CN1341803A - 针对给定地层预测钻井系统的性能的方法及系统 - Google Patents

Abstract

一种用来预测在给定地层中钻井的钻井系统的性能的方法和设备,包括:根据指定的地质模型生成每单位深度该地层的地质特征,获取所推荐的用于钻井的钻井设备的规格,然后根据指定的钻井技术细节模型,并响应所述规格,预测作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节。响应预测的钻井技术细节,一控制器控制钻井过程中的参数。上述地质特征至少包括岩石强度。上述规格至少包括所推荐钻头的钻头规格。最后,预测的钻井技术细节包括钻头磨损、机械效率、功率及工作参数中的至少一个。提供一个显示装置,用来生成每单位深度的上述地质特征和钻井技术细节预测的显示,该显示装置包括监视器或打印机。

Description

针对给定地层预测钻井系统的性能的方法及系统

对同时待审申请的引用

本申请是1998年11月13日提交的美国专利申请No.09/192389的部分继续申请，No.09/192389是1998年3月26日提交的美国专利申请No.09/048360的部分继续申请，No.09/048360又是1996年3月25日提交的美国专利申请No.08/621411，即美国专利5794720的部分继续申请。上述同时待审申请及已授权的专利在此全文引作参考。

技术领域

本发明涉及地层钻井作业，更具体地说涉及针对特定地层预测钻井系统性能的方法和系统设备。

背景技术

就我们所知，自从油、气井钻探工业一开始，其最大的挑战之一就是不可能实际看到井下所发生的事情。有许多井下条件和/或事件对于决定作业如何继续进行非常重要。不言而喻，所有试图分析这些井下条件和/或事件的方法都是间接的。从这种意义而言，它们都不够理想，在钻探工业界，人们一直在不懈地努力以开发更简单和/或更准确的方法。

通常，已有的解决途径都是针对特定的井下条件和/或事件，并开发出一种分析该种井下条件和/或事件的方法。例如，美国专利No.5305836公开了一种方法，利用该方法，能够根据钻头所钻的井孔岩性来电子模拟当前所用钻头的磨损情况。这有利于钻井操作者决定何时需更换钻头。

传统上，确定在特定地层的指定部分使用何种钻头的过程，充其量也只能是泛泛地一般性地考虑，最坏的情况则是依据技巧和猜想而不是科学判断。

针对其他种类的井下条件和/或事件可以给出其他一些例子。

此外，了解其他一些井下条件和/或事件会有所帮助。然而，由于它们不是特别必要，而且考虑到要优先开发更好的方法去分析那些更重要的东西，所以对于分析这些其他条件的方法一直是很少注意或根本不关注。

发明内容

根据本说明书公开的一个实施例，一种用来预测在特定地层中钻井的钻井系统的性能的设备包括一根据指定的地质模型来生成该地层每单位深度的地质特征的装置。该地质特征生成装置还用来输出表示该地质特征的信号，上述地质特征至少包括岩石强度。该设备还包括一用来输入所推荐的用于钻探该井眼的钻井设备的规格的装置。这些规格至少包括所推荐钻头的钻头规格。最后，该设备进一步包括一根据指定的钻井技术细节模型，响应所推荐的钻井设备的规格，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测的装置。该钻井技术细节预测确定装置还用来输出表示钻井技术细节预测的信号。预测的钻井技术细节包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率及工作参数组成的组中选出的至少一个参数。

在另一实施例中，该设备还包括一响应地质特征输出信号和钻井技术细节预测输出信号来生成每单位深度地质特征和钻井技术细节预测的显示的装置。该显示生成装置包括一监视器或一打印机。如果是打印机，每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括一打印输出。

在又一实施例中，一种预测在给定地层钻井的钻井系统的性能的方法包括下列步骤：a)根据指定地质模型生成该地层每单位深度的地质特征并输出表示至少包括岩石强度的该地质特征的信号；b)获取所建议的用于钻井的钻井设备的规格，该规格至少包括所推荐钻头的钻头规格；c)根据指定的钻井技术细节模型，响应该推荐的钻井设备的规格，确定一作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出表示该钻井技术细节预测的信号，预测的钻井技术细节包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率及工作参数组成的组中选出的至少一个。

