达109 ℃，比地质预测温度高19 ℃。通井到底循环期间最高温度为100 ℃，比地质预测温度高10 ℃，这与现有资料中循环温度应低于地层温度的认识相反[15–18]，导致难以选取水泥浆试验温度；而且大位移井无法采用传统经验公式计算循环温度[19]。
2. 固井关键技术
2.1 下套管附件耐磨评价技术
针对A1H井超长裸眼段下套管时套管附件极易磨损的问题，根据API理论，设计制造了套管附件模拟评价装置。在钻井液环境下，采用同等硬度的岩石（泥岩）和套管（L80钢级），模拟了不同行程（裸眼段6 000 m和套管段3 000 m）状况下套管附件的磨损情况。其中，一体式合金（30CrMo）弹性扶正器与对比扶正器的磨损试验结果见表1。试验表明，该合金扶正器的耐磨性好于其他材质扶正器。
表 1 磨损试验结果Table 1. Wear test result扶正器材质 模拟磨损长度/m 厚度/mm 磨损率，% 试验前 试验后 合金 3 000（L80钢） 15.12 15.07 0.33 6 000（泥岩） 15.12 15.02 0.66 树脂 3 000（L80钢） 14.79 14.78 0.07 6 000（泥岩） 14.79 13.82 6.56 树脂+陶瓷 3 000（L80钢） 15.10 15.08 0.13 6 000（泥岩） 15.10 14.22 5.83 结合实际情况，经综合考虑，采取如下下套管措施：1）使用威德福公司反向承压68.95 MPa的可划眼浮鞋+2个相同承压的国产浮箍；2）使用经耐磨模拟测试合格的合金材质一体式扶正器和加长胶塞；3）一体式扶正器和树脂扶正器交替安放，特制一体式扶正器的外径由311.1 mm减小至304.8 mm，既确保套管安全下到位，又起到支撑套管的作用。
2.2 注水泥井筒液柱压力计算技术
A1H井钻穿F3断层的漏失压力约1.44 kg/L，固井窗口小，注水泥期间井内流体在环空中流动时会与井壁、套管壁面产生流动摩阻。这种摩阻会附加于静液柱压力之上增大环空压力，且流动摩阻大小与泵排量相关，如果不精确计算泵压及顶替排量，极易发生漏失，从而影响固井质量。另外，固井前后及注替期间可能存在停泵工况，如进行投胶塞、接水泥头等操作时，会导致开泵一瞬间产生较大的启动压力，从而发生漏失，因此需要精确预测启动压力。
2.2.1 循环摩阻预测
ECD主要由静液柱压力和循环摩阻2部分组成，影响静液柱压力的主要因素是流体的密度，影响循环摩阻的主要因素是流体的流变性。由于井底温度和压力会对非牛顿流体的密度、流变性有显著影响，特别是当对井底和地面测量结果的影响可能完全不同时，为了更准确地模拟计算油井的ECD，就必须根据井底工况下流体密度、流变性随温度、压力的变化，修正计算结果。
针对流体密度随温度、压力的变化，通过对API方法进行改进，建立了一种新的完全高阶多项式密度模型（海油模型）：
ρ(p,t)=N∑j=0M−j∑i=0A(i,j)pitj (1) 式中：ρ为流体密度，kg/L；
p 为压力，Pa；t 为温度，℃；M 和N 分别为p 和t 的最高模型阶数，并且要求满足M⩾ （当M > N 时为不完全高阶多项式模型，当M = N 时为完全高阶多项式模型）；{A_{(i,j)}} 为对应指标i 和j 的温度压力模型系数。利用高温高压流变仪测试了5组（分别为钻井液、前置液、水泥浆1#—3#）配方流体在不同温度、压力条件下的密度，然后使用API模型、改进API模型和海油模型进行拟合，并对拟合结果进行了对比分析，结果见表2。
表 2 海油模型与其他模型平均误差对比Table 2. Comparison of average errors between CNOOC’s model and other models流体 API模型 改进API模型 海油模型 温度和压力 决定系数 平均误差，% 决定系数 平均误差，% 决定系数 平均误差，% 温度/℃ 压力/MPa 钻井液 0.996 0.343 0.999 7 0.080 0.999 89 0.048 265.56 172 前置液 0.975 0.378 0.997 0 0.143 0.999 98 0.014 160.00 152 水泥浆1# 0.989 0.432 0.997 0 0.218 0.999 18 0.111 262.78 207 水泥浆2# 0.958 0.945 0.995 0 0.324 0.999 85 0.052 162.78 172 水泥浆3# 0.960 0.661 0.970 0 0.546 0.992 10 0.353 204.44 152 试验可知，该预测模型克服了前述API数学模型和改进型API数学模型的缺陷，随着温度升高，拟合密度逐渐减小；随着压力升高，拟合密度逐渐增大。从表2数据可以明显看出，海油模型的准确度高于其他模型。
考虑高温高压条件下流变参数及流变模型发生改变的情况，建立了流变模型、流变参数的温压修正模型：
K,n(t,p) = \sum\limits_{j = 0}^N {\sum\limits_{i = 0}^{N - j} {{A_{\phi (i,j)}}} } {t^i}{p^j} (2) 式中：K为流体稠度系数，Pa·sn；n为流体流性指数；Aϕ(i,j)为对应指标i和j的温度压力模型系数。
为验证该温压修正模型的准确性，测试了4组流体（分别为钻井液、前置液、水泥浆1#和2#）的高温高压流变性，结果见表3。
表 3 流变修正模型误差分析Table 3. Error analysis of rheological correction model流体 决定系数 平均偏差，% 钻井液 0.997 3.6 前置液 0.999 1.6 水泥浆1# 0.986 4.6 水泥浆2# 0.990 3.9 由表3可知，该模型整体误差小于5%，准确性较高。
2.2.2 启动压力预测
产生启动压力的主要原因是，非牛顿流体存在胶凝强度，其会导致再循环时的静切力增大，效果相当于提高了静切力。这意味着启动压力的计算，理论上和（Bingham流体、Herschel-Bulkley流体）静切力导致的压力梯度起始值（或最小值）相同[11]。
