南海东部深水高温高压井循环降温随钻测井新技术

顾玉洋，夏竹君，谢瑞永，王勇，罗鹏，刘超

中海油能源发展股份有限公司 工程技术深圳分公司（广东 深圳 518064）

0 引言

南海东部深水高温高压区块油气资源潜力巨大，目前勘探的不少油气藏区块地层温度梯度4.8 ℃/100 m，目的层温度超过200 ℃，地层压力系数大于1.5，完钻深度超过5 000 m，属于高温高压油气藏[1]。在高温高压井中测井需要面临的主要问题是测井设备的选择以及施工中需要注意的泥浆、井况、腐蚀性气体等问题，电缆测井时通常选用高温高压测井工具并做好详细周密的测前施工方案设计以提高测井成功率[2-4]，地层测试时通常采用井下存储工具进行作业[5-7]，随钻测井时通常选用高温高压随钻测井工具作业[8-10]。高温高压随钻测井工具和高温高压电缆测井工具是不一样的。

近年来南海东部加大了深水高温高压油气藏的勘探力度，对高温高压随钻测井工具的需求逐渐上升，但高温高压随钻测井工具总量有限，供不应求，经常出现井等工具的情况，急需研究新的解决方案。本文以探井A 井为例，详细介绍南海东部深水高温高压井循环降温随钻测井新技术的研究过程及应用情况。

1 基本概况

A井是2019年1月16日完钻的一口探井，主要目的层是珠江组下段ZJ490 层的构造+岩性圈闭。井身结构如图 1 所示，152.4 mm（6″）井眼裸眼段4 424.3~5 129 m为本次研究的目的层段，完钻深度5 129 m，钻后测算得井底地层压力系数约1.5，井底温度约209 ℃、压力约150 MPa，属于典型的高温高压气井。

图1 A井井身结构示意图

钻开目的层段时，由于高温高压随钻测井工具短缺，需要等待1 周左右高温高压随钻测井工具才能到井，等待时间太长，成本太高，故研究采用常温随钻测井工具，结合循环泥浆降温测井新技术。

2 测井新方法研究

2.1 常温随钻测井工具+循环泥浆降温测井新技术

在南海东部常用的常温随钻测井工具耐温155 ℃，耐压172 MPa，而该井的井底温度约209 ℃、压力约150 MPa，从仪器技术指标来看，压力没有超过常温随钻测井工具的耐压技术指标，只是温度超过了耐温技术指标，能否通过循环泥浆降低井内环境温度满足工具测井要求？能否采用随钻测井的作业方式补录测井资料？即研究“常规随钻测井工具+循环泥浆降温”的随钻测井新技术实现南海东部深水高温高压井完井测井的可行性。

2.2 测前循环泥浆温度预测

循环泥浆降温效果决定了该项测井新技术的成败，在测井之前需要进行循环泥浆温度预测，模拟循环降温效果以及停泵后升温速度，评估测井作业过程中异常停泵存在的风险。

2.2.1 循环泥浆温度预测原理

测前循环泥浆温度模拟软件主要是参考努赛尔数关系建立传热模型[11]，循环泥浆时测井工具环境温度即为与工具接触的泥浆温度，该温度受泥浆运动热对流影响、泥浆与地层（或隔水管等）之间热传导影响以及机械摩擦产生热量等，假设钻井液或泥浆在钻柱内外混合良好，则可用T表示泥浆温度。采用径向网格建模的方法模拟钻杆、地层和隔水管等固体表示径向上固体温度随时间的变化。由Hendrik Suryadi 等人提出的公式（1）可计算温度T：

式中：T为泥浆温度，°F；ρ为泥浆密度，g/cm3；cp为泥浆比热容，J/（kg·K）；Q为泥浆的体积流量，L/min；rin和rout分别为泥浆区域内外半径，in分别为内外固体在与泥浆交界处的温度，°F；hin、hout分别为是内外边界的热传系数（无量纲）；q″为泥浆单位长度上附加热源的总和，J。

固体区域温度T由公式（2）计算：

式中：T′为固体温度，°F；ρ′为固体密度，g/cm3；为固体比热容，J（/kg·K）。

该模型的特点是已经考虑到以下因素的影响：扭矩摩擦影响、钻头切削影响、黏性损失影响、岩屑影响、井下泥浆性能随压力和温度的变化、钻柱材料特性的变化、地层热性能的变化影响等。

2.2.2 循环泥浆温度预测效果

利用软件模拟钻井过程中随钻工具温度随时间变化情况如图2所示，黑色实线表示静止地层温度，灰色虚线表示随钻工具耐温极限：150 ℃/302°F，红色实线表示预测工具温度，绿色虚线表示预测停泵工具温度。从图2 中可以看出，下钻之前循环过程中，工具温度较低且能保持稳定，下钻过程中随着井深增加，地层温度和随钻工具温度逐渐增加但不会超过静止地层温度，循环降温效果明显，循环时工具温度远低于静止地层温度，只有当起下钻速度快时随钻工具温度上升较快，接近静止地层温度；在第40 h 之后的钻进过程中，钻井液一直在循环，随钻工具温度远低于静止地层温度（根据地温梯度估算的静止地层温度低于随钻工具耐温极限），在第56 h停钻，进行静止测试，静止2 h后随钻工具温度上升较快（但低于井底静止温度），说明在钻进过程中应尽量减少由于工具故障或者接立柱造成的停泵时间，开泵循环之后随钻工具温度降低，降温效果明显。模拟预测结果证明可以使用常温随钻工具补测数据。