在又一实施例中，一存贮在计算机可读介质上并由计算机执行来预测在给定地层上钻井的钻井系统的性能的计算机程序，包括：a)根据指定地质模型生成该地层每单位深度的地质特征，并输出表示该地质特征的信号的指令，该地质特征至少包括岩石强度；b)获取所建议的用于钻井的钻井设备的规格的指令，该规格至少包括所推荐钻头的钻头规格；c)根据指定的钻井技术细节模型，响应该推荐的钻井设备的规格，确定一作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出代表该钻井技术细节预测的信号的指令，预测的钻井技术细节包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率及工作参数组成的组中选出的至少一个。

此外，在再一实施例中，公开了适于在给定地层钻井过程中用作指导的钻井系统性能预测的显示。该显示包括根据指定地质模型得到的该地层每单位深度的地质特征，至少包括岩石强度。该显示还包括用于钻井的所建议的钻井设备的规格。该规格至少包括所推荐钻头的钻头规格。最后，该显示包括一钻井技术细节预测，该钻井技术细节预测是根据指定的钻井技术细节模型响应该推荐的钻井设备的规格，并作为每单位深度地质特征的函数而确定的。预测的钻井技术细节包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率及工作参数组成的组中选出的至少一个。

再者，对于性能预测的显示，该地质特征还包括从由曲线图表示、百分比图表示、和带状图表示组成的组中选出的至少一种图形表示，并且预测的钻井技术细节的显示包括从由曲线图表示、百分比图表示、和带状图表示组成的组中选出的至少一种图形表示。

本文公开的实施 例有助于在给定地层中实际钻井之前或钻井过程中对拟用的各种钻井设备进行评估，并进一步用于钻井项目。对钻井设备，其选择和使用可以针对给定地层的井眼的特定区段或一些区段来进行优化。上述钻井技术细节模型有利地考虑了在不断变化的岩性中钻头渐进磨损的影响。所推荐的工作参数反映钻头在特定岩性中的磨损状况，并且还考虑了所使用的特定钻机的工作约束。对于给定地层的每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的打印输出或显示提供了对于钻井操作者非常有用的关键信息，这种信息特别是对于在优化钻井过程中的使用非常有用。该打印输出或显示还有助于对预期钻井工况和所推荐的工作参数有一全面的了解(a heads up view)。

附图说明

通过对下面提供的实现本发明的最优实施方式的详细描述，本发明的前述的以及其它的教导和优点将会变得更加明显。下面的描述将参照附图，其中：

图1图解说明了一钻井系统，该系统包括一个用来预测根据指定的钻井项目在给定的地层中进行一口井眼或多口井眼钻探的钻井系统的性能的装置；

图2图解说明了优化钻井系统的一种方法以及其在根据指定的钻井项目在给定的地层中进行井眼钻探中的应用，该方法还包括对该钻井系统的性能的预测；

图3图解说明了在本说明书公开的钻井性能预测方法和设备的实施例中使用的地质状况和钻井技术细节模型；

图4(4a，4b和4c)图解说明了根据本说明书公开的方法和设备，针对给定地层预测的钻井系统性能的显示的一个实施例；

图5示出了本说明书公开的钻井预测分析和控制系统的参数和实时特征的显示的一个示例性的实施例。

具体实施方式

现在，参照图1，钻井系统10包括一布置在井眼14顶上的钻塔12。测井仪器16由接头18支承，该接头一般是钻铤，该测井仪器合并在钻杆柱20中，并被布置在井眼14内。一钻头22位于钻杆柱20的下端，由它在地层24中开凿出井眼14。钻井泥浆26从井口30附近的存储池28被泵送，向下沿轴向通道(未示出)流过钻杆柱20，然后从钻头22上的孔出来并通过环形区域32返回到地面。金属套管34被设置在井眼14内钻头22的上方，用以保持井眼14上部的完整性。

仍然参照图1，在钻杆20、接头18与井眼14的侧壁36之间的环形区32形成了钻井泥浆返回通路。泥浆由井口30附近的存储池被泵送系统38泵送。这些泥浆流经泥浆供给管线40，该管线与在钻杆柱20内延伸并贯通钻杆柱20长度的中央通道相连。钻井泥浆以这种方式被迫向下流经钻杆柱20，然后通过钻头22上的孔流出并进入井眼，从而冷却和润滑该钻头并将钻井作业中产生的岩屑带回地面。流体排放管42在井口处与环形通道32相连，以引导返回的泥浆从井眼14流到泥浆池28。这些钻井泥浆一般用诸如除气单元和回流槽这样的各种设备(未示出)进行处理，以保持预定的泥浆粘度和浓度。

