基于大数据分析技术的钻井提效实践

为了提高渤海油田的钻井效率、保障作业安全,建立了数据准备、数据处理、数据可视化及深度分析为一体的钻完井大数据分析平台,选取渤海P油田首批作业井录井参数,自动判别13种钻井作业工况,并与日报系统结合制作工况及3D井轨迹等可视化面板。结合数据关系与最小二乘法预测模型深度分析,优选钻井参数并进行实时监测,提高了第2批次井的钻井效率,实现了大数据分析与钻完井作业的深度融合。由于平台自身的可扩展性及搭建后使用者的易操作性,该技术推广性较强,可为钻完井工程的智能化转型提供宝贵经验。     

基于机械比能的钻速预测模型优选

提高钻井效率是石油钻探过程中的重要环节之一，主要通过调整钻井参数、减小机械比能、提高机械钻速等方法实现。机械比能(MSE)表示钻头破碎单位体积岩石所需的机械能量，是评价钻井效率的主要指标之一，然而复杂的钻井作业导致大多数评价模型在应用过程中受到限制，地层不确定性会带来钻速预测模型泛化能力下降、非生产时间增加等问题。文章针对目标井的不同地层建立多种预测模型，经评估优选出表现最佳的模型。首先，基于机械比能理论和互信息法分析了影响钻速的可控参数；其次，以历史钻速均值为提速阈值将回归预测转换为分类预测，评估K最近邻(KNN)、多层感知机(MLP)、朴素贝叶斯(NB)、逻辑回归(LR)等分类算法模型的预测性能；最后优选出适用于目标井各地层的KNN模型，并将优选模型应用于同区域邻井中。实际验证结果表明：同区域邻井的四个地层预测准确率分别为0.94、0.94、0.92、0.96,AUC值分别为0.98、0.97、0.96、0.98,模型表现良好，能够助力钻井施工科学决策。     

中国海油“深海一号”大气田钻完井关键技术进展及展望

“深海一号”是我国首个自营深水大气田,海况复杂,气藏分散,其二期工程更是面临高温高压地质环境,钻完井技术与成本挑战巨大。为解决上述问题,研究了多维水下井口优选、多因素探井转开发井评价、深水大位移井安全钻井周期预测和深水气井智能完井等钻完井设计关键技术;研发了深水水下井口、深水水下采油树、深水早期溢流监测装置和多流道旁通筛管等工具装备,并成功投用;发展了深水开发井大规模表层批钻及井间移位、极端海况深水钻井平台–隔水管作业安全保障、非目的层段高效钻井提速、深水开发井上下部完井一体化等高效作业技术,有效支撑了“深海一号”大气田及其二期工程的安全高效钻完井作业。在总结上述钻完井关键技术进展的基础上,展望了未来我国深水钻完井技术发展方向,对未来深远海复杂油气田开发具有一定指导作用。     

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

莺- 琼盆地高温高压井压力台阶多、压力体系复杂,仅靠钻前地震资料预测难以满足现场作业要求。地层压力随钻预测技术是利用综合录井的压力随钻监测结果,实时修正钻前地层压力预测模型和结果,从而提高地层压力预测精度。本文结合高温高压Y1 井的实例,应用国际先进的EquiPoise 系统进行现场地层压力随钻监测,根据地层压力监测的实际结果来修正地层压力预测模型,进而对下部未钻地层的地层压力进行再预测。钻后实测压力验证表明,该方法的地层孔隙压力预测精度达到94%,说明利用地层压力随钻监测结果实时修正地层压力预测模型,可以实现提高地层压力预测精度目的,为高温高压井钻井参数设计、钻井方案调整和安全控制提供技术保证。     

小井眼设计降低了渤海丛式井钻井成本

本文分析和总结了渤海辽东湾地区绥中３６－１油田Ｂ平台丛式井组在钻井设计和钻井作业中，简化井身结构，大胆使用小井钻井技术钻丛式井的新方法。采用这种方法可节约海上钻井成本。缩短建井周期，获得显著的经济效益和社会效益。     