图2 A井循环泥浆测井工具温度预测分析图

2.3 循环降温随钻测井下钻程序方案设计

根据本井测井目的和要求选择适合的常温随钻测井工具，结合现场实际情况及地质特征，参考上述的循环泥浆温度模拟预测结果，进行了详细的循环降温随钻测井下钻程序方案设计，指导现场作业顺利进行，具体如下：

1）随钻测井工具连接好，检查一切正常，下钻前检查浮阀和滤网。

2）按照下钻流程灌浆。于2 800 m 开始灌满浆把排量开到工具工作排量（700～900 L/min），读取工具循环温度。并要注意以下几点：①若温度低于125 ℃，继续下钻，每下钻100 m 接顶驱开泵读取工具温度；②若循环温度超过125 ℃，则每柱开泵下钻，排量不低于800 L/min；③若循环温度超过135 ℃，需要继续循环直到实时循环温度稳定5 min或者温度降至130 ℃以下，可恢复接立柱；④若循环温度超过145 ℃，停止下钻，循环降温，直到温度降低至140 ℃以下方可继续循环下钻，且下钻速度不得超过60 m/h，其间可以上下活动钻具，尽量减少旋转。严禁不开泵旋转工具。

3）在井深4 800 m 左右开始复测（下钻复测），转速30～35 r/min，下钻速度不超过60 m/h，排量不低于800 L/min，温度控制仍按上条执行。

4）尽量缩短接立柱的时间，同时在接立柱时晚停泵早开泵，尽量减少停泵时间。

5）如果需要停泵15 min 以上（除接立柱以外），或者泥浆泵出现问题，务必使用备用泥浆泵甚至注水泥系统保证循环降温。如果该操作无法降温至安全温度。那么需要上提工具至2 800 m 以上。尽量减少井下工具震动。

2.4 循环降温随钻测井起钻程序方案设计

1）若工具温度超过145 ℃，循环降温至135 ℃以内或者循环20 min 内温度仍未见降低，则继续起钻。

2）若工具温度135～145 ℃，循环降温，至温度降低5 ℃或者温度低于130 ℃方可卸立柱。

3）若工具温度超过125 ℃，边循环边起钻，排量不低于800 L/min 若连续两柱循环温度均未见超过125 ℃，可正常起钻。

2.5 循环降温测井作业实施

本次作业选用的测井工具是贝克休斯的On⁃Trak 仪器，工具出厂时额定耐温155 ℃，耐压172 MPa，工具直径306.451 mm（12.065″），测井项目为自然伽马、电阻率、中子、密度，测量井段4 780.0～5 069.1 m。A井152.4 mm（6″）井眼按上述的方案设计进行测井作业，具体实施情况见表1。

表1 A井152.4 mm（6″）井眼常规测井作业实施情况

3 测井结果评价

3.1 测井时井内环境温度评价

本次实际测量井段4 790.0～5 073.0 m，在循环降温的措施下工具监测到测井时工具环境温度随深度变化而变化，整个测井期间温度在127.5～135.5 ℃，最高温度为135.5 ℃，比地层的实际温度208 ℃降低了72.5 ℃，比工具的额定温度155 ℃低，能确保工具状态稳定，满足测井要求，成功实现小井眼以常温随钻工具在超高温高压井中高效获取优良的地层评价资料。

3.2 测井曲线质量评价

本次作业录取的4条测井线自然伽马、电阻率、中子、密度曲线如图3所示。图3中第一道为GR和ROP，第二道为深度，第三道为电阻率，第四道为中子和密度，第五道为气测组分，第六道为测井解释结论，第七道为含气饱和度，第八道为有效孔隙度，第九道为岩性剖面。从图3 中可以看出，随钻录取的4条曲线没有饱和平头、尖跳等现象，各曲线之间的相关性较好，解释的岩性剖面与地质录井一致，符合地区特征。中子、密度曲线交会图检查时由于测量井段内没有纯砂岩水层段，故选取本井相对较线的4 950.0～4 970.0 m砂岩气层做中子-密度交会图，如图4 所示，数据点落在蓝色砂岩线上，说明中子、密度测井曲线质量较好，满足测井解释及储层评价要求。根据结合区块经验参数，共解释气层13层159.4 m，差气层4 层28.6 m，干层1 层14.3 m。完成了本井勘探的目的。

图3 A井152.4 mm(6")井眼测井成果图

图4 A井4 950.0~4 970.0 m中子-密度交会图

4 结论

针对南海东部高温高压测井工具供不应求的情况，研究出了常温随钻测井工具在深水高温高压井中循环泥浆降温测井的新技术，即当地层温度大幅高于测井工具额定温度时，先利用专业软件对井筒进行循环泥浆降温模拟，评价降温效果及可行性，再根据模拟结果进行作业方案优化设计，能够确保常温测井工具在高温甚至超高温井中高效高质获取地层评价资料。该技术在南海东部深水区探井作业中已成功测井8口井，测井成功率高，当高温高压随钻测井工具缺乏时，减少等待时间，实现降本增效，可以推广应用。