环空内启动压力的计算公式：
\Delta p_{\text{a}}=\sum_{ }^{ }\frac{2G_{\text{10min}}L}{r_{\text{w}}-r_{\text{e}}}=\sum_{ }^{ }\frac{4G_{\text{10min}}L}{D_{\text{w}}-D_{\text{e}}} (3) 式中：
\Delta {p_{\text{a}}} 为环空摩擦压降，Pa；G_{\text{10min}} 为10 min静胶凝强度，Pa；r_{\text{w}} ，r_{\text{e}} 分别为环空外半径、内半径，mm；{D_{\text{w}}} ，{D_{\text{e}}} 分别为环空外直径、内直径，mm；L为环空长度，m。2.3 井筒温度预测技术
为了进行井底循环温度（BHCT）的预测与验证，开发了BHCT预测软件、温度与压力测量短节，然后在南海东部某油田A井进行了试验。A井的井身结构数据见表4。
表 4 A井井身结构Table 4. Casing program of Well A井深/m 套管内径/mm 环空内径/mm 环空外径/mm 0～2 700 121.41 139.7 244.5 2 700～3 500 108.61 139.7 244.5 3 500～3 700 108.61 139.7 209.5 设计了6组试验，测量不同排量条件下井内2个测点的温度，并与计算值进行了对比。排量分别为0.5，1.0，1.5，3.0，3.5和3.8 m3/min，流态包括层流和紊流，钻井液为宾汉流体，密度1 260 kg/m3，塑性黏度18 mPa.s，屈服应力7 Pa，井底静止温度达到90 ℃。每次试验后静止2 h再进行下一次试验，以保证地层温度恢复。不同排量下的试验结果依次见表5—表10。
表 5 0.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 5. Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 0.5 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 1 500 66.46 66.85 −0.39 74.50 76.50 −2.00 4 500 64.49 65.60 −1.11 71.73 71.90 −0.17 7 500 64.02 63.60 0.42 70.48 68.30 2.18 10 500 63.63 62.20 1.43 69.54 66.30 3.24 15 000 63.16 62.20 0.94 68.53 65.50 3.03 表 6 1.0 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 6. Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 1.0 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.13 58.70 −0.57 68.93 68.10 0.83 1 800 56.92 55.60 1.32 64.57 64.90 −0.33 3 600 56.47 55.80 0.67 62.48 62.40 0.08 4 800 55.94 54.70 1.24 60.59 57.60 2.99 6 600 55.48 53.20 1.28 59.42 55.60 3.82 表 7 1.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 7. Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 1.5 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.13 58.70 −0.57 68.93 68.10 0.83 1 800 56.92 55.60 1.32 64.57 64.90 −0.33 3 600 56.47 55.80 0.67 62.48 62.40 0.08 4 800 55.94 54.70 1.24 60.59 57.60 2.99 6 600 55.48 53.20 1.28 59.42 55.60 3.82 表 8 3.0 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 8. Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.0 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.80 56.80 2.0 67.39 68.70 1.31 1 800 57.00 54.60 2.4 62.17 63.10 −0.93 3 600 56.20 54.60 1.6 59.89 61.60 −1.71 4 800 55.30 54.40 0.9 57.93 60.40 −2.47 6 000 54.70 54.40 0.3 57.06 60.00 −2.94 表 9 3.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 9. Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.5 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 57.00 58.00 −1.00 67.37 67.90 −0.53 1 800 57.00 58.00 −1.00 63.02 64.30 −1.27 3 600 56.63 57.50 −0.87 61.47 62.60 −1.13 4 800 56.10 57.70 −1.60 60.37 61.90 −1.53 6 000 55.82 58.00 −2.18 59.90 61.90 −2.00 表 10 3.8 m3/min排量下实测温度与计算温度对比Table 10. Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.8 m3/min时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 57.18 56.80 0.38 67.33 66.70 0.63 1 200 57.43 57.40 0.03 64.69 64.30 0.39 1 800 57.39 57.20 0.19 63.36 63.30 0.06 2 400 57.26 57.00 0.26 62.60 62.40 0.20 3 600 56.98 57.50 −0.52 61.76 62.80 −1.04 从表5—表10可以看出，不同排量条件下，BHCT预测软件预测得到的各测点温度随时间的变化与实测值比较吻合，温度最大偏差能够控制在3 ℃以内。
2.4 水泥浆优化设计
2.4.1 双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆设计
结合A1H井实际情况，设计水泥浆首浆密度为1.28 kg/L，尾浆密度为1.50 kg/L。其中，首浆密度1.28 kg/L属超低密度，技术难度极大。尾浆抗压强度高、流变性要求高，也给水泥浆技术提出了挑战。由于间隙窄、压力系数低，水泥浆首浆设计密度仅1.28 kg/L且要求其具有低摩阻，且海上平台空间受限、超深井水泥浆用量大，因此要求水泥浆具有超高造浆率。同时，为保障固井质量，还需保障浆体具有良好的稳定性。针对上述难题，基于“有机高分子液相悬浮”与“无机活性颗粒填充”双重悬浮机理，开发了2种液体减轻剂，并以2种液体减轻剂为核心构建了双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系，以保障超低密度、超低流变水泥浆高悬浮稳定性和零自由液，解决了低密度水泥浆体系中“低流变”与“高悬浮”的技术矛盾。
1）浆体悬浮稳定性。以常用单一悬浮减轻剂水泥浆体系作为对照组，通过室内试验考察了双重悬浮水泥浆体系的悬浮稳定性。配制对照组和试验组水泥浆后，在90 ℃下养护30 min，静置5和30 min后观察其自由液情况，结果如图1所示（对照组配方为淡水 + 0.5%消泡剂 + 18.0%降滤失剂 + 5.0%早强剂 + 6.0% 缓凝剂 + 15.0%增强剂 + 30.0%液体悬浮减轻剂1 + 100%G级水泥，密度1.28 kg/L；试验组配方为淡水 +0.5%消泡剂 +18.0%降滤失剂 + 5.0%早强剂 +6.0% 缓凝剂 + 15.0%增强剂 + 10.0% 液体悬浮减轻剂1 + 5.0% 液体悬浮减轻剂2+ 100%G级水泥，密度1.28 kg/L）。试验发现，对照组在养护后六速黏度计3/6/100/200/300转的读数为6，10，38，49和66，试验组在养护后3/6/100/200/300转的读数为6，9，36，50和63。试验结果表明，在流变参数相近的前提下，双重悬浮水泥浆体系展现出了明显的优异性，其在温度90 ℃下能够保持零自由液。
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图 1 双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系的悬浮稳定性Figure 1. Suspension stability of dual-suspended ultra-low-density and low-friction cement slurry system2）浆体常规性能。室内对双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系的各类常规性能进行了评价。评价结果显示，该水泥浆体系具有良好的滤失性、密度低至1.28 kg/L，温度90 ℃条件下稠化时间为14.3 h，温度80 ℃条件下48 h抗压强度1.59 MPa，能够满足固井施工要求，其造浆率接近300 L/100kg，能有效解决海上平台空间受限、超深大位移井水泥浆用量巨大等问题。
2.4.2 高固相低黏高切水泥浆体系
考虑超深大位移井窄间隙顶替效率不佳，尾浆应具有低黏高切的流变特性。为保证高质量封固，还要求水泥浆具有优异的滤失性、悬浮稳定性和抗压性能。为保证水泥浆具有高强度，采取颗粒级配方式保证其高固相体积分数。所用材料及颗粒尺度见表11。
表 11 高固相低黏高切水泥浆体系颗粒级配Table 11. Particle grading of high-solid content, low-viscosity, and high-cut cement slurry system材料 D10/μm D50/μm D90/μm 水泥 1.73 14.50 47.80 人造空心减轻材料 35.20 58.70 95.30 火山灰材料 1.40 10.80 40.20 通过颗粒级配，形成了高固相低黏高切水泥浆体系。在保证合适流变性能的前提下，可使该水泥浆体系的固相含量达到43.6%。室内进行了相关性能评价，证明该体系具有低黏高切的流变特性，六速黏度计3/6/100/200/300转的读数分别为6，9，36，50和63，温度88 ℃条件下API滤失量为102 mL，无自由液；稠度达到30 Bc用时9.3 h，达到100 Bc用时9.5 h，实现了直角稠化；温度80 ℃下养护48 h后水泥石抗压强度达到14 MPa，可为高质量封固提供良好的保障。
3. 现场应用
恩平21−4油田A1H井ϕ244.5 mm套管采用旋转漂浮方式下入，下入速度0.20～0.40 m/s，套管顺利下至设计深度。为满足合成基钻井液的有效驱替，现场用返回的实际井浆测试冲洗液的稳定性、冲洗效果、润湿反转和相容性，测试表明满足要求。
