超深水面临的挑战 就在几年前, 勘探与生产行业还被迫开发新的技术和方法以便对大陆架以 外的深水区域进行勘探 如今, 勘探与生产行业正向超深水挺进, 并对更深的地层进行钻探, 这需要持续不断地改进技术和项目工作流程 Rob Cummings Chris Garcia Andrew Hawthorn Robert Holicek 美国得克萨斯州休斯敦 John R. Dribus 美国路易斯安那州新奥尔良 Loïc Haslin 法国巴黎 油田新技术,2014/2015 年冬季刊, 第 26 卷, 第 4 期 2015 斯伦贝谢版权所有 在编写本文过程中得到以下人员的帮助, 谨表谢意 : 哥伦比亚 Cota 的 Juan Ramon Lopez Moralesle Parker Fitzpatrick; 墨西哥坎佩切州 Ciudad del Carmen 墨西哥国家石油公司的 Aciel Olivares; 墨西哥韦拉克鲁斯 Poza Rica de Hidalgo 墨西哥国家石油公司的 Octavio Saavedra; 墨西哥城的 Manuel Torres 以及墨西哥塔巴斯科州 Villahermosa 墨西哥国家石油公司的 Victor Vallejo arcvision,drillmap,geomarket,powerdrive vortex, Seismic Guided Drilling,seismicVISION 和 TeleScope 等是斯伦贝谢公司的商标 MeshRite 是 Absolute 完井技术公司的商标 当勘探与生产行业进入新的领域时, 作业成本可能很高昂, 要求钻井和完井工程师通过降低非生产性时间来对成本和开支进行管理 对于诸如深水这样充满挑战的新领域, 日成本高达 100 万美元以上, 缩短非生产性时间自然是符合逻辑的策略 而超深水作业者除了重点考虑降低成本外, 还必须考虑其他一些因素 许多作业者都认识到, 如果不对井在储层中的轨迹进行优化, 没有采用适当设备进行打井的话, 那么通过缩短非生产性时间 ( NPT) 实现的价值通常不足以使成本高昂的超深水项目产生经济效益 此外, 最近发生的一些事件也使作业者清楚地知道, 在错误可能导致人员 环境和经济灾难的环境中进行作业时, 则必须十分重视风险管理和严格执行法律法规 安全和环境问题并不局限于深水领域, 深水一般是指水深大于 500 米 (1600 英尺 ), 超深水是指水深大于 1500 米 ( 5000 英尺 ) 然而, 与浅水和陆上相比, 深水区作业投入要高许多, 出现错误造成的后果要付出更高的代价 为了应对这一充满挑战的局面, 超深水作业者和服务公司再次认识到必须在所有专业领域加强合作, 才能使项目取得成功 超深水勘探要求采取一体化方法的最终驱动因素可能是现有工具和工作流程已经不能够对地下储层进行适当模拟 通过地震勘探或测井技术采集的地下数据蕴含一定的不确定性, 要求专家使用概率估算对数据组进行解释或是制定应急规划 地球物理师利用这些数据建立岩石力学模型 (MEM), 对岩石类型 油田寿命过程中的压力以及压力变化对渗透率和有效孔隙度的影响做出假设 根据 MEM 和其他模型, 钻井工程师做出关键井设计假设, 以确定诸如泥浆比重 钻头类型 下套管深度以及井斜角度等参数从而制定钻井程序 然而, 油藏模型的不确定性能够导致井设计的不确定性, 可能使建井过于保守, 成本过于高昂 这种依赖于其他输入数据的做法一直持续到完井 生产和设施设计等过程, 因为每个专业领域的决策都至少部分基于其他专业领域的假设以及在勘探过程中每个专业领域必须面对的数据局限性 为了最大限度弥补这些流程固有的缺陷, 超深水项目组的全体成员必须清楚了解他们拿到的数据中蕴含的不确定性, 并在油田设计过程中将这些情况向整个项目组进行沟通 34 油田新技术
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出墨西哥湾 ) 能够给深水钻井设施带来相当大的作业困难 ( 左图 ) 环流对钻机位置保持以及钻井立管的作业和回收造成严重影响, 并且由于涡激振动造成立管疲劳 [1] 位置保持是指使钻井船抵抗风和洋流的影响并保持在规定的以立管为中心的圆圈 ( 监控圈 ) 范围内 监控圈的范围取决于水深 立管几何形态 立管张力分布以及特定作业挠性连接角度的限制 深水钻井设备在大多数海况条件下都是通过动态定位实现位置保持, 使用多个计算机控制的水下推力器 推力器能够 360 度旋转, 因此可以在任何所需的方向施加力以平衡海浪的作用力 根据海浪和洋流的变化情况, 对推力器连续进行计算机监控并进行调节 然而, 这一过程可能要求钻机使用大量的燃料, 因此会增加成本从而对项目总体的经济性产生影响 ^ 墨西哥湾东部的环流 墨西哥湾的环流可形成短的环路 ( 左上图 ), 也可形成长的环路 ( 右上图 ) 当环路长时, 经常会产生被称为涡流的旋转水体 ( 左下图 ) 这些涡流在很多星期的时间里向西移 动 ( 右下图 ), 最终在墨西哥湾西部失去能量 环流和涡流的周期在一年内重复数次 环流和直线流将立管向侧面推, 从而难以将其下入海底防喷器中 深水钻井行业开发出了专用设备来控制立管的方向, 