随钻测井LWD（Logging While Drilling）技术在钻井特别是探井作业中有着重要的应用。随钻测井工具提供的实时测井数据能够在第一时间提供钻遇地层的相关信息，以此作为实时决策的依据，并减少平台占用时间及费用，降低作业成本。螺旋井眼是在钻井工程中普遍存在，它可能降低随钻测井实时数据质量，使随钻测井数据失去实时指导意义，导致后续测井作业和工程开支增加。本文针对螺旋井眼对随钻测井数据的负面影响，分析识别测井数据受到螺旋井眼影响并提出后处理校正方法，同时采用三维有限元方法研究螺旋井眼的影响和成因，对井下钻具组合BHA（Bottom Hole Assembly）的动力学性能进行模拟和分析，针对性提出防治的措施，降低甚至消除螺旋井眼的产生。

1 螺旋井眼对随钻测井数据的影响

螺旋井眼的产生将导致异常段井眼的井径无规律波动，对勘探井测井数据的准确性和实时性带来比较明显的影响。在某勘探井的测井底部发现随钻测井曲线有些异常。测井数据显示在异常段，井径略有增加，密度校正突然增大，但其他测井曲线没有明显的变化（图 1）。实时评估小组看到这种现象之后对随钻测井质量提出了疑问。

在分析此段异常的过程中，发现工具工作状态正常，进行的复测段与随钻实时测量的曲线一致。由于在随钻时上传的实时数据信息有限且工具工作正常，因此最终决定继续使用当前的工具进行钻探。在拿到随钻内存数据之后进行进一步的分析调查。

完钻之后起出工具，下载内存数据进行全面分析测井数据在底部的异常。内存数据显示该工具在钻井过程中工作正常。然而，从密度图像上观察到在底部异常段有螺旋井眼的存在，同时在方向性密度数据上出现周期性跳动特征（图 2）。不规则的井眼尺寸影响了探测深度较浅的测量，例如密度和光电吸收界面指数等。找到数据异常的原因之后，针对受螺旋井眼影响的相关数据进行螺旋井眼校正，去除螺旋井眼的影响。

2 随钻测井数据螺旋校正方法

当井眼不平衡，出现正弦模式时，探测器不能和井壁很好地接触。方位密度曲线出现周期性跳动，它反映在密度图像上。这将影响测量数据质量，并影响储层评价。

在螺旋井眼环境下，密度数据受到螺旋的正弦槽距和密度源到探测器间距的影响。当正弦槽距大于密度源到探测器间距时，工具与地层有良好的接触，这时候数据能够正常反映地层密度。反之，如果正弦槽距小于密度源到探测器的间距，虽然可通过脊-肋密度校正法进行修正，但是密度数据仍然受到井眼的影响。

为了在螺旋井眼中获得良好的地层密度，在长源距密度和短源距密度曲线上加了过滤器，以消除地层密度不好时出现的周期性噪声。从原始信号中减去滤波后的信号，产生一个“噪声信号”。这个噪声信号被添加到过滤器中，可以得到一个校正后的独特检测曲线。

该校正方法首先对修正后的长源距和短源距曲线使用常规的脊-肋法，获得初步的测井信号密度校正（独特检测曲线）。然后将此密度校正添加到修正后的长源距信号中，以提供最终的真实密度数值。

如果原始测井信号由于多种原因发生损坏（如螺旋井眼），可以通过下面的公式恢复：

$ g\left( x \right) = {f_1}\left( x \right) + {f_2}\left( x \right) $

(1)

$ {f_1}\left( x \right) = f\left( x \right) - {f_{\rm{B}}}\left( x \right) $

(2)

$ {f_2}\left( x \right) = m\left( x \right){f_{\rm{B}}}\left( x \right) + n\left( x \right) $

(3)

式中：g(x)为原始测井信号，是深度x的函数；f(x)为深度的函数，是真实测井信号；f_B(x)是低通包络信号，是低通滤波和衰减后的f(x)函数；m(x)为一个高频窄带宽载波信号，用于调制f_B(x)函数；n(x)为随机测井噪声。从g(x)恢复到f(x)需要经历如下步骤：

（1）对g滤波，产生两个分量f₁和f₂；

（2）解调f₂，恢复低通包络信号f_B；

（3）将f_B叠加到f₁上，最终得到f(x)。

恢复得到的信号依然只是真实测井信号f(x)的估计，是在原始测井信号发生损坏情况下的恢复和挽救手段，在工程应用中以减少损失为目的。文中建议的解决方案只是一种合理的近似，由于信号损坏，并不能确切知道损坏模型的光谱特征，因此原始测井信号的实时性价值受到很大影响（图 3）。

在某探井钻井作业中，螺旋井眼的产生损坏了随钻测井的密度信号质量。通过本文提到的螺旋校正方法恢复的密度曲线，基本消除了螺旋井眼带来的周期性波动，提高了数据质量。同时，与钻井后的电缆测井密度信号曲线进行对比（图 4），可得：校正后的随钻测井密度曲线与电缆测井密度曲线基本一致，说明该螺旋校正方法对损坏的随钻测井信号数据的恢复有效、准确。