前置液由新浆、白油、双效隔离液、油水双效冲洗液、混合水组成，套管到位后在套管内灌入新浆，实际泵入双效隔离液32.0 m3，泵入冲洗液14.3 m3。采用自研工程设计软件模拟固井期间的大钩悬重、套管居中度、ECD、井口压力、顶替效率、环空压力等6个重要参数，以指导固井施工。并进行了固井期间井筒温度分布的预测，结果如图2所示，预测最大循环温度约85 ℃。为了保证安全，进行相关固井试验时，试验温度应在预测的最大循环温度基础上提高5 ℃。
利用注水泥防漏预测技术，预测了该井作业期间的压力变化。根据作业数据分析，顶替期间模拟的井口压力变化趋势及最终压力与现场作业基本一致（见图3）。套管外环空水泥浆填充至F3断层附近，套管鞋封固质量良好，达到该井ϕ244.5 mm技术套管固井封固目的。
采用一体式合金弹性扶正器与树脂扶正器交替安放的方式，保证套管鞋的居中度大于67%，顶替效率高于95%，如图4所示。使用了加长且抗磨的顶塞，根据计算结果，在浮鞋和碰压箍之间留了60 m的水泥塞，顶替时采用钻井泵、钻井液池、专用流量计等多种计量手段防止替空，探得水泥面比设计水泥塞面高8 m。该井未实测固井质量，但是依据石油天然气行业标准《固井质量评价方法》（SY/T 6592—2016）中附录A“固井施工质量评价表”评判，该井的固井质量为优良。
4. 结论与建议
1）恩平21−4油田超深大位移井下套管过程中套管附件存在磨损风险，需要进行磨损评估，优选套管附件。
2）恩平21−4油田超深大位移井注水泥时循环摩阻会导致当量循环密度增大，当量循环密度中摩阻占比大于直井，准确预测循环摩阻，能有效避免井漏发生。
3）恩平21−4油田超深大位移井极易发生钻井循环温度接近或高于地层温度现象，固井循环温度系数较直井高。
4）双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆可以有效降低循环摩阻，摩阻能够比普通的低密度体系降低20%以上，同时能够实现恒流变（六速旋转黏度计不同转数的读数接近），提高顶替效率。
5）南海东部恩平21−4油田超深大位移井固井关键技术在A1H井取得了很好的现场应用效果，建议在该海域推广应用。
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图 1 双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系的悬浮稳定性
Figure 1. Suspension stability of dual-suspended ultra-low-density and low-friction cement slurry system
表 1 磨损试验结果
Table 1 Wear test result
扶正器材质 模拟磨损长度/m 厚度/mm 磨损率，% 试验前 试验后 合金 3 000（L80钢） 15.12 15.07 0.33 6 000（泥岩） 15.12 15.02 0.66 树脂 3 000（L80钢） 14.79 14.78 0.07 6 000（泥岩） 14.79 13.82 6.56 树脂+陶瓷 3 000（L80钢） 15.10 15.08 0.13 6 000（泥岩） 15.10 14.22 5.83 
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表 2 海油模型与其他模型平均误差对比
Table 2 Comparison of average errors between CNOOC’s model and other models
流体 API模型 改进API模型 海油模型 温度和压力 决定系数 平均误差，% 决定系数 平均误差，% 决定系数 平均误差，% 温度/℃ 压力/MPa 钻井液 0.996 0.343 0.999 7 0.080 0.999 89 0.048 265.56 172 前置液 0.975 0.378 0.997 0 0.143 0.999 98 0.014 160.00 152 水泥浆1# 0.989 0.432 0.997 0 0.218 0.999 18 0.111 262.78 207 水泥浆2# 0.958 0.945 0.995 0 0.324 0.999 85 0.052 162.78 172 水泥浆3# 0.960 0.661 0.970 0 0.546 0.992 10 0.353 204.44 152
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表 3 流变修正模型误差分析
Table 3 Error analysis of rheological correction model
流体 决定系数 平均偏差，% 钻井液 0.997 3.6 前置液 0.999 1.6 水泥浆1# 0.986 4.6 水泥浆2# 0.990 3.9
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表 4 A井井身结构
Table 4 Casing program of Well A
井深/m 套管内径/mm 环空内径/mm 环空外径/mm 0～2 700 121.41 139.7 244.5 2 700～3 500 108.61 139.7 244.5 3 500～3 700 108.61 139.7 209.5
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表 5 0.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 5 Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 0.5 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 1 500 66.46 66.85 −0.39 74.50 76.50 −2.00 4 500 64.49 65.60 −1.11 71.73 71.90 −0.17 7 500 64.02 63.60 0.42 70.48 68.30 2.18 10 500 63.63 62.20 1.43 69.54 66.30 3.24 15 000 63.16 62.20 0.94 68.53 65.50 3.03