测井工具或仪器16可以是任何常规的测井仪器，如声学的(有时被称作声音的)、中子的、伽玛射线的、密度的、光电的、核磁共振的、或任何其它常规的测井仪器，或者上述仪器的结合，它们可被用来测量井眼周围的地层的岩性或孔隙度。

由于在图1中测井仪器被包含在钻杆柱20中，因此该系统是一种随钻测井(MWD)系统，即它在钻井过程的同时进行测井。测井数据可被存贮在常规的井下记录器(未示出)中，当钻杆柱20被起出时，可在地面读取测井数据，或者可利用自动测量记录传导技术，如常规的泥浆脉冲遥测系统，将测井数据传送到地面。无论哪种情况，来自测井仪器16的测井数据最后都到达地面测量设备处理器44，以按照在此描述的本说明书公开的实施例对这些数据进行处理以供使用。即，处理器44以适当的方式处理这些测井数据以供本文公开的实施例使用。

除了MWD设备以外，也可使用电缆测井设备。即，电缆测井设备也可以被用来对随深度而变化的井眼周围的地层进行测井。使用电缆测井设备时，电缆测井车(wireline truck)(未示出)一般位于井眼的地表。电缆测井仪器被经过滑轮和测深套筒的测井电缆悬吊在井眼内。当测井仪器穿过井眼时，它记录井眼周围随深度而变化的地层。测井数据通过测井电缆被传送至在测井车上或在其附近的处理器，以适当的方式处理这些测井数据以供本文公开的实施例使用。如同图1所示的MWD实施例一样，电缆测井设备可以包括任何常规的可被用来测量井眼周围的地层的岩性和/或孔隙度的测井设备，例如，诸如声学的、中子的、伽玛射线的、密度的、光电的、核磁共振的、或任何其他常规的可被用来测量岩性的测井仪器及它们的组合。

仍然参照图1，一用来预测在给定地层24中钻一系列井眼如井眼14的钻井系统10的性能的装置50被示出。该预测装置50包括指定的一组地质和钻井技术细节模型，并包括作业的优化、预测和校准模式(下面将参照图3作进一步的讨论)。预测装置50还包括一设备52，该设备包括任何的合适的市售计算机、控制器、或数据处理设备，并被编程以实现此处将进一步描述的方法和装置。计算机/控制器52至少包括一输入端来接收例如从任何适当的输入设备(或设备组)58获得的输入信息和/或指令。输入设备(或设备组)58可包括键盘、键板、定点设备等等，还包括接收来自远程计算机或数据库的输入信息的网络接口或其他通信接口。此外，计算机/控制器52包括至少一个用于输出信息信号和/或设备控制指令的输出端。输出信号可以通过信号线54被输出到一显示设备60，以用来生成包含在输出信号中的信息的显示。输出信号也可被输出到一打印机设备62，以用来生成包含在该输出信号中的信息的打印输出64。如果需要，信息和/或控制信号也可通过信号线66被输出，例如输出到远程设备以用于控制钻塔12的一个或多个不同的钻井工作参数，这些将作进一步讨论。换句话说，在钻井系统上设置了适当的设备或装置，该设备响应钻井技术细节预测输出信号来控制该钻井系统实际钻井(或井的区段)时的参数。例如，钻井系统可以包括这样的设备，如从井下马达70、顶部驱动马达72、或旋转马达74中选出的一种可控型马达，相应马达的给定每分钟转数可以远程控制。上述参数也可以包括从由钻压、每分钟转数、泥浆泵流率、水力条件、或任何其他合适的钻井系统控制参数组成的组中选出的一个或多个。

根据一指定地质模型，计算机/控制器52提供用于生成该地层每单位深度地质特征的手段。计算机/控制器52进一步通过信号线54、56提供代表该地质特征的输出信号。输入设备58可被用来输入所推荐的用于钻井(或井的区段)的钻井设备的规格。该规格至少包括所推荐钻头的钻头规格。计算机/控制器52进一步提供一响应所推荐的钻井设备的规格，根据指定的钻井技术细节模型，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测的手段。计算机/控制器52还进一步通过信号线54、56提供代表钻井技术细节预测的输出信号。