但这一设备非常昂贵, 因此一些移动钻井装置不具备应对强海流的设备 在超深水勘探与开发项目的每个阶段都要确定并分析不确定性来源 在作业者在海底确定钻头进入位置之前, 他们需要考虑可能遇到的海底和浅水流地质危害 钻井过程中需要了解预计孔隙压力, 但孔隙压力模型是根据地震速度计算进行建立并且会基于地区经验进行调整 对钻头前压力和温度梯度 复杂地质情况 地质力学特性 地层流体化学特性以及其他因素的预测都涉及到有效风险管理, 进行有效风险管理可使作业者在不确定的超深水环境成功进行钻井作业 本文介绍了利用一体化工作流程对超深水油藏进行确定 完井和开采的方法 还对 2010 年墨西哥湾 Macondo 事故之后管理机构的重要作用进行了说明 ( 参见 Macondo 事故之后的海上法规, 第 38 页 ) 来自墨西哥的实例说明跨学科团队在对墨西哥湾超深水区域一口复杂井进行成功钻井和评价中所发挥的关键作用 另一个来自南美洲北部的实例说明一体化方法是如何在偏远地区确保作业取得成功的 已知的未知作业者在超深水面临的钻井和完井挑战与业界以前在深水作业中面临的挑战是一样的, 可能只是问题更加突出一些 例如, 在墨西哥湾, 环流 ( 洋面之下流动的温水流, 从加勒比海进入墨西哥湾然后再流 此外, 洋流在立管周围流动过程中, 在立管下游形成涡流 立管周围的涡流引起涡激振动 ( 强洋流中管子的横向振荡 ), 能够导致管子疲劳损坏 为了应对这一现象, 在将每段立管从钻台下放的过程中, 沿立管长度方向装上螺旋片 这些装置可以使洋流分散, 避免形成涡流, 但由于是在现场立管下入过程中在每节立管上安装螺旋片, 因此立管作业耗费较多的时间进而增加成本 [2] 深水作业者解决的另外一个问题是钻井窗口窄的难题, 随着水深的增加, 地层孔隙压力与地层开始破裂压力之间的差异减小, 从而使钻井窗口变窄 相对于陆上和浅水地区, 地层开始破裂压力降低, 因为上覆地层被海水取代, 形成较低的垂直应力 深水井浅层存在结构性弱的 未压 36 油田新技术
实和未固结沉积物可进一步降低开始破裂压力 因为孔隙压力一般随深度增加而增加, 随着水深增加, 钻井窗口变得越来越窄 ( 右图 ) [3] 在超深水条件下, 钻头之上钻井液柱的静压力可能会超过所钻地层的开始破裂压力 当井钻至破裂压力与孔隙压力之间窗口闭合的深度时, 钻井泥浆会漏失到地层中, 作业者除了下套管外几乎没有其他选择 每次下入套管柱, 作业者必须减小下一个层段的钻头尺寸 这一过程导致井眼尺寸可能会影响地层评价数据的采集, 生产套管尺寸太小以至无法进行经济开采 这些较小的井眼尺寸可能太小, 以至于无法使用所需的完井设备, 如防砂 流量控制以及人工举升系统等 增加套管柱还会增加材料成本, 延长钻机天数, 从而对项目的经济性产生不利影响 = 100 OB OB 500 OB 5000 = 5000 为解决窄钻井窗口的问题, 已经开发出了多种解决方案 使用具有稳定流变特性的钻井液 ( 温度变化对流变特性没有影响 ) 和低密度水泥 ( 有时掺有氮 ) 可降低井中钻井液柱的静压力 在某些情况下, 如果不得不在目标下套管深度以上下套管的话, 作业者可通过扩眼 ( 在套管鞋以下扩大井眼 ) 然后再下入可扩大至前面一样尺寸的套管来避免缩小套管尺寸 PP FP OB PP FP OB 另外, 一些深水钻井设备还配有双梯度钻井或控压钻井系统 在双梯度钻井系统中, 泵被放置在海底以将流体举升到地面 其作用是通过降低流体柱至海底的顶部高度来降低作用于地层上的静压力 这样可以增加流体柱静压力超过地层开始破裂压力的钻井深度 在控压钻井系统中, 允许地层以受控的方式流动, 可以使作业者在降低地层静压力的同时使用较低密度泥浆进行井控 [4] ( 下接第 40 页 ) ^ 孔隙压力与开始破裂压力 在深水环境, 上覆地层岩石被海水取代, 施加到地层上的垂直应力 ( 或上覆压力 OB) 降低 ( 上图 ) 随着海底之下深度的增加, 孔隙压力 (PP) 和开始破裂压力 (FP) 越来越接近 ( 左下图 ) 结果使钻井窗口变窄 在深水环境,FP 和 OB 的降低更为明显 ( 右下图 ) 1. Koch SP,Barker JW 和 nd Vermersch JA: The Gulf of Mexico Loop Current and Deepwater Drilling,Journal of Petroleum Technology,43 卷, 第 9 期 (1991 年 9 月 ):1046 1119 2. Koch 等人, 参考文献 1 3. Rocha LAS,Falcao JL,Goncalves CJC,Toledo C,Lobato K,Leal S 和 Lobato H: Fracture Pressure Gradient in Deepwater, 论文 IADC/SPE 88011, 发表在 IADC/SPE 亚太钻井技术大会暨展览会上, 吉隆坡,2004 年 9 月 13 15 日 钻井窗口是在给定深度下孔隙压力与开始破裂压力之间的差异 为了进行安全钻井, 井眼中钻井液的比重必须在钻井窗口范围内 4. 有关控压钻井更多的信息, 请参见 :Elliott D, Montilva J,Francis P,Reitsma D,Shelton J 和 Roes V: Managed Pressure Drilling Erases the Lines, 油田新技术,23 卷, 第 1 期 (2011 年春季刊 ):14 23 Cuvillier G,Edwards S,Johnson G,Plumb D, Sayers C,Denyer G,Mendonca JE,Theuveny B 和 Vise C: Solving Deepwater Well-Construction Problems, 油田新技术,12 卷, 第 1 期 (2000 年春季刊 ):2 17 2014 年冬季刊 37
