地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

孙东征杨进杨翔骞李中顾纯巍

1.中海石油（中国）有限公司；2.中国石油大学（北京）石油天然气工程学院；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

孙东征1杨进2杨翔骞2李中3顾纯巍3

1.中海石油（中国）有限公司；2.中国石油大学（北京）石油天然气工程学院；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

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。

高温高压井；地层压力；监测；随钻预测；地震；海上油气田

在高温高压钻井过程中，孔隙压力的预测一直是整个钻井设计中钻井液密度的选择以及套管下入深度设计的重要依据，尤其是钻遇重点深层异常高压段，地层压力变化总难以掌握规律［1］。在高温高压区域一些新油气田初探井中，由于地震资料处理技术较为粗糙，数据显示分辨率低，仅靠钻前地震资料作为高温高压井预测压力的单一来源，其预测精度远远无法满足安全钻进的需求［2］。因此，为了更好保证高温高压井钻井作业安全，减少由于压力预测误差而导致的井壁溢漏等复杂工况，有必要在高温高压钻进阶段引入随钻压力预测技术［3-5］。

目前，国内外高温高压井随钻压力预测技术SWD（随钻地震预测技术）及中途VSP（垂直地震剖面技术）等方法［6-7］可对正钻层以下100～300 m深度的地层压力剖面进行直接预测。本文介绍了另一种依靠随钻监测加以修正和确认钻前压力的高温高压井随钻预测压力方法，即在钻遇疑似风险层段之前，将利用最新EquiPoise系统［8］随钻技术监测出来的压力数据，跟地震数据预测值进行对比，作业现场人员通过综合分析正钻层段随钻测试数据、钻井参数、气测显示等资料实时监测井下ECD及井况，并结合现场钻井效果判断当前井眼稳定状况，同时对正钻地层各参数进行确认。利用已钻井段建立层速度与测井时差校正模型，根据校正结果修正模型系数，最终对未钻层段进行孔隙压力再预测。同时也可利用钻后数据对比分析，完善预测模型，为下一口井的钻前预测做准备。笔者就如何利用基于EquiPoise随钻监测的高温高压井随钻压力预测技术进行探讨。

1 地层压力随钻预测原理

Principle of formation pressure prediction while drilling

高温高压井地层压力随钻预测依据工作流程可被划分为钻前预测、随钻监测和钻后分析3个阶段。本文所讨论的随钻预测方法主要基于随钻监测，随钻监测阶段与钻前预测、钻后评价两部分相辅相成，钻前模型作为随钻监测结果的参考基础，钻后分析对随钻监测准确度进行评估，三者共同组成高温高压井地层压力随钻预测整套工作系统，其综合原理见图1。

高温高压井存在特殊压力体系，地层非正常压实，异常压力成因复杂，有时甚至还夹杂它源压力成因，尤其对于海上高温高压井，海况环境不稳定，平台作业空间受限，更加大了高温高压井的预测工作难度，所以对此类地层压力预测和监测将会提出更高的要求，测量精度也会有很大挑战。然而，通常采用MDT进行的钻后测压，虽然可以比较精准地测量孔隙压力，但该方法成本高，且具有一定滞后性，所以在高温高压井的压力预测方面，随钻监测就表现得尤为重要。

图1 高温高压井随钻预测流程Fig.1 Flow chart of prediction while drilling in HTHP well

2 录井资料处理

Logging data processing

在进行随钻监测之前，科学处理高温高压井随钻录井资料是有效开展高温高压井现场随钻监测工作的前提，也是保证随钻预测精确度的重要基础，其原理和方法贯穿始终。

科学处理高温高压井随钻录井资料，其处理方法、原理主要基于地层欠压实理论。地层深度加深，地层中泥页岩会呈现有规律的压实状态，对于正常压实地层，若对大量数据点进行回归分析，可发现其压实通常具有一定数学拟合规律趋势，当某层段泥页岩压实作用偏离正常趋势时，表明该层段属于欠压实状态，也就是属于异常压力带。异常压力大小变化程度和偏离幅度一般成正比关系，为了量化分析异常压力，需要结合随钻录井、测井数据以及钻井液密度、ECD、气测、岩性等综合分析，并选择合理区域模型来进行压力计算。

随钻监测中，地层压力的计算可按照dc指数、电阻率以及声波时差3种理论方法同时进行，3种计算方式在数据回归处理上类似。以dc指数计算孔隙压力为例介绍录井资料处理技术。