使用本领域公知的编程技术，计算机/控制器52被编程来执行这里所述的功能。在一个实施例中，包括一个计算机可读介质，该计算机可读介质上存有计算机程序。由计算机/控制器52执行的计算机程序被用来预测钻井系统在给定地层钻井的性能。该计算机程序包括根据一指定地质模型生成该地层每单位深度的地质特征，并输出代表至少包括岩石强度的地质特征的信号的指令。该计算机程序还包括用于获得所推荐的用于钻井的钻井设备的规格的指令，该规格至少包括所推荐钻头的钻头规格。最后，该计算机程序包括根据一指定钻井技术细节模型响应所建议的钻井设备的规格来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出代表该钻井技术细节预测的信号的指令。预测的钻井技术细节包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率及工作参数组成的组中选出的至少一个。该计算机/控制器52执行的计算机程序的设计可使用公知的编程技术来完成，以实现此处描述和讨论的实施例。因此，可生成给定地层每单位深度的地质状况，并且可确定钻井系统的钻井技术细节性能的预测。再者，根据对性能预测的了解，可对钻井作业有利地进行优化，这将在下面作进一步的讨论。

在一优选实施例中，地质特征至少包括岩石强度。在另一实施例中，地质特征可进一步包括测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的任何一个或多个。

如上所述，输入设备58可被用来输入所建议的用于钻井(或井的区段)的钻井设备的规格。在一优选实施例中，上述规格至少包含所推荐钻头的钻头规格。在另一实施例中，上述规格也可包括下列设备的一个或多个的规格，这些设备可包括井下马达、顶部驱动马达、转盘马达、泥浆系统和泥浆泵。相应的规格可包括例如：与特定的钻井设备相适应的最大扭矩输出、泥浆类型、或泥浆泵额定输出功率。

在一优选实施例中，钻井技术细节预测包括下列从由钻头磨损、机械效率、功率和工作参数组成的组中选择出的至少一个钻井技术细节。在另一实施例中，上述工作参数可包括钻压、每分钟转数、成本、钻进速度和扭矩，下面将对此作进一步讨论。钻进速度还包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

现在参照图2，它示出了利用装置50预测钻井系统的性能以在给定地层钻一系列井眼的方法的流程图。该方法用来优化钻井系统及其在钻井项目中的应用，并与在给定地层中钻一个或多个井(或井的区段)同时进行。在步骤100中，该方法包括针对给定地层开始一个特定的钻井项目或继续某一钻井项目。就继续某一钻井项目而言，可能是该钻井项目由于一些原因例如由于设备故障或停工被中断，结果该钻井项目仅仅完成了一部分。在修理或更换故障设备后，本文公开的方法可在步骤100重新起动。应指明的是本文公开的方法可以在一给定的钻井项目中的任何点被执行以优化该特定的钻井系统及其使用，但最好是从给定的钻井项目的一开始就被执行。

在步骤102，根据本文公开的方法生成钻井系统在给定地层钻井的钻井性能预测。另外，根据指定的一组地质和钻井技术细节预测模型，使用优化模式和预测模式中的至少一个模式，来生成给定井眼的钻井过程的钻井性能预测。换句话说，在生成钻井系统的钻井性能预测的过程中，优化模式和/或预测模式均可以用。该钻井性能预测包括钻井技术细节测量值的预测。优化模式和预测模式将在下面参照图3作进一步的讨论。

在步骤104，钻井人员决定是否要在钻给定井眼(或井眼的区段)期间获取钻井技术细节实际测量值。在步骤106，如果要获取钻井技术细节实际测量值(例如，工作参数)，则钻井系统利用钻井性能预测作为指导来钻给定井(或区段)。此外，在步骤106，在钻井(或区段)的过程中，测量钻井技术细节实际测量值。或者，如果决定在钻给定井眼(或井眼区段)的过程中不获取工作参数的测量值，则该方法执行步骤132，这将在下面进一步讨论。

在步骤108，利用作业校正模式，将钻井性能预测与实际钻井性能进行比较，其中作业校正模式将参照图3作进一步讨论。在比较中，将钻井技术细节实际测量值与钻井技术细节测量值预测进行比较。比较过程最好包括将实际性能的曲线重叠在预测性能的曲线上(或者相反)，用视觉上判断实际和预测性能之间的偏差。这个比较也可以在计算机的协助下比较适当的数据而进行。