Macondo 事故之后的海上法规 安全和环境问题长期以来一直都是海上作业者最为关心的问题 然而,2010 年墨西哥湾 Macondo 事件发生后, 美国的作业者 ( 一直以来都是进行自我监督 ) 如今还必须遵守新的海上安全与环境法规 对这些法规的遵守情况由美国安全与环境执行局 (BSEE) 进行监督, 要求作业者采取具体的安全与环境管理体系 (SEMS) 才有资格在美国墨西哥湾进行作业 除了其他任务外, 该执行局还对钻机许可申请进行审查, 并对钻机和生产平台进行检查 SEMS 工具于 1990 年问世, 当时美国国家研究委员会海洋委员会发现, 尽管业界都在遵守立法机构制定的法规, 但作业者却不提倡识别风险或制定事故缓解措施的氛围 因此,BSEE 与美国石油学会 (API) 合作制定了推荐做法 (RP)75: 制定海上作业和设施安全与环境管理计划 (SEMP) 的推荐做法 API 还制定了 RP 14J, 海上生产设施设计与危害分析的推荐做法, 以识别海上生产设施上的安全危害 [1] 2010 年 4 月发生 Macondo 事故之后, BSEE 开始要求所有在美国海域的作业者在 2013 年 11 月 15 日之前制定出 SEMS 计划 当时 84 家作业者中有 12 家在最后期限时未能制定出计划, 被 BSEE 点名为列为不合规 最后,12 家作业者中的 5 家被通知暂停作业 起初,BSEE 允许公司进行内部审计 如今, 根据 SEMS II, 要求作业者雇佣有资质的独立第三方作为 SEMS 审计员, 或是牵头对公司 SEMS 计划进行内部审计 除了强制关停作业外, 不遵守 SEMS 规定可能还遭受民事处罚 SEMS 还被称为员工安全规定, 包括以下 13 个要素 : 计划执行一般规定, 规划和管理审查 安全与环境信息 危害分析 变更管理 作业程序 安全工作实践 培训 关键设备质量与机械完整性 运行前检查 应急响应与控制 事故调查 对安全和工具管理要素的审计 形成文件并归档 BSEE 的命令主要是针对作业者的 然而, 在 Macondo 事故发生后发布的不合规报告可以清楚地看到,BSEE( 美国内政部的一个机构 ) 也还打算让服务公司和承包商对安全与环境合规性负责 SEMS II 的审计截止期限是 2015 年 6 月 4 日, 增加了第一个版本中没有包括的要求 这些新的要求旨在赋予现场人员根据停止工作授权和最终作业授权政策进行安全管理决策的权利 为了贯彻 SEMS II 的意图, 作业者必须制定授予海上设施全部作业人员行使停止工作授权的程序 此外, 作业者还必须明确指定在任何给定时间具有设施作业与安全决策最终作业权利的人员, 而且必须制定 SEMS 实施与报告不安全作业条件指南的员工参与计划 尽管服务公司在技术方面不对满足 SEMS 的要求负责, 作业者要对在其设施上的所有人员负责 因此, 设施作业者必须确保所有合同公司及其人员都要遵守 SEMS 的要求 作业者已经拒绝了一些违反规定的人员进入海上设施 同样, 服务公司必须确保其分包商遵守 SEMS, 以向作业者负责 对于某些作业公司和服务公司而言, 该方法意味着对安全计划做出重大变更, 并开展培训以确保员工在识别 停止和报告不安全做法时承担相应责任 然而, 斯伦贝谢无需做出任何变更即可满足 SEMS II 的要求, 因为其长期政策与 RP 75 的目标是高度一致的 ( 下一页图 ) 斯伦贝谢海上作业人员必须具有书面的当前工作岗位描述, 根据该职位完成相应培训计划 公司必须确保所有出海人员已完成墨西哥湾北部 GeoMarket 和客户要求的培训, 其技能和知识必须经过核实并通过药物和酒精测试 1. Gordillo G 和 Lopez-Videla L: Managing SEMS Audits:Past,Present and Future,Journal of Petroleum Technology,66 卷, 第 2 期 (2014 年 2 月 ):72 75 38 油田新技术
QHSE SEMS SEMS SEMS SEMS SEMS II ^ 斯伦贝谢与 SEMS 斯伦贝谢质量 健康 安全与环境 (QHSE) 实践与 API RP 75 的 SEMS 和 SEMS II 推荐做法相吻合 斯伦贝谢几乎不需要进 行调整就能通过 SEMS II 审计 因为在美国海域的作业者和服务公司都是全球性公司, 他们基于 SEMS 的安全与环境实践很有可能随他们一起带到其他市场 随着美国以外的公司寻求在美国海 域进行作业, 根据 SEMS 要求制定的公司政策将在全球越来越得到认可 此外, 由于安全与高效作业能够明显减少停工时间, 避免出现代价昂贵的错误, 因此可以断定, 尽管实施 SEMS 策略会产生一定的成本, 但对深水开发项目总体的财务影响应该是积极的 2014 年冬季刊 39