螺旋井眼校正只能用于校正随钻内存数据，而不能用于校正实时数据，因此在螺旋井眼井段中如果要做实时储层评价，评价结果会受到密度数据的螺旋井眼效应影响导致不准确性增大。因此，为了得到精确的实时储层评价，必须分析螺旋井眼形成的原因，从而避免螺旋井眼的形成。

3 螺旋井眼的成因分析

诸多油气钻探工程研究工作表明，螺旋井眼是由于钻头和地层之间强烈的相互作用，出现钻头稳定性低、各向异性和轨迹控制等情况，造成井斜和方位的无规律变化，容易产生螺旋井眼。螺旋井眼存在于大部分的钻井作业中，程度轻重有所不同。本文提到的随钻测井实时性受到影响的实例表明，螺旋井眼在对随钻测井的数据质量产生负面影响的同时，还将不利于后续钻井、固井等作业。关于螺旋井眼成因的研究一直在进行，钻井作业中钻具组合的力学特性和形变对井眼特征有直接和主要的影响。本文将着重对井下钻具组合BHA的动力学表现进行模拟分析，通过三维有限元方法研究钻具的井下震动特性对产生螺旋井眼的影响。第1、2章节通过有效的螺旋校正方法，可以对受螺旋井眼负面干扰的随钻测井密度数据进行校正和恢复，消除螺旋井壁特征带来的周期性噪声影响，但是随钻实时性已被破坏。接下来将在三维动力学模型基础上提出螺旋井眼的防治措施，降低螺旋井眼产生的概率，从根本上预防其发生。

钻井作业中螺旋井眼的产生机理比较复杂，涉及到诸多因素，比如岩层可钻性、地层各向异性、钻头切削能力等。在以上多种因素中，可人为干预且起到关键作用的因素包括^{[1, 2]}：

（1）钻头与地层的侧向接触力。钻头在钻井破岩过程中，侧向振动幅度的大小决定了钻头的稳定性。侧向振动越剧烈，钻头与地层接触的侧向力越高，越容易产生诸如増斜、降斜、方位改变等现象，最终形成螺旋井眼。

（2）下部钻具组合BHA设计的影响。井下钻具组合BHA在钻压作用下会产生不同程度的正弦或螺旋形态屈曲。发生屈曲的钻具组合BHA在地层的强烈作用下，依据最小能耗原理，井眼容易跟随钻具的形状而呈现螺旋形态。不同类型的钻具组合BHA产生螺旋井眼的机率不同，合理的工具选择和钻具组合BHA设计能够有效地降低螺旋井眼产生的机率。

（3）实钻过程中钻井参数的影响。钻头及钻具组合BHA在不同钻压、顶驱转速和排量下有不同的机械转速和稳定性。钻头在不同的钻井参数如转速、钻压下有不同的稳定性，较剧烈的侧向振动会产生较大侧向切削力，容易出现井斜或方位的瞬时变化，产生螺旋井眼；钻具组合BHA在高钻压作用下发生屈曲的概率更高，导致钻井方向绕井眼轴线螺旋偏转，形成螺旋井眼形态。钻压对钻头、钻具组合BHA产生螺旋井眼的影响最大。在实钻中降低钻压是有效降低螺旋井眼的手段之一。

4 钻具组合井下动力学三维有限元仿真分析

井下钻具组合BHA在理论力学中简化为细长受拉压杆件结构。下部钻具在钻压影响下，通常为受压杆件模型。细长杆件的受压屈曲，主要分为两种情况：正弦屈曲和螺旋屈曲（图 5）。

细长杆件结构承受的压力超过一定限值后会发生屈曲变形，压杆力学模型为

（1）正弦屈曲

$ {F_{{\rm{crit}}}} = 2\sqrt {\frac{{E \times I \times w \times {k_{\rm{B}}}\sin \theta }}{r}} $

(4)

（2）螺旋屈曲

$ {F_{{\rm{hel\_crit}}}} = 2\left( {2\sqrt 2 - 1} \right)\sqrt {\frac{{E \times I \times w \times {k_{\rm{B}}}\sin \theta }}{r}} $

(5)

式中，F_crit为细长杆件发生正弦屈曲所承受的压力，磅（lbf，1 lbf=4.448 N）；F_{hel_crit}为细长杆件发生螺旋屈曲所承受压力，磅；θ为井斜角，°；E为钻具弹性模量，psi（1 psi=6.895 kPa）；I为惯性矩，in⁴（1 in=2.54 cm）；w为钻具空气中重量，lbf/in；k_B为浮力系数，r为细长杆件受压弯曲半径，in。

本文基于井下钻具组合的压杆屈曲理论，结合三维有限元建模和时域数值分析方法，对钻具在井下的动力学表现进行综合模拟分析，研究钻具的钻井稳定性和各个位置形变，结合多种动力学因素判断螺旋井眼的成因^{[3, 4]}。不同于第1、2章节中介绍的随钻测井数据螺旋校正方法，运用三维有限元分析可以在工具入井前对钻具动力学和螺旋井眼是否产生进行预估，进而在多种钻具和钻头选型中选择最优组合，以降低螺旋井眼产生的概率，避免螺旋井眼产生对测井数据造成负面影响。