现在参看图2的步骤110，步骤110包括询问对于特定的地质状况和钻进系统来说该指定地质和钻井技术细节模型是否是最优的。换句话说，如果对于特定的地质状况和钻井系统来说该模型是最优的，则钻井技术细节实际测量值与钻井技术细节测量值预测之间的比较是可采用的。然后，该方法执行步骤122，同时钻一系列井眼中的下一个井眼。另一方面，如果对于特定的地质状况和钻井系统来说该模型不是最优的，则该方法从步骤110转到步骤114。如果在步骤108中钻井技术细节实际测量值与钻井技术细节测量值预测之间的比较不能采用，则使用作业校正模式微调地质和钻井技术细节模型中的至少一个。在步骤114，利用校正模式来微调所述地质和钻井技术细节模型(全部或部分)。利用该校正模式，地质和钻井技术细节模型的全部或部分被适当地微调，并取决于实际与预测钻井性能的比较。模型在步骤114进行微调后，该方法转到步骤112，同时钻该系列井眼中的下一个井眼。

在步骤112，将当前井的实际钻井性能与前一口井(或前几口井)的实际钻井性能进行比较。通过这样的比较可以判定在性能上是否有改善。例如，这个比较可以揭示出当前井打了18天而上口井打了20天。在步骤112之后，进行步骤116，询问该地质和钻井技术细节模型是否优于前一口井或几口井。如果这些模型是最优的，则该方法转到步骤118。而相反地，如果这些模型不优于前一口井或几口井，则该方法转到步骤120。

在步骤118，钻井性能的最优工作参数值被记录。而且，钻井性能的最优工作参数值以任何适当的方式被记录和/或存贮以便于访问和检索。文件纪录和/或存贮记录可包括：例如，进度报告、计算机文件或数据库。因而，步骤118便于获取关于钻井性能的工作参数的最优值。优化值的例子可包括各种效益，例如优化钻井过程的经济效益、更少地往返正在钻探的特定油田、更少的钻井所需时间、或任何其他合适的测量值，等等。为了用简单的例子作进一步说明，假定进行海上钻井项目每天需花费大约十五万美元($150,000/天)。每口井节约或缩短两(2)天(由于该钻井系统及其应用优化的结果)将相当于每口井节约三十万美元($300,000/天)。对于一个三十(30)口井的钻井项目，作为优化的结果，该钻井项目可总共节约大概九百万美元($9,000,000)。

在步骤120，询问相对于前一口井或前几口井有没有设计变更。如果作了设计变更，则该方法转到步骤122。在步骤122，以类似于步骤118的方式，记录钻井性能的设计变更值。即，对钻井性能的设计变更值以任何适当的方式被记录和/或存贮，以便于访问和检索。文件纪录和/或存贮记录可包括：例如，进度报告、计算机文件或数据库。因而，步骤122便于获取关于钻井性能的设计变更值。相反，如果相对于前一口井或前几口井没有任何设计变更，则该方法转到步骤124。

在步骤124，询问对于该特定的地质状况该钻井系统是否是最优的。例如，在当前井，如果该钻井系统没有针对特定地质状况进行优化，则特定的钻井设备约束条件将严重地影响钻井性能。例如，如果对于给定的地质状况，泥浆泵能力不足，则结果水力条件可能不足以净化井眼，从而对特定地质状况的钻井系统的钻井性能产生不利影响。如果该钻井系统没有针对特定的地质状况进行优化，则该方法转到步骤126，否则该方法转到步骤128。在步骤126，对钻井系统进行或作了适当的设计变更。上述设计变更可以包括设备替换、改型、和/或改进，或其他被认为适合于该特定地质状况的设计变更。这样，对于给定地质状况的钻井过程，该钻井系统设备及其应用可以被优化。然后，该方法转到步骤128。

在步骤128，询问是否已钻完该钻井项目中最后一口井。如果最后一口井已被钻完，则该方法在步骤130结束。如果最后一口井还没有钻，则该方法再次转到步骤102，然后该过程按上面讨论的步骤继续进行。

在步骤132，如果不想获取钻井系统工作参数，则用该钻井系统以钻井性能预测为指导钻探该给定井眼(或区段)而不进行测量。在步骤132，在钻井眼(或区段)过程中，不进行任何钻井技术细节测量。在完成步骤132的当前井眼(或区段)的钻探后，该方法接着转到步骤128，并且过程按上面讨论的方式继续进行。