^ 深水区域浅水流危害的形成 随着沉积物的沉积, 流体排出的速度可能跟得上也可能跟不上压实的速度 如果流体不能以与静水压力达到平衡的速度排出, 砂岩则会形成超压 钻入超压砂岩使圈闭的水释放, 而且常常是突然释放 富含粘土矿物的粉砂沉积物最终会变成泥岩, 一般不会形成超压 深水区的浅水流危害司钻放弃原先的钻井位置, 或者至少暂停作业者首先选取钻井目标和位置来开作业, 直到制定出相应的解决问题的方案始深水钻井过程 在深水钻井的早期, 作为止 在较浅的大陆架上, 尤其是在三角洲业者遇到浅水流或陆上从未见到的水面和地区, 海底主要的危害是存在浅水流或气水下现象时都很惊讶 这些现象对海底和袋, 在钻井过程中或之后存在井喷或海底井筒稳定性都有一定的威胁 海底的一些失稳的风险 在大陆架以外的深水以及超区域除了诸如电缆 管线 井口甚至是未深水区域, 浅水流 (SWF) 是最为常见的爆弹药等人为障碍物外, 还存在对钻井作地质危害, 对钻井作业产生很大的风险 业的天然危害, 包括流体活动形成的海底浅水流在高沉积速度的盆地比较普麻坑 泥火山以及活动断层崖等, 这些都遍, 是由于差异压实和脱水后砂岩和粉砂使得海床基底不稳定, 无法锚定钻机并进岩沉积物快速埋藏的结果 这些现象发生行钻井作业 在深水区, 洋底可能还存在在水深超过 500 米的区域, 常见于泥线之斜坡 坍塌 滑动以及溶坑等特征 下 250 到 1000 米 (800 到 3300 英尺 ) 的海底之下对钻井作业的威胁来自浅水砂岩地层 ( 上图 ) [5] 钻入这些圈闭砂岩能流和气流 埋藏的含水和含气河道与决口够引起水和沉积物流入井筒, 有时在井筒扇 活动断层 气云 气烟囱 游离天然气周围流动, 可能对井场的安全构成威胁 水合物以及侧向压力转换效应, 这种效应例如在墨西哥湾, 由于 SWF 将支撑井槽的能够将较高压力带到较浅的深度 如果在沉积物冲出,21 个井槽中的 10 变得不稳钻井前未认识到这些危害, 则有可能迫使定, 迫使某作业者将张力腿平台移走 [6] 在可能的情况下, 工程师都尽量避免钻入地质危害层, 因为采取缓解措施比较困难, 并且可能造成重大 NPT 当危害不可避免时, 钻井计划必须包括应急套管和泥浆程序, 以控制异常压力 在深水区域, 钻井工程师通常采取增加泥浆比重的方法来进行井控以应对异常压力, 但由于钻井窗口窄而经常出现问题 作业者通过识别浅水流危害并进行适当井位选择和规划来确保井筒不受浅水流危害的影响 但在深水区域, 在项目勘探阶段邻井数据很少或是没有, 作业者通过现场或水文以及地震勘探测量 钻导眼井或是地层模拟来识别浅水流危害 此外, 现代高质量地震数据显著提高了业界探测这些浅水流地质危害的能力 但所有这些危害识别方法既有优点, 也存在不足 ( 下一页表 ) 除了识别 SWF 的存在外, 地球物理师必须对这一现象的潜在风险进行量化分析 例如, 分布范围广泛的厚 SWF 砂能够流动很长的时间, 其中流量可能会增加 与 SWF 相关的地层倾角也可能使风险增加, 因为大倾角使深部砂岩的孔隙压力沿上倾方向移动, 从而增加超压影响 [7] 由于缺乏高质量邻井数据, 对深水区地质危害影响的评估比较困难 使用传统地震方法采集的地质危害数据不能用来对风险进行量化分析, 因为这些数据是使用短拖缆采集的, 没有足够的偏移距通过定量分析 ( 如反演 ) 来提取物理特性 为了弥补这一不足, 地球物理师最近开始对大偏移距常规 3D 地震数据进行再处理, 以定量分析浅水流危害 然后, 他们利用纵波速度与横波速度比 (Vp/Vs) 有效应力以及密度等属性对浅水流危害进行定量测量 [8] SWF 中的砂岩为高度非固结, 其 Vp 接近水的数值,Vs 接近为零 因此, 与邻近沉积层相比, 根据较高的 Vp/Vs 数值可识别 SWF 40 油田新技术
由于形成 SWF 的埋藏和压实作用的结果, 其粒间接触很差, 有效应力低, 孔隙度高 因此, 几乎不可能采取泵入水泥或高密度堵漏丸 ( 其他循环漏失情形的解决方案 ) 的补救方法, 针对 SWF 最可靠的方法就是将其避开 在三角洲地区绘制水深图可得到风险概率分布图, 指示在何处应该对地震数据进行仔细检查, 以发现埋藏河道或叶状体特征, 这些可能存在 SWF 隐患, 应该避开 新深水区钻探由于在早期深水作业中开发出了许多技术解决方案, 而且成本 风险和回报都非常高, 因此超深水区域的作业者往往更加重视其投资回报率最大化, 而不太注重降 低 NPT 尽管进行高效作业仍旧是优先考虑的事项, 超深水作业者最为关心的是储层中的地质导向 地质导向可以提高产量和最终采收率 因此, 与传统勘探与开发作业相比, 地质和地球物理信息在超深水整个勘探与生产工作流程中的作用更大 在超深水区域, 一般很少有井控或储层特性直接测量结果以便对地震解释进行标定或是进行地质模拟 因此, 作业者通常依赖于模型来了解与油气田开发相关的财务和技术风险 