2.1 dc指数定义与计算

Definition and calculation of index dc

dc指数综合考虑了地层的压实规律和压差对钻速的综合影响，所以又称为地层的可钻性指数。泥页岩正常压实的地层，随着埋深加大，泥页岩由于受到其上覆压力的累积，孔隙度呈逐渐减小趋势，岩石逐渐变得致密，从而造成钻井时钻速降低，此时dc指数变大。另外，还应该综合考虑钻头尺寸、钻压转速、钻井液性能、ECD、水力因素等钻井参数在具体计算中对dc指数计算模型修正［9］

将公式中参数统一规范化处理

式中，R为机械钻速，m/min；T为钻时，min/m；W为钻压，kN；N为转盘转速，r/min；B为钻头直径，mm； ρec为循环当量钻井液密度，g/mm3；GH为静水压力梯度，g/mm3。

2.2 正常压力趋势线建立

Preparation of normal pressure trend line

由于不同区域地层压实状况不同，压实规律有所差异，所以正常压实趋势会遵照不同的回归模式，有指数型、对数型还有多项式型等，需要选取合适的趋势线以及反映该地区地层特性的地区指数。利用dc指数法建立正常压实趋势线通常选择一段连续的浅部地层泥页岩的随钻录井实测dc指数值，分析散点趋势，建立趋势线，期间结合实际钻井参数、岩性、钻井液密度变化等综合反映，判断趋势线幅度偏差并反复进行微调，直至能比较好地符合理论正常压实作用的真实趋势线。这里，修正dc指数法正常压实趋势线为指数型，其基本公式为

对式（3）取对数

式中，H为井深，m；b为斜率； a为截距。

根据测录井实测dc值与拟合得到的正常泥页岩压实趋势线之间的偏差，可以大致判断压实状况，实测值相对正常趋势偏左表明该处欠压实，属异常高压，偏右为异常低压。

2.3 地层孔隙压力梯度计算

Calculation of formation pore pressure gradient

建立正常压实趋势线之后，利用dc指数、声波时差以及电阻率计算地层压力可以选择等效深度法、伊顿法和比率法，其中伊顿法适应性最好，误差能很好地控制在一定合理范围内。因此在随钻录井中通常采用伊顿法对孔隙压力进行计算，以计算dc指数为例

式中，G0为上覆岩层压力梯度，g/cm3；GH为地层静水压力梯度，g/cm3；Dw为海水深度，m； Htb为补心高度，m；Dv为垂直深度，m；ρw为海水密度，g/cm3；ρwf为地层水密度，g/cm3； dcs为实测dc指数值；dcn为dc指数正常趋势值； GDp为地层压力梯度，g/cm3；n为伊顿指数（地区指数）。

同样，电阻率、声波时差正常压力趋势线的处理方式与上述dc指数法相同，两者也采用伊顿法来建立孔隙压力梯度，电阻率计算孔隙压力公式为

声波时差计算孔隙压力公式为

式中，GRp为电阻率计算的孔隙压力梯度，g/cm3；dRs为实测泥岩电阻率值，Ω·m；dRn为电阻率正常趋势值，Ω·m；GTp为声波时差计算的孔隙压力梯度，g/cm3；dTs为实测声波时差值，μs/m；dTn为声波时差正常趋势值，μs/m。

2.4 地层压力计算模型系数修正

Correction of formation pressure calculation model coefficient

利用已钻井段建立地震层速度与测井时差校正模型，便可由钻头下部未钻地层的地震特征参数作出对应的外推预测，得出钻头下部地层的时差预测数据。根据校核后的速度资料结合现场地层压力随钻结果，挑除钻前地震预测中不合理点，利用人工智能理论得出修正后地层压力计算模型系数。

加入修正系数后的地层压力计算模型如下

式中，α和β为修正模型系数，Gp为修正模型计算得到的地层压力值。对于不同地区，α和β取值范围有一定差异；对于同一区域数据，α和β取值可随岩心、成岩程度等因素变化。

2.5 未钻开地层的地层压力预测

Prediction of formation pressure of undrilled strata

由修正后地层压力计算模型系数，对全井段重新进行地层压力预测。若已钻井段预测结果与钻后实测情况符合，可进一步预测钻头下部未钻开地层的地层压力，若相差较大，则继续进行模型修正，如此反复，直至满足精度要求。