利用空气钻井技术提高钻井速度研究

采用空气钻井技术提高钻井机械钻速非常有效，钻速是常规钻井机械的数倍。但空气钻井技术较常规钻井技术更为复杂，从装备、井口到钻具组合都有其特点。当地层压力系数小于1时，常规钻井液钻井必然发生井漏，易造成井下工程事故。利用空气充气钻井技术对付地层既出水又发生恶性井漏的井，在川渝地区的钻井作业中，尚属一种全新的工艺技术。通过威寒1井的空气充气钻井实践，解决了因井漏而引起的井下系列复杂问题，大大缩短了复杂井段的钻井作业周期，同时也降低了钻井作业综合成本。     

气体钻井技术在九龙山构造的应用

针对九龙山构造前期开发过程中存在的井漏严重、机械钻速低、钻井周期长的问题,结合九龙山地质条件,提出了两套气体钻井提速方案。通过这两套方案,九龙山构造气体钻井技术共应用39井、46井次,总进尺66466.97m,单井平均进尺1704.29m,占全井井深的42%,平均钻速17.53m/h,是钻井液钻井的5.69倍,同井段钻井周期由39d缩短到8d,节约时间1个月。对比两种方案,方案二延长了气体钻井进尺,提高了机械钻速,缩短了钻井周期,更能充分发挥气体钻井优势。建议在尽量减小事故复杂、组织停等的基础上,推广应用方案二,以加快了九龙山构造勘探开发进程。     

数据拓展和增量更新的井底压力实时预测方法

针对复杂井段数据难获取，静态预测模型难适应复杂井下条件的问题，提出利用智能方法实时预测波动的井底压力。基于生成对抗网络，扩充了井下单一的随钻数据空间，突破了井底有效测压数据量少的问题，建立了数据增强下的井底压力预测模型。为有效提升模型对工况变化的自适应能力和迁移性能，在增量更新数据的条件下，分段训练多个长短时记忆网络(LSTM)模型，基于迁移集成学习实现预测模型的实时更新。最后利用混合注意力机制实现智能预测模型的可解释分析。试验结果表明，经过数据拓展训练的模型在精度和稳定性上均显著优于之前，增量更新实时预测的方法大幅提高了模型的泛化能力和现场应用的时效性，模型平均相对误差仅为0.12%。可解释分析表明，井底压力具有较强的短期自相关性和井口回压具有波动的传递特性。研究结果可为实现深层钻井井底压力精准高效预测和智能模型的可解释性提供理论指导。     

元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策

元坝长兴组油气储层资源丰富、埋藏深,受地理条件和产能建设制约,部署开发井多以水平井和大斜度井为主,完钻井深普遍超过7 500 m。高含硫化氢、钻井周期长、钻井成本高是制约高效开发的瓶颈。为此,在前期完钻井的基础上,从周期、材料、特殊工艺、物价以及环保治理等方面,深入分析了影响钻井成本的各种因素。结果表明,优选井位,可降低钻前工作量;优化轨道设计,可降低钻井进尺和施工难度;优化井身结构,可保障施工安全,减少管材用量;推荐最优提速工艺,可缩短钻井周期;加强现场跟踪,可及时优化调整工程方案;加强钻井液的回收和重复利用也是降低钻井成本的一大途径。结论认为,通过钻井成本合理控制的技术对策及管理方案,为元坝气田经济高效开发提供技术支撑。     