对超深水储层进行模拟的流程包括地质和地球物理模拟 油藏特征描述 储层流动模拟 设施设计 流动保障以及不确定性和风险分析等 由于缺乏测井 试井以及岩心等实际数据, 进行上述任何一项分析都被极为复杂 地质与地球物理模拟通常使用地震数据, 地震数据利用该地区可能已经测得的少数测井曲线进行标定, 以绘制断层以及可能阻隔流体的地层 油藏特征描述严重依赖于地震数据, 而且为了减少这些数据中固有的不确定性, 地球物理师和工程师使用地质统计方法通过趋势 特性变化以及主观解释等进行油藏描述 [9] 这些模型可以使研究人员预测整个油田内地质特征对流体流动的影响 [10] 在邻井信息极为有限的情况下, 工程师根据地震深度成像和估算特性制定钻井程序, 以对构造和地质目标进行绘图, 识别诸如孔隙压力梯度 破裂压力梯度以及地质力学特性等地层特征 由于数据有限, 1 2 10 200 300 500 1000 100 150 ^ 浅水流危害识别 有多种识别浅水流的方法, 每种方法都有其优点和缺点 5. Dutta NC,Utech RW 和 Shelander D: Role of 3D Seismic for Quantitative Shallow Hazard Assessment in Deepwater Sediments,The Leading Edge,29 卷, 第 8 期 (2010 年 8 月 ):930 942 6. Eaton LF: Drilling Through Deepwater Shallow Water Flow Zones at Ursa, 论文 SPE/IADC 52780, 发表在 SPE/IADC 钻井大会上, 阿姆斯特丹, 1999 年 3 月 9 11 日 7. Dutta 等人, 参考文献 5 8. 有关 Vp /Vs 比值更多的信息, 请参见 :Alsos T,Eide A,Astratti D,Pickering S,Benabentos M,Dutta N,Mallick S,Schultz G,den Boer L,Livingstone M,Nickel M,Sonneland L,Schlaf J,Schoepfer P,Sigismondi M,Soldo JC 和 Stronen LK: Seismic Applications Throughout the Life of the Reservoir, 油田新技术,14 卷, 第 2 期 (2002 年夏季刊 ):48 65 9. Ezekwe JN 和 Filler SL: Modeling Deepwater Reservoirs, 论文 SPE 95066, 发表在 SPE 技术年会暨展览会上, 达拉斯,2005 年 10 月 9 12 日. 特征的可能分布, 尽管他们不知道这些特征的确切位置 10. Rossi D,Malinverno A 和 Carnegie A: Trends in Geostatistics,Middle East Well Evaluation Review,14 卷 (1993 年 11 月 ):45 53 2014 年冬季刊 41
700 ft 400 ft 进行校验炮观测 ( 或地震参考观测 ) 并在地面实时接收数据 ( 左下图 ) 地球物理师使用这些数据对钻前速度模型进行细化, 然后用来更新钻井目标深度和地质模型 [13] 此外, 实时随钻地震 (SWD) 方法, 如斯伦贝谢公司的 seismicvision 随钻地震服务, 在地震图上确认钻头的位置 ^ 断层位置的不确定性 在地震数据处理过程中, 图面空间校正将时间界面 转换成深度界面 对断层的 500 次图面空间校正计算表明该地层上的不确定 性约为 400 英尺 (120 米 ) 对于直井来说, 在确定井应在何处穿过断层时 相当于 700 英尺 (200 米 ) 的不确定性 ( 根据 Esmersoy 等人的资料修改, 参考文献 11) 存在很大的不确定性, 得到的地质模型是解释性的, 而不是唯一的 每个模型都有多个选择结果均能与同样的地面地震数据相吻合 ( 上图 ) [11] 在不确定性层段, 工程师和地球物理师使用实时校验炮观测来指导井眼轨迹 [12] 该方法使用泥浆脉冲遥测技术, 不影响钻井作业, 可使作业者在每次连接钻杆时 seismicvision ^ 校验炮方法 电缆校验炮 ( 左图 ) 要求司钻停止钻井, 连接并下入电缆地震工具 seismicvision 工具 ( 右图 ) 是钻具组合的一部分 连接钻杆过程中进行数据采集, 因此无需额外钻机时间 使用 TeleScope 高速随钻遥测服务将 seismicvision 波形数据从 LWD 仪器上传至地面 ( 根据 Chandrasekhar 等人的资料修改, 参考文献 13) TeleScope MWD 斯伦贝谢的研究人员在 SWD 方法的基础上开发出了一种将随钻数据与邻井和地面地震数据进行结合的方法 使用这些数据, 工作团队在必要时对模型进行修正并生成新的 3D 模型, 其中包括新的地震图像, 并重新计算孔隙压力和破裂压力梯度, 从而减少钻头前方的不确定性 [14] 在钻井作业过程中, 