3 EquiPoise随钻监测系统

Equipoise monitoring while drilling system

3.1 EquiPoise实时地层压力录井原理

Principle of Equipoise real-time formation pressure logging

EquiPoise系统能利用计算机以及局域网将实时钻井中录、测井数据同步到通信端口，经实时传输至现场随钻监测人员，配合现场录井专家分析实钻参数、岩性、钻井液密度、气测含量等反馈资料，再利用基于地层欠压实理论的随钻压力计算软件，实现各阶段数据的综合回放与实时处理。

该系统除了能监测、分析随钻孔隙压力，还能进行包括钻前压力预测、监测的综合评价，服务范围可用于单井钻进周期的各个阶段，并不只局限于钻井时。随钻过程中该系统最大优势在于能较大程度帮助工程师减少人为因素的干扰，全面实时地对地层压实状态进行评价，从而能比较精准地获取地层真实孔隙压力情况。

3.2 EquiPoise实时监测工作方法和过程

Operation method and process of Equipoise real-time monitoring

EquiPoise系统现场监测遵循一定的步骤，计算步骤范围可从钻前资料的收集与压力预测部分一直延伸至最终地层压力的校正，其具体计算步骤如图2所示。

3.3 EquiPoise实时监测评价

Evaluation on Equipoise real-time monitoring

（1）观察井筒坍塌情况：对随钻监测中返出的掉块进行收集分析，观察其形态，统计掉块数量，一般评价认为掉块形状多数呈扁平系列即代表井筒内具有异常压力不平衡的特征。

（2）观察现场气测和液面特征：主要监测评价钻进过程中是否发生单根气，是否曾达到气体峰值，钻井背景气测量和钻井液背景气含量是否趋势稳定，以及后效气状态和井口液面位置变化。

图2 EquiPoise系统实时压力计算步骤Fig.2 Equipoise real-time pressure calculation procedure

（3）监测扭矩：监测正常钻井过程中钻头扭矩以及接立柱过程中井底上提钻具时的扭矩，通过实时监测两者并对比，能有效反映井眼的清洁程度。

（4）综合监测评价：综合评价掉块、扭矩、气测、液面等特征，跟踪校对随钻过程各环节数据，分析参数的可靠性，最终整体把握监测效果，优化实时评价结果。

4 应用实例

Application case

4.1 基本概况以及钻前预测

Basic summary and predrilling prediction

Y1井是南海海域一口高温高压探井，所处水深为106 m，井深4 930 m，井底温度204 ℃。图3为根据钻前地震层速度初步预测的Y1井的地层压力剖面，从图中可看出，该井1 700 m之前压力系数在1.0附近波动，属正常静水压力体系。而从1 700 m以下开始，压力开始逐渐抬升，主要目的层附近孔隙压力系数范围为1.83～1.86，次要目的层孔隙压力系数范围1.62～1.64，次要目的层附近层段位于4 200～4 600 m之间还存在一个压力反转带，然而仅仅依靠钻前地震预测结果来预防钻井中钻遇压力反转带所带来的潜在风险肯定无法满足现场安全要求，因此需要在钻至指定深度段时进行随钻监测，以修正钻前预测结果。

图3 Y1井钻前预测压力剖面Fig.3 Predrilling predicted pressure profile of Well Y1

4.2 EquiPoise随钻监测

Equipoise monitoring while drilling

从钻至4 294 m开始，利用EquiPoise系统分2次通过随钻录井得到136 m井段（4 294～4 430 m）和95 m井段（4 431～4 526 m）实时监测的dc指数、电阻率和声波时差值随深度的变化，将2次测量结果合并绘制图4。4 294～4 350 m井段，dc指数和电阻率缓慢靠近趋势线，压实状态略好；4 350～4 393 m，dc指数和电阻率慢慢远离趋势线，反映此段地层欠压实程度缓慢变大；4 294～4 393 m声波时差在189～264 μs/m（60～84 μs/ft）的范围波动中远离趋势线。且根据监测分析，4 393～4 430 m受岩性灰质含量的影响，3种监测结果都与地层压实状态无关，这与开始通过钻前预测的压力趋势结果有所区别。4430～4 526 m，dc指数前段部分缓慢远离趋势线，反映欠压实略微加剧。从4 461 m开始，dc指数开始缓慢靠近趋势线，反映此段地层压实程度好转。

图4 dc指数、电阻率、声波时差值随深度变化Fig.4 Variation of index dc,resistivity and interval transit time with the depth