渤海油田裂缝性油藏地质工程一体化井漏预警技术

为了解决渤海油田裂缝性油藏钻井过程中因断层、裂缝引起的井下漏失等问题,提出了地质工程一体化井漏预警技术。在叠后地震大中尺度断层刻画的基础上,通过滤波、断裂增强等特殊处理,进行属性优选及多属性融合,精细刻画中小尺度裂缝,建立了多尺度裂缝三维空间分布模型,设计井眼轨道时避开漏层,进行钻前风险提示,指导钻井作业采取相应的防漏堵漏措施;钻进过程中开展井漏风险随钻跟踪,实时调整并反馈井漏风险预测结果,及时优化井眼轨道,形成了随钻过程中漏层动态避钻技术,以充分保障钻井作业安全,降低钻井成本。钻前风险预测、钻进中井漏跟踪及随钻井眼轨迹实时优化等技术在旅大X油田应用后,实现了一趟钻规避断层漏失段。地质工程一体化井漏预警技术能够降低钻井风险,保障裂缝性油藏的钻井安全,为渤海油田增储上产提供了技术支撑。      

鄂尔多斯盆地北部工区测井优选钻头技术与应用

利用已完钻测井资料和地质资料对工区地层强度特性进行评价,建立地层声波时差和岩石可钻性的定量关系,估算各层段的岩石可钻性级值,并对地层岩石可钻性进行分级与对比。根据可钻性级值和地层硬度、抗压强度等岩石力学参数及钻井工程情况,利用钻头优选方法,选择适应研究工区的钻头型号,对不同层位使用的钻头型号进行可行性分析和评价。通过几口井实际钻头选型的试验研究和应用,达到了提高机械钻速及钻头进尺,缩短钻井周期,降低钻井成本的目的。     

定向井钻井周期与成本预测初探

定向钻井在中原油田的勘探开发中得到了广泛应用，但长期以来，关于定向井的钻井周期和成本问题，中原油田没有一个切合实际的统一标准，各钻井公司都按自己的标准进行成本计算，差异甚大。此外，与钻井成本密切相关的定向井施工进度预测，以前也没有一个方便实用的计算机程序。为了统一标准、统一管理，更好地调动每个施工井队的积极性，节约钻井成本，从1992年初开始，对全局近年来所钻的定向井进行了详细的统计分析，建立了一套计算定向井钻井周期和成本的数学模式，并编制了相应的计算机软件，经现场7口井的验证，总符合率达95％以上，具有一定的学术和实用价值。     

油气田工程物资管理模式研究——以A油气田为例

油气田工程物资管理是控制投资成本的重要手段.对工程物资需求和钻井进尺的关系进行了研究,得出了其间的比值关系以及油管、套管与钻井进尺的回归公式并进行了预测;根据工程物资随机型需求控制系统模型,研究了A公司的合理库存;通过与实际库存的比对,找出了库存升高的主要原因,如工程物资需求的不确定性,原材料价格上涨,套管、油管采购量突增,A公司业务扩展及气田开发重点转移等;提出了分类采购分类管理、建立库存余料管理机制、整合资源建立联合库存管理模式、保持合理的半成品存货、充分发挥信息在物资管理中的作用等一系列管理策略.     

两种漏失压力计算模型的比较分析

钻井液发生漏失是多因素共同作用下的复杂问题，如何采用合适的计算模型来确定漏失压力的值一直以来都是一个难题。为解决此问题，在分析两种漏失种类的基础上，分别建立了漏失压力的力学模型和基于统计的漏失压力计算模型，并就两种模型的计算结果进行了实例计算分析，认为漏失压力的大小与压差有比较明显的关联性，压差越大，漏失速率越大。利用基于统计的漏失压力计算模型比漏失压力的力学模型得到的结果好，与现场实测数据相符合，具有较强的实用性。     

西部地区深井井身结构设计技术探讨

科学合理地确定井身结构及钻井液密度是深井超深井钻井的关键环节之一，其基础是准确建立地层孔隙压力、地应力、破裂压力、坍塌压力的钻前预测剖面。分析了西部地区目前深井井身结构的缺点和进行井身结构应考虑的问题，介绍了深探井井身结构的设计方法，并针对西部复杂地区的地层特点，建议采用3种增加技术套管的井身结构方案。塔河油田钻井实践表明，采用这3种井身结构方案后，深井机械钻速得到提高，钻井周期缩短，而且降低了钻井成本。     