地面地震和井下测量工作流程的地震导向钻井综合对一直到钻头的地层速度进行测量 ( 下一页, 上图 ) 地震导向钻井研究一般覆盖建议井位周围约 100 平方公里 (40 平方英里 ) 的范围, 使用根据地震成像 反演和邻井数据建立的基准地层模型 根据地层模型得到井位周围小体积范围内的成像结果, 从而使地球物理师能够建立近井地质速度模型 之后, 地球物理师使用地震成像和估算的岩石特性 ( 如孔隙压力 破裂梯度以及其他岩石力学特性 ) 对建议的井进行分析 钻井工程师进行井设计并进行井眼轨迹 下套管深度 套管尺寸 泥浆类型以及泥浆比重等信息的钻前决策 在对某层段进行钻井的过程中或是钻完后, 现场人员使用 LWD 和电缆测井仪器以及泥浆录井仪器和钻井数据对地层的特性进行测量 在预先确定的深度上, 或者实时钻井数据表明在最初的模型中存在重大错误时, 地球物理师执行地震导向钻井工作流程 他们对近井筒地面地震数据进行再处理, 使用检验炮约束的局部层析反演得到新的速度数据, 进行深度偏移, 建立包括新速度剖面的钻头前更新模型 地学家使用测井资料对用来预测孔隙压力和破裂压力的地质模型进行更新 然后将其应用于新的速度模型来预测钻头前的孔隙压力 在钻井的数据就以这种方式被完全综合到新产生的预测模型中 在某 42 油田新技术
^ 地震导向钻井方法 基于估算出来的地层速度 ( 黑色曲线 ) 计算的钻前地震图像 ( 左图 ) 包括井眼轨迹 ( 红色虚线 ) 和目标层 ( 深蓝色 ) 使用地 震导向钻井方法, 工程师能够测量至钻头深度的地层速度 ( 中间图, 红色曲线 ), 并使用这些数据对井中已钻层段的模型进行更新 ( 粉色阴影部分 ) 然后再用这些数据重建地质模型和构造成像 ( 右图, 蓝色阴影部分 ) 重建的模型可能表明目标位置发生变化, 要求对井眼轨迹进行修改 些地区或是勘探钻井的早期, 这些数据可 能是唯一可得到的数据 因为整个工作流 程几乎是在实时进行, 因此工程师能够对钻井计划进行修改并对诸如井眼轨迹 泥浆比重 套管设计以及目标位置等关键计划要素进行调整 墨西哥湾超深水钻至 TD 在实践中, 尽管业界都在倡导多学科综合的方法 ( 右图 ), 但大多数钻井 完井和生产项目的许多勘探与生产学科都是各行其是 然而, 在墨西哥湾作业的墨西哥国家石油公司 (PEMEX) 正在使用一体化工作流程对其深水和超深水勘探项目进行管理 该方法被称为 VCDSE( 西班牙文可视化 概念化 定义 跟进和评估的首字母缩写 ), 由以下 5 个阶段组成 : 可视化 : 识别备选方法并确认井项目 3D PVT (4D ) () () 概念化 : 分析并选择最佳的方法 定义 : 开展详细的工程分析 ^ 深水作业各阶段的相互依赖关系 在深水项目中, 勘探 评价和开发之间存在直接的相互依赖关系 在每一大类下, 学科间也具有相互依赖关系并且跨越不同大类 所有学科至少彼此间接相互关联 跟进 : 建井作业 评估 : 对井实施过程中得到的经验教训进行总结和评估在整个流程中, 一名项目主管负责勘探 VCDSE 团队 作业团队以及服务公司内各学科间的协调工作 专业学科包括地球物理 地质 岩石物理 地质力学 油藏 钻井 完井以及风险评估工程等 这些团 11. Esmersoy C,Ramirez A,Hannan A,Lu L, Teebenny S,Yang Y,Sayers CM,Parekh C, Woodward M,Osypov K,Yang S,Liu Y,Shih C, Hawthorn A,Cunnell C,Shady E,Zarkhidze A, Shabrawi A 和 Nessim M: Guiding Drilling by Look Ahead Using Seismic and LWD Data, 论文 SPE 164786, 发表在技术会议暨展览会上, 开罗,2013 年 4 月 15 17 日 12. 校验炮是井眼地震测量的一种, 用于测量从地面到已知深度的信号传播时间 13. Chandrasekhar S,Dotiwala F,Kim TK,Khaitan ML 和 Kumar R: Reducing Target Uncertainties and Guiding Drilling Using Seismic While Drilling Technology,A Novel Approach in Andaman Sea Deepwater, 论文 SPE 165834, 发表在 SPE 亚太油气大会暨展览会上, 雅加达,2013 年 10 月 22 24 日 14. Peng C,Dai J 和 Yang S: Seismic Guided Drilling:Near Real Time 3D Updating of Subsurface Images and Pore Pressure Model, 论文 IPTC 16575, 发表在国际石油技术大会上, 北京,2013 年 3 月 26 28 日 2014 年冬季刊 43