对4 294～4 526 m监测结果的整体压实程度变化状况进行分析，并依据伊顿经验法利用dc指数、电阻率、声波时差数据进行孔隙压力随钻实时计算，并进行孔隙压力综合评价。计算结果显示，4 294～4430 m，综合评价后孔隙压力先由1.70 g/cm3降至1.68 g/cm3，后快速升至1.70 g/cm3；4 431～4 526 m，综合评价后孔隙压力先由1.70 g/cm3下降至1.60 g/cm3，后逐渐升至1.62 g/cm3。

4.3 结果检验与分析

Result verification and analysis

根据已钻井段随钻监测值情况，将层速度转换成相对时差并与已钻井段测井时差数据进行校核修正，挑除地震预测压力异常点，最终得到修正系数（α=0.94，β=2.9）。利用修正模型重新计算地层压力，图5为Y1井钻至压力反转风险层段处根据随钻监测情况利用修正系数模型计算出的下部未钻开层孔隙压力预测值与钻前预测值的对比图。可以看出，首先相比钻前预测，已钻井段随钻监测值更接近钻后MDT实测值；其次，修正模型计算出的未钻开层孔隙压力趋势与钻后实测也非常符合，并且钻前所预测的压力反转风险带事实证明也并未出现，说明随钻监测与随钻预测结果都非常贴近实际压力情况，而钻前地震资料预测的结果只能一定程度上大致描述孔隙压力的走势，无法保证局部预测精确度。

图5 Y1井压力反转风险段随钻监测值与钻前预测值对比Fig.5 Composite diagram of formation pressure monitoring while drilling in Well Y1

统计了Y1井将近350 m（4 030～4 374 m）已钻井段监测吻合度及将近400 m（4 750～5 138 m）下部未钻层预测精确度情况。从EquiPoise系统随钻监测值与钻后MDT测压值对比来看，监测值与MDT测压值吻合度非常高，吻合率均在96%以上；从未钻开层修正模型预测值与钻后MDT测压值对比来看，预测精确度均在94%以上，两方面数据更加体现了随钻监测与预测技术在高温高压井应用中的准确性、前瞻性和稳靠性。对比结果如图6和图7所示。

图6 Y1井已钻井段孔隙压力随钻监测吻合度情况Fig.6 Coincidence of monitored pore pressure while drilling of layers drilled by Well Y1

此外，整个过程EquiPoise系统同时也监测到全井段（4 294～4 526 m）在经过随钻修正后现场的钻井背景气测为0.31%～0.81%，钻井液背景气为0.14%～0.26%，气测趋势均很稳定，钻井过程中未发现单根气及气体峰值，期间也没有发生憋扭矩或阻卡掉块等现象，综合现象表明EquiPoise随钻监测系统在高温高压随钻预测中确实有效可靠，能够及时纠正钻前预测的地层压力，保证高温高压钻井安全顺利进行。

图7 Y1井未钻开层孔隙压力随钻预测精度情况Fig.7 Accuracy of pore pressure prediction while drilling of layers undrilled by Well Y1

5 结论

Conclusions

（1）地层压力随钻预测技术能很好地应用在高温高压井，实践表明预测精度可超过94%，能对未钻地层的压力预测进行标定与修正，有效规避溢漏风险，保证高温高压井安全钻井。

（2）利用已钻井段地震数据与测井时差数据可建立校正模型，从而在高温高压随钻过程中及时修正模型系数，可对下部未钻地层进行再预测，直至满足精度要求。

（3）高温高压井随钻预测中随钻监测尤为重要，EquiPoise系统能高效监测钻进，能针对高温高压井压力模糊段进行局部修正，且监测效果良好，与钻后实测值吻合度均在96%以上。

References:

［1］杨进，高德利，宋朝晖.随钻地层孔隙压力预测技术初探［J］.石油钻采工艺，1998，20（4）：28-31.YANG Jin,GAO Deli,SONG Zhaohui.Preliminary study on while drilling pore pressure prediction［J］.Oil Drilling &Production Technology,1998,20（4）:28-31..

［2］彭真明，肖慈珣，杨斌，王斌.地震、测井联合预测地层压力的方法研究［J］.石油地球物理勘探，2000，35（2）：170-174.PENG Zhenming,XIAO Cixun,YANG Bin,WANG Bin.A method for formation pressure prediction using seismic and logging data［J］.Oil Geophysical Prospecting,2000,35（2）:170-174.

［3］KESHAVARZI R,JAHANBAKHSHI R.Real-time prediction of pore pressure gradient through an artificial intelligence approach:a case study from one of middle east oil fields［J］.European Journal of Environmental and Civil Engineering,2013,17（8）:675-686.