本文公开的方法和设备可有利地使得在给定钻井项目的初期即可实现对钻井系统及其在钻井项目中的应用的优化。例如，利用本方法和设备，在一个三十口井的项目的头几口井即可实现最优化，而如果不用本方法和设备，可能直到三十口井项目的第十五口井才能获得优化。本方法还便于在钻井项目的早期作出适当改进。在钻井项目早期所作的改进所带来的任何经济效益都将有利地被该钻井项目中剩下的未被钻探的井眼的数目倍增。结果，执行该钻井项目的公司可有利地实现重大而显著的节约。利用本方法和设备，为了核实该特定的钻井系统设备得到了最佳使用，在一个钻井项目的自始至终，在每个井眼的钻探过程中都可以进行测量。此外，利用本文公开的方法和设备，钻井系统设备性能更容易被监视，以进一步在潜在的不利条件实际出现之前就将其识别出来。

现在参照图3，预测模型140提供整个钻井系统的模型。根据本发明方法和设备，该预测模型还包括地质模型142和钻井技术细节模型144。图3图解说明了不同预测模型140的综合图以及它们相互链接的方式。预测模型140被存贮在图1的计算机/控制器52中，并被其执行，这将在下面进一步讨论。

地质模型142包括岩性模型146、岩石强度模型148、和页岩塑性模型150。岩性模型最好包括于2000年3月28日授权的题为“METHOD FOR QUANTIFY INGTHE LITHOLOGIC COMPOSITION OF FORMATIONS SURROUNDIN G EARTHBOREHOLES(量化地球井眼周围地层的岩石成分的方法)”的美国专利6,044,327所描述的岩性模型，该文件为本发明的参考文件。该岩性模型提供一用来量化给定地层的岩性参数的方法，岩性参数包括岩性和孔隙度。该岩性模型可利用任何对岩性或孔隙度灵敏的测井装备，例如，包括核磁共振、光电的、中子密度、声波、伽玛射线和伽玛能谱测井装备。该岩性模型进一步提供改进的多组分分析。例如，在图4的岩性列，在575英尺深处，显示了四(4)个组分，包括砂岩、石灰岩、白云石和页岩。各组分可以对一特定的测井记录或记录组加权。该岩性模型可确认在对于一给定岩性组分的分析中，某些测井记录比其他的好。例如，众所周知，伽玛射线测井通常是最好的页岩指示器。利用中子测井煤层可以被清楚地分析出来，而如果用声音测井则会是全漏掉煤层。可以使用权重因数以便通过能最准确分析它的测井记录或测井记录组来分析给定的岩性。此外，该岩性模型允许任何岩石组分的最大百分比从零到百分之一百(0～100％)变化，因此允许将模型校正到岩心分析。该岩性模型还考虑到每种岩石成分存在的有限范围，而这可以岩心分析为基础。该岩性模型也可包括任何其他适当的用来预测岩性和孔隙度的模型。

岩石强度模型148最好包括于1998年6月16日授权的题为“METHOD OFASSAYING COMPRESSIVE STRENGTH OF ROCK(测定岩石抗压强度的方法)”的美国专利5,767,399所描述的岩石强度模型，该文件作为本发明的参考文件。岩石强度模型提供一确定给定地层的侧限应力和岩石强度的方法。该岩石强度模型还可包括任何其他用于预测侧限应力和岩石强度的合适的模型。

页岩塑性模型150最好包括于2000年4月18日授权的题为“METHOD ANDAPPARATUS FOR QUANTIFYING SHALE PLASTICITY FROM WELL LOGS(由测并记录来量化页岩塑性的方法和设备)”的美国专利6,052,649所描述的页岩塑性模型，该文件作为本发明的参考文件。该页岩塑性模型提供一量化给定地层的页岩塑性的方法。该页岩塑性模型还可包括任何其他适当的预测页岩塑性的模型。因此，该地质模型可用来产生一个给定地层的特定地质应用的模型。

钻井技术细节模型144包括机械效率模型152、井眼净化效率模型154、钻头磨损模型156和钻进速度模型158。该机械效率模型152最好包括申请日为1998年3月26日的题为“METHOD OF ASSAYING DOWNHOLE OCCURRE NCES ANDCONDITIONS(分析井下条件和事件的方法)”的同时待审专利申请S/N09/048，360[(Attorney docket BT-1307 CIP1/5528.322)所描述的机械效率模型，该文件作为本发明的参考文件。机械效率模型提供了一确定钻头机械效率的方法。在该机械效率模型中，机械效率被定义为切削扭矩的百分比。而剩余的扭矩被消耗在摩擦中了。该机械效率模型a)反映钻头三维几何形状，b)与切削扭矩有关，c)考虑工作约束的影响，和d)利用扭矩和阻尼分析。