队由专家和国际服务公司提供支持 [15] PEMEX 和斯伦贝谢的工程师找到了 备选方法并确认了三口超深水井的设计 Supremus-1,Maximino-1 和 Trion-1, 这三口井位于墨西哥湾北 Tamaulipas 地区 的 Perdido 褶皱带 该团队采取了一种被 称为防风险钻井 (NDS) 的方法, 将项目 TeleScope arcvision LWD PowerDrive vortex ^ 保持井眼垂直 在墨西哥海上 Perdido 褶皱带所钻的一口井中, 工程师使用了在 PowerDrive vortex 钻井马达之上装配有扩眼器的 BHA 他们首先钻了 26 英寸导眼段, 以进行 arcvision LWD 测井, 采集了实时电阻率 自然伽马 井斜以及随钻环空压力测量数据 然后将扩眼器打开, 将井眼直径扩大至 33 英寸 在钻该层段的整个过程中, 作业者得以保持井眼轨迹垂直, 把井斜控制在套管程序所要求的 1 度以内 设计与实施进行一体化综合 [16] NDS 工作 流程包括了设计阶段的信息, 以确定识别和缓解潜在钻井风险的步骤, 还包括使用 DrillMAP 钻井工程管理与作业计划软件制定的应急措施 虽然这三口井是首批在 Perdido 褶皱带墨西哥一侧的深水区域钻的井, 自 2004 年以来 PEMEX 一直在邻近的深水区域进行钻井活动 根据对这些早期井数据的分析以及井筒稳定性预测,DrillMAP 软件生成了能够显示井设计的可视化钻井工具, 包括套管尺寸和深度 钻井泥浆比重窗口以及潜在钻井风险的位置 DrillMAP 软件还为工程师提供了每个井段的风险 严重程度指数 用来检测风险的方法以及由项目团队在钻前阶段制定的缓解措施等 在这三口超深水井钻井过程中, 斯伦贝谢和 PEMEX 的工程师使用地质力学实时检测服务并与 DrillMAP 计划连续进行比较来对钻井进程进行监控 在墨西哥韦拉克鲁斯 Poza Rica de Hidalgo 的钻井可视化中心, 岩石物理师 地质力学工程师及钻井优化工程师对井场的 LWD 数据进行了监控和分析 多学科团队使用了更新的钻前地质 地质力学和孔隙压力模型, 帮助降低了钻下一个层段的不确定性 [17] 在 Supremus-1 井钻完后, 工程师查检查表层导管的安装情况, 对 ROP 进行了优化以确保套管达到预期深度 此外, 由于作业者在使用弯壳体和常规钻井马达对 CAZA-1 深水井表层段进行钻进时遇到保持井眼垂直的困难, 规划团队对钻具组合 (BHA) 进行了重新设计 新的组合包括了 PowerDrive vortex 旋转导向系统,26 英寸牙轮钻头以及扩眼器将井眼扩大至 33 英寸 ( 左图 ) [18] 在井的较浅层段, 作业者不得不使用独特的定向井轨迹以避开危害并穿过浅的目标储层 该团队还钻了一个 12.25 井眼, 以便成功采集电缆测井资料, 进行井壁取芯并获取地层压力和流体取样数据 此 BHA 设计使工程师得以钻进 12 1 / 4 的导眼, 并在同一趟钻部署 LWD 仪器和扩眼器 工程师选择通过 LWD 测量来采集岩石特性及岩石物理数据, 以便对潜在储层进行初步评估并对地质力学模型进行更新 如果未钻遇目的层, 则 12.25 井段在扩眼器扩眼的同时进行测井至 TD, 这样可以节省后续扩眼作业的时间 如果钻遇的地层证明是目的层, 工程师可以钻 12.25 的井眼穿过储层并采集 LWD 数据, 然后用不带扩眼器的 BHA 钻一个领眼 12 1 / 4 英寸的井眼使得工程师可以进行完整系列的电缆测井以采集岩石和流体储层特征描述所需的重要信息 采取这一策略使作业得以成功进行, 获得了高井眼质量并且在降低钻井风险的同时实现了钻井设计目标 [19] 为了准确计算 Perdido 地区的储量, PEMEX 工程师针对 Maximino-1 井设计并实施了钻杆测试 (DST) 该 DST 创造了一项最大水深进行此类测试的纪录 该团队依靠使用积累的经验教训以及以前在钻三口区域井 (Trion-1,Supremus-1 和 PEP- 1) 时采集的地层评价数据对 DST 进行了设计并确定了测试目标 15. Vallejo VG,Olivares A,Saavedra O,Lopez JR 和 Torres ME: Drilling Evolution of the Ultra Deepwater Drilling Campaign in Mexico,Perdido Fold Belt, 论文 OTC 25030, 发表在亚洲近海技术大会上, 吉隆坡,2014 年 3 月 25 28 日 16. 关于防风险钻井流程更多的信息, 请参见 :Bratton T,Edwards S,Fuller J,Murphy L,Goraya S, Harrold T,Holt J,Lechner J,Nicholson H, Standifird W 和 Wright B: Avoiding Drilling Problems, 油田新技术,13 卷, 第 2 期 (2001 年夏季刊 ):32 51 17. Vallejo 等人, 参考文献 15 18. 