［4］CHEN Zijian,DENG Jingen,YU Baohua,TAN Qiang,CHEN Zhuo.The improvement methods of pore pressure prediction accuracy in the central canyon in Qiongdongnan Basin［C］.2015 4th International Conference on Environment,Energy and Biotechnology,CBEES,2015.

［5］毛敏，郭东明.随钻地层压力录井技术在高温高压井中的应用［J］.录井工程，2011，22（3）：42-46.MAO Min,GUO Dongming.The application of mud logging technology of the formation pressure while drilling in high temperature and pressure wells［J］.Mud Logging Engineering,2011,22（3）:42-46.

［6］杨红君，蔡军.基于VSP的孔隙压力预测方法在莺歌海盆地的应用［J］.中国海上油气，2014，26（4）：20-24.YANG Hongjun,CAI Jun.Applying a method to predict pore pressure based on VSP in Yinggehai Basin［J］.China Offshore Oil and Gas,2014,26（4）:20-24.

［7］张绍槐，韩继勇，朱根法.随钻地震技术的理论及工程应用［J］.石油学报，1999，20（2）：75-80.ZHANG Shaohuai,HAN Jiyong,ZHU Genfa.The engineering application and theory of seismic while drilling.［J］.Acta Petrolei Sinica.1999,20（2）:75-80.

［8］廖茂林，胡益涛.随钻地层压力监测技术在南海D区块的应用［J］.录井工程，2013，24（3）：19-25.LIAO Maolin,HU Yitao.Application of formation pressure monitoring while drilling in D Block,South Sea［J］.Mud Logging Engineering,2013,24（3）:19-25.

［9］奇格林，谢列布里亚科夫，罗伯逊，著.异常地层压力成因与预测［M］.赵文智，柳广弟，苗继军，译.北京：石油工业出版社，2004.CHIGRIN G A,SEREBRYAKOV V A,ROBERTSON J O.Origin and prediction of abnormal formation pressure［M］.Translated by ZHAO Wenzhi,LIU Guangdi,MIAO Jijun.Beijing:Petroleum Industry Press,2004.

（修改稿收到日期 2016-10-11）

〔编辑 朱 伟〕

Application of formation pressure prediction while drilling technology in HTHP wells

SUN Dongzheng1,YANG Jin2,YANG Xiangqian2,LI Zhong3,GU Chunwei3
1.China National Offshore Oil Corporation,Beijing 100010,China;
2.College of Oil and Gas Engineering,China Uniνersity of Petroleum,Beijing 102249,China;
3.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

In the Ying-Qiong Basin,HTHP wells are suffered from multiple pressure steps and complex pressure systems,so the field operation cannot be carried out satisfactorily only based on the predrilling seismic data prediction.The formation pressure prediction while drilling technology corrects in real time the predrilling formation pressure prediction model and the prediction results by using the pressure monitoring results while drilling of compound logging,so as to increase the formation pressure prediction accuracy and protect oil and gas layers effectively.In this paper,a case study was carried out on HTHP Well Y1.In this well,internationally advanced Equipoise system is used for formation pressure monitoring while drilling in place.The formation pressure prediction model is corrected according to the actual monitoring results of formation pressure,and then the pressure of undrilled formation in the lower part is re-predicted.The measured pressure after the drilling indicates that the prediction accuracy of formation pore pressure based on this method is up to 94%.The practical application shows that formation pressure monitoring while drilling can be used to correct the formation pressure prediction model and increase the formation pressure prediction accuracy.It provides the technical support for the drilling parameter design of HTHP wells,drilling plan adjustment and safety control.

HTHP well;formation pressure;monitoring;prediction while drilling;seismic;offshore oil and gas field

孙东征，杨进，杨翔骞，李中，顾纯巍.地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用［J］ .石油钻采工艺，2016，38（6）：746-751.

TE521

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0746-06

10.13639/j.odpt.2016.06.006

:SUN Dongzheng,YANG Jin,YANG Xiangqian,LI Zhong,GU Chunwei.Application of formation pressure prediction while drilling technology in HTHP wells［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):746-751.

国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：51434009）；国家自然科学创新研究群体项目“复杂油气井钻井与完井基础研究”（编号：51221003）。

孙东征（1973-），高级工程师，现主要从事海上钻完井技术研究和管理工作。通讯地址：（100010）北京朝阳区中国海洋石油大厦。