三维有限元仿真分析方法可以在工具入井前预测BHA的动力学表现及变形。主要的优化手段是对比法：通过比较选择最优的钻具组合，以降低螺旋井眼概率。文中将比较某海洋探井实钻作业中的两组钻具组合：带1.15°弯角马达的BHA和搭配旋转导向工具（RSS）的BHA。通过三维有限元仿真方法，对螺旋井眼产生起到关键作用的因素，在两组钻具组合中进行对比，得出优化的钻具组合BHA，并提出可人为干预的降低螺旋井眼产生的办法。

4.1 钻具组合侧向位移

针对产生螺旋井眼的关键因素，通过三维有限元建模，我们首先分析两种钻具组合侧向位移的震动程度，由此判断螺旋井眼形成概率的大小。

在相同井眼中，钻具BHA同井壁之间的间隙相同；图 6（a）中带1.15°弯角的BHA的侧向位移振幅更加剧烈（蓝色曲线表示的侧向位移波动更加剧烈），相比图 6（b）推荐的搭载RSS工具的BHA则位移震动程度较低。通过以上三维井下钻具的侧向位移对比可知：在相同的钻井参数作用下，带马达的钻具组合特别是靠近钻头位置的BHA上出现了较大振幅的侧向震动和位移，偏离中心轴线的机率比RSS的BHA更高。马达BHA在更剧烈的侧向震动下，更容易产生螺旋井眼；而相对位移比较平稳的RSS工具BHA，钻头基本保持沿井眼轴线钻进，降低了螺旋井眼的风险。

4.2 钻具组合屈曲变形

其次，井下钻具组合的屈曲变形程度也将极大影响钻出井眼的特征。屈曲变形严重的钻具组合容易使井眼沿其变形状态钻进，导致形成螺旋井眼。通过三维有限元分析对比以上两组BHA：带1.15°弯角马达的BHA和搭配RSS旋转导向工具的BHA，着重分析两种钻具组合的屈曲变形程度。

通过屈曲变形同样可以证实：图 7（a）中带1.15°弯角的BHA屈曲变形程度更加剧烈（红色曲线弯曲明显，同时接近间隙的极值，表明形变程度较大），相比（b）搭载RSS的BHA（红色曲线平滑）则屈曲变形程度较低。在相同的钻井参数作用下，带马达的钻具组合特别是靠近钻头位置的BHA上出现了明显且比带RSS的BHA更加严重的螺旋屈曲。马达BHA在更强的屈曲下，产生螺旋井眼的机率更高；而相对屈曲程度更小的BHA，钻头基本保持沿井眼轴线钻进，降低了螺旋井眼的机率。

4.3 不同钻井参数下钻头受力

最后，实钻过程中的钻井参数对井眼轨迹质量同样有直接影响。钻头及钻具组合BHA在不同钻压、顶驱转速和排量下有不同的机械钻速和稳定性。通常，钻具组合BHA在高钻压作用下发生屈曲的概率更高，导致钻井方向绕井眼轴线螺旋偏转，形成螺旋井眼形态。研究实钻参数对螺旋井眼影响的意义在于：当钻具组合已经入井和开始钻井作业后，不能在短时间内快速更换井下钻具。根据井上提供的测斜数据、摩阻扭矩等实时参数的变化，可初步判断螺旋井眼是否发生。在无法立刻起钻更换组合钻具的情况下，对钻井参数进行实时调整是减轻螺旋井眼影响的有效方法。

钻压对BHA屈曲形变和螺旋井眼的产生有最直接的影响。采用三维有限元模型分析，对带马达的钻具组合，比较分析其在不同钻压WOB（Weight on Bit）作用下的钻头侧向切削力（图 8）。

经过对比分析，当钻压WOB增加到8 t时，钻头侧向切削力明显增大，且出现较大振荡和波动，不利于钻头保持沿中心轴线方向钻进，稳定性降低。此时钻头容易在侧向力作用下偏斜，导致钻井方向绕井眼轴线螺旋偏转，增加螺旋井眼产生的概率^[5]。根据以上分析，适当降低钻压但同时保持合理的降幅至WOB=6 t，能够有效降低螺旋井眼发生的概率，同时不过多影响钻井作业的平均机械钻速。

5 结论

结合钻具受压屈曲模型和三维有限元时域仿真分析方法，能够对井下钻具组合的动力性能进行比较准确模拟。在工具入井前，通过建模分析，对比多种钻具组合的动力学特性和螺旋井概率，优化钻具组合设计；在钻井作业中，实时调整钻井参数。以上措施不仅降低螺旋井眼的发生机率，而且保证良好的测井数据获取条件。在作业结束后，如果出现的螺旋井眼影响了测井数据，可通过螺旋校正方法改善测井密度数据，降低螺旋井眼对测井数据质量的不良影响。