于旋转导向钻井更多的信息, 请参见 :Copercini P, Soliman F,El Gamal M,Longstreet W,Rodd J, Sarssam M,McCourt I,Persad B 和 Williams M: Powering Up to Drill Down, 油田新技术, 16 卷, 第 4 期 (2004 年冬季刊 ):4 9 Downton G,Hendricks A,Klausen TS 和 Pafitis D: New Directions in Rotary Steerable Drilling, 油田新技术,12 卷, 第 1 期 (2000 年春季刊 ): 18 29 19. Vallejo 等人, 参考文献 15 20. Jubilee 远景区在南大西洋的延伸分布, 请参见 : Bryant I,Herbst N,Dailly P,Dribus JR,Fainstein R,Harvey N,McCoss A,Montaron B,Quirk D 和 Tapponnier P: Basin to Basin:Plate Tectonics in Exploration, 油田新技术,24 卷, 第 3 期 (2012 年秋季刊 ):38 57 44 油田新技术
基地位于特立尼达和多巴哥共和国, 位于苏里南的基地也提供一些支持 作业者在水深为 2048 米 (6719 英尺 ) 的偏远区域进行勘探, 以确定其位于西非近海的巨型 Jubilee 远景区是否能够追踪到大西洋对岸的南美洲东部近海 [20] ^ 防砂方法 为了在 PEMEX 超深水 Maximino-1 井进行试井时形成足够的压降并防止出砂, 作业者选择使用 MeshRite 独立筛管, 并以待评价层段长度的两倍进行部署 增加筛管长度降低了筛管上的压降 这一流动区域分布可使系统避免在任何具体点上出现过高的流量 过高流量点的存在会产生热点 将压缩不锈钢丝多层包裹在有孔的中心管上实现过滤功能, 然后再用带孔的外套将其包住 这一配置可形成 40% 的流动面积, 空气渗透率高达 3000 达西 为了避免出砂, 试井设计人员需要优超深水的未来 : 偏远并充满挑战, 须采化生产压差 他们参考了斯伦贝谢地质力取一体化方法学专家开展的出砂管理研究结果 根据该在水深超过 1500 米的区域进行作业结果, 试井小组选择使用 MeshRite 独立筛具有高风险 高复杂性和高成本等特点, 管 ( 上图 ) 为了解决地层流体通过海水要求各技术学科之间进行有效协调和无缝柱中长立管流向地面时可能出现的问题, 沟通, 以识别远景构造并进行钻井设计和进行了流动保障研究, 以预测并减缓可能作业从而确认油气储量 除了需要量化与形成水合物的情况 钻杆测试收集的数据浅水流地质危害 地震勘探数据以及从钻不但对于确定储量和产能极为重要, 而且井到生产每一步骤的地质情况等相关的不对于地质力学工程师 油藏工程师 电缆确定性外, 在超深水区域进行勘探的作业测井与试井人员以及 PEMEX 工程师来说者还必须面对这些地区偏远特点带来的挑也是很重要的 战 无法将物资和人员快速输送到离岸数百公里的钻井平台 因此, 为了在技术和完井团队和试井团队对井下工具串进经济上都能取得成功, 不能由于沟通错误行了设计, 作业团队负责这两个团队之间而推迟进行作业 的协调工作 成功进行 DST 为 PEMEX 工程师提供了足够的数据以确定储量 这些当 Tullow 石油公司建议在离法属圭亚作业在极具挑战性的环境下取得了成功, 那海岸 150 公里 ( 93 英里 ) 处钻探井时, 从受此鼓舞,PEMEX 正在对其 Perdido 的其任何意义上说该油田都是位于偏远地区 他资产进行评估 由于该国没有成熟的石油工业设施, 支持 由于没有邻井数据和成熟的供应链, 使该项目的开展进一步复杂化, 而且作业团队使用的钻机是未经过测试的新建钻机 在最确定定井概念设计后, 该公司选择使用斯伦贝谢的业务和作业模式 ( 一体化服务 ), 其中包括专门设置一名一体化服务项目经理 (ISPM) 一体化服务包括了定向钻井 MWD 和 LWD 电缆测井 泥浆录井 钻头 钻井液和完井服务等 该一体化服务项目利用了斯伦贝谢全球业务的优势, 调配必须的人员和设备, 以及油田设备物资的进口 运输和储存许可证等 ISPM 在 Tullow 作业办公室工作, 为 Tullow 钻井监督提供直接支持, 并与位于法属圭亚那 Cayenne 的 Ensco 公司钻机经理密切合作 ISPM 负责作业前规划 风险管理流程以及设备和人员输送进度的协调工作 项目就绪评估流程由人员和设备计划以及风险评估登记组成, 以识别需要采取补救行动的问题或难题, 降低了计划外事件发生的可能性以及与之相关的 NPT 作业支持中心的专家通过互联网与现场团队以及 Tullow 公司的人员共享实时数据 在遇到特殊难题时, 该中心的人员还包括相关钻头 钻井 BHA 和流体等方面的专家 该项目钻到了作业者的目标深度, 在两个浊积砂岩扇中钻遇 72 米 (236 英尺 ) 净油层, 证实了大西洋对岸 Jubilee 远景区类比的推论是正确的 许多超深水项目和法属圭亚那 Tullow 石油公司开展的项目一样, 都位于偏远地区, 一般没有邻井数据, 后勤保障存在困难 这两个因素进一步加大了复杂项目的难度和风险 为有效应对这些挑战, 作业者和服务公司必须建立跨学科团队并进行无缝沟通才能确保项目的顺利开展 RvF 2014 年冬季刊 45