就井眼净化效率(HCE)模型154而言，该模型考虑了钻井液类型、水力条件、岩性和页岩塑性。井眼净化效率模型是钻井液和水力条件的效率的量度。如果井眼净化效率较低，则未被清除的或清除较慢的岩屑将对钻井技术细节产生不利的影响。

钻头磨损模型156最好包括于1998年8月18日授权的题为“METHOD OFASSAYING DOWNHOLE OCCURENCES AND CONDITIONS(分析井下条件和事件的方法)”的美国专利5,794,720所描述的钻头磨损模型，该文件作为本发明的参考文件。该钻头磨损模型提供一确定钻头磨损，即预测钻头寿命和地层耐磨性的方法。而且，该钻头磨损模型可用来对给定钻头的工作进行评价。

钻进速度模型158最好包括于1998年1月16日授权的题为“METHOD OFREGULATING DRILLING CONDITIONS APPLIED TO A WELL BIT(调整施加在钻井钻头上的钻探条件的方法)”的美国专利5,704,436所描述的钻进速度模型，该文件作为本发明的参考文件。该钻进速度模型提供一种对钻头和钻井系统的工作参数进行优化和预测钻进速度的方法。该ROP模型提供下述各项的一个或多个：使钻进速度最大化、确立功率极限以避免对钻头的撞击破坏、考虑所有工作约束、优化工作参数、以及使钻头诱发振动最小化。

此处描述的钻井技术细节模型144可被用来生成用于或被推荐用于在给定钻井作业中钻井眼、井眼区段或系列井眼的特定钻井系统的综合模型。该钻井技术细节模型144还可生成钻井系统在给定地质状况下的钻井技术细节性能的预测。如果需要的话，实际性能与预测性能的比较可以用于钻井技术细节模型的历史匹配，从而优化各个钻井技术细节模型。

仍然参照图3，本方法和设备包括几个操作模式。上述操作模式包括优化模式、预测模式和校正模式。对于各种操作模式，预计的经济性可包括在内，以提供一种当钻井系统用本文公开的方法和设备被优化时每口井所能缩短的天数的量度。

优化模式

在优化模式中，其目的是为了优化钻井系统的工作参数。优化标准包括1)钻进速度最大；2)避免对钻头的撞击破坏；3)考虑所有工作约束；4)钻头诱发振动最小。

在优化模式中，岩性模型146在输入端160接收来自于孔隙度测井记录、岩性测井记录和/或泥浆电阻率测井的数据。孔隙度或岩性测井记录可包括核磁共振(NMR)、光电的、中子密度、声波、伽玛射线和伽玛能谱、或任何其他对孔隙度或岩性灵敏的测井手段。泥浆录井被用来鉴别非页岩岩性成分。根据测井记录输入，岩性模型146在输出端162提供每单位深度给定地层的岩性和孔隙度的测量值。对于岩性，输出端162最好包括每单位深度该地层每个岩性成分的体积百分数。对于孔隙度，输出端162最好包括每单位深度地层的岩石内孔隙空间的体积百分数。输出端162上的岩性和孔隙度的测量值被输入到岩石强度模型148、页岩塑性模型150、机械效率模型152、井眼净化效率模型154、钻头磨损模型162和钻进速度模型158。

对于岩石强度模型148，该模型除了接收岩性和孔隙度测量值的输出162以外，还在输入端164接收泥浆重量和孔隙压力数据。泥浆重量被用于计算过平衡。孔隙压力被用来计算过平衡，换句话说，设计过平衡design overbalance可以被用来估计孔隙压力。响应该输入，岩石强度模型148在输出端166产生每单位深度给定地层的侧限应力和岩石强度的值。更具体地说，岩石强度模型生成过平衡、有效孔隙压力、侧限应力、无侧限岩石强度(unconfined rockstrength)和侧限岩石强度的值。过平衡被定义为泥浆重量减去孔隙压力。有效孔隙压力与孔隙压力相似，但其还反映页岩和低孔隙度非页岩中渗透率的降低。侧限应力是对岩石的原地侧限应力的估计。无侧限岩石强度是在地表的岩石强度。最后，侧限岩石强度是在原地侧限应力条件下的岩石强度。如图所示，岩石强度输出166是机械效率模型152、钻头磨损模型162、钻进速度模型158的输入。