导向钻井技术在埕北6B丛式井组的应用

介绍了胜利油田埕北６Ｂ丛式井组６口定向井的工程设计,并分析了其钻井难点及对策,详细述余了利用导向钻井技术钻定向段及稳斜段的技术措施,６口定向井钻井周期４．３１ｄ,平均机械钻速３２．３６ｍ／ｈ,与该区块１９９７年用常规钻井技术所钻井眼相比,机械钻速明显提高,钻井成本明显降低,经济效益显著。     

综合考虑成本和钻速的PDC钻头钻进参数优化设计

传统的钻进参数优化模型不适用于PDC钻头。针对传统模型的不足,在牙轮钻头钻进参数优化理论的基础上,引入钻井成本和钻速权重系数,结合PDC钻头钻速方程、磨损方程和钻速随累积进尺的变化规律等基本方程,建立了钻井成本和钻速双目标约束下的PDC钻头钻进参数优化模型。该模型可根据降低成本或提速的具体目标设置钻井成本系数和钻速系数,在同时考虑成本和钻速的条件下对钻进参数进行优化设计。川西新场地区实钻资料的计算结果显示,经过参数优化后PDC钻头的单位进尺成本降低,同时钻速提高,这表明该模型可以用于双目标下PDC钻头钻进参数的优化设计。      

基于虚拟强度指数的钻头选型方法研究

优选钻头类型是提高钻井速度、降低钻井成本最直接、有效的方法之一。通过综合考虑钻压、转速、扭矩、水力参数等因素对钻头破岩效率的影响,根据能量守恒定理,建立了地层虚拟强度指数（VSI）模型,利用模型来计算不同钻头的虚拟强度指数,同时,在考虑钻头进尺和成本的基础上,提出了利用效益指数来定量评价钻头使用效果,消除了以往钻头选型过程中人为因素的影响,为钻头类型优选提供了科学依据。该方法在玉门油田酒东地区进行了应用,根据效益指数的大小,优选出了适合?311 mm和?216 mm井眼的不同钻头类型,现场应用机械钻速分别提高1.94倍和2.77倍,效果较好,为进一步提高酒东地区钻井速度、加快勘探开发进程奠定了基础。     

超高温高密度钻井液体系的研究与应用

针对大多数采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下存在的流变性能调控难、高温高压滤失量大、重晶石沉降等技术难题,从抗温、降滤失、控制黏度和切力、提高沉降稳定性能等方面提出了钻井液体系的设计思路,通过研发超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP、超高温高密度分散剂SMS-H等核心处理剂,优选抗高温封堵防塌剂SMNA-1、高温稳定剂GWW、高效润滑剂SMJH-1等关键配套处理剂,经过配方优化及评价,研发出了一套超高温高密度钻井液体系（SMUTHD）,抗温达220℃。SMUTHD密度不超过2.40 g/cm3时,经220℃老化后流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 mL,极压润滑系数为0.178,在220℃下静置7 d沉降系数（SF）小于0.54,表现出良好流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能。SMUTHD在顺南蓬1井五开进行了成功应用,累计进尺581 m,井底温度为207.4℃,实钻钻井液密度为1.75～1.80 g/cm3,不同施工阶段井浆的SF均小于0.52,施工期间钻井液性能稳定,井下安全,取心顺利。SMUTHD的成功研发及现场应用,有力保障了深部油气层的勘探发现、增储建产和低成本高效开发,提高了我国超高温高密度钻井液技术的自主化水平。      

��������б���ɵ�ͳ���о�

本文用多元分析法建立钻具组合产生井斜能力的数学模型,分析了了各种钻具组合在不同地层中,井斜变化率与初始井斜角、初始井斜变化率、井眼轴线和地层面相交夹角的关系。这种关系可用一个线性模型近似描述,可用于定量预报和控制井眼轨迹。本文对实钻资料中小样本问题的讨论,有利于实钻资料的应用。