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表 6 1.0 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 6 Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 1.0 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.13 58.70 −0.57 68.93 68.10 0.83 1 800 56.92 55.60 1.32 64.57 64.90 −0.33 3 600 56.47 55.80 0.67 62.48 62.40 0.08 4 800 55.94 54.70 1.24 60.59 57.60 2.99 6 600 55.48 53.20 1.28 59.42 55.60 3.82
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表 7 1.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 7 Comparison of measured temperature and calculated temperature at flow rate of 1.5 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.13 58.70 −0.57 68.93 68.10 0.83 1 800 56.92 55.60 1.32 64.57 64.90 −0.33 3 600 56.47 55.80 0.67 62.48 62.40 0.08 4 800 55.94 54.70 1.24 60.59 57.60 2.99 6 600 55.48 53.20 1.28 59.42 55.60 3.82
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表 8 3.0 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 8 Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.0 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 58.80 56.80 2.0 67.39 68.70 1.31 1 800 57.00 54.60 2.4 62.17 63.10 −0.93 3 600 56.20 54.60 1.6 59.89 61.60 −1.71 4 800 55.30 54.40 0.9 57.93 60.40 −2.47 6 000 54.70 54.40 0.3 57.06 60.00 −2.94
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表 9 3.5 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 9 Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.5 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 57.00 58.00 −1.00 67.37 67.90 −0.53 1 800 57.00 58.00 −1.00 63.02 64.30 −1.27 3 600 56.63 57.50 −0.87 61.47 62.60 −1.13 4 800 56.10 57.70 −1.60 60.37 61.90 −1.53 6 000 55.82 58.00 −2.18 59.90 61.90 −2.00
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表 10 3.8 m3/min排量下实测温度与计算温度对比
Table 10 Comparison of measured temperature and calculated temperature of 3.8 m3/min
时间/s 测点1的温度/℃ 绝对误差/℃ 测点2的温度/℃ 绝对误差/℃ 计算 测量 计算 测量 600 57.18 56.80 0.38 67.33 66.70 0.63 1 200 57.43 57.40 0.03 64.69 64.30 0.39 1 800 57.39 57.20 0.19 63.36 63.30 0.06 2 400 57.26 57.00 0.26 62.60 62.40 0.20 3 600 56.98 57.50 −0.52 61.76 62.80 −1.04
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表 11 高固相低黏高切水泥浆体系颗粒级配
Table 11 Particle grading of high-solid content, low-viscosity, and high-cut cement slurry system
材料 D10/μm D50/μm D90/μm 水泥 1.73 14.50 47.80 人造空心减轻材料 35.20 58.70 95.30 火山灰材料 1.40 10.80 40.20
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