对于机械效率模型152，除了接收岩性和孔隙度输出162和侧限应力和岩石强度输出166以外，机械效率模型152还在输入端168接收涉及工作约束、三维钻头模型、扭矩和阻尼的输入数据，所有这些输入都与钻井系统有关。工作约束可包括最大扭矩、最大钻压(WOB)、最大和最小RPM(每分钟转数)、以及最大钻进速度。具体地，对于机械效率来说，对钻井系统的工作约束包括最大扭矩、最大钻压(WOB)、最小RPM和最大钻进速度。工作约束限制了许多具体钻井系统可能达到的最优值。此外，对于工作约束对机械效率的影响的评估，尽管并非所有的约束既影响机械效率又影响功率，仍有必要知道所有这些约束，以便量化这些或者对机械效率或者对功率产生影响的约束的影响。三维钻头模型输入包括钻头工作效率(bit work rating)、扭矩-钻压特性(signature)。最后，扭矩和阻尼分析包括方向性建议、套管和钻杆几何形状、泥浆重量和流率、摩擦因素、或扭矩和阻尼值。这种扭矩和阻尼分析对于确定有多少扭矩被实际传送到钻头上是必要的。也可选择钻头未接触井底的扭矩和接触井底的扭矩(off-bottom and on-bottom torque)的量度代替上述扭矩和阻尼分析。另外，来自随钻测量(MWD)系统的钻头附近的测量也可被用来代替扭矩和阻尼分析。响应上述输入信息，机械效率模型152在输出端170生成钻井系统在每单位深度给定地层上的机械效率、约束分析、预计扭矩和最佳钻压(WOB)的值。更具体地说，机械效率模型152提供总扭矩、切削扭矩、摩擦扭矩、机械效率、约束分析和最优钻压的值。该总扭矩代表施加在钻头上的总的扭矩。切削扭矩代表总扭矩的切削分量。摩擦扭矩是总扭矩的摩擦分量。对于机械效率模型152，机械效率被定义为切削扭矩的百分比。约束分析对由于每个工作约束而使机械效率相对于理论最大值的减小进行量化。最后，确定一最优钻压，在考虑所有工作约束时使钻进速度最大。钻进速度模型158利用该最优钻压计算出每分钟的最优转数。此外，机械效率模型152也用上一次迭代的钻头磨损值作为输入，这将在下面做进一步讨论。

现在对钻头磨损模型156进行讨论，该钻头磨损模型通过输出162从岩性模型、通过输出166从岩石强度模型、通过输出170从机械效率模型接收输入数据。此外，钻头磨损模型156还在输出172上接收三维钻头模型数据。该三维钻头模型输入包括钻头工作效率和扭矩-钻压特性。响应岩性、孔隙度、机械效率、岩石强度和三维钻头模型的输入，钻头磨损模型156在输出端174生成关于每单位深度给定地层的钻头的比能(specific energy)、累积功、地层耐磨性、和钻头磨损的值。钻头的比能是施加在钻头上的总的能量，相当于钻头力除以该钻头的横截面面积。钻头所做的累积功反映了岩石强度和机械效率。地层耐磨性值模拟由于地层耐磨性使钻头磨损加速的情况。最后钻头磨损值与磨损条件相应，磨损条件与钻头轴向接触面积和机械效率相关。除了输出174以外，钻头磨损模型156进一步包括在输出端176上将以前的迭代生成的钻头磨损值提供给机械效率模型152，其中机械效率模型152还将以前的迭代生成的钻头磨损值用于计算在输出端170上的机械效率输出数据。

在讨论钻进速度模型158之前，我们首先转到页岩塑性模型150。如图3所示，页岩塑性模型150接收来自于岩性模型的输入。详细地说，页岩体积由岩性模型146提供。除了接收岩性和孔隙度输出162以外，页岩塑性模型150还在输入178上接收来自规定的测井记录的测井数据。该测井记录包括对粘土类型、粘土含水量及粘土体积灵敏的任何测井记录。测井仪器可包括核磁共振(NMR)、中子密度、声波密度、伽玛能谱、伽玛射线以及阳离子交换能力(CEC)。相应于这些输入，页岩塑性模型150在输出端180上产生每单位深度该地层的页岩塑性的值。特别是，页岩塑性模型150提供标准化粘土类型、标准化粘土水含量、标准化粘土体积和页岩塑性的值。标准化粘土类型意味着蒙脱石的百分比最大，而蒙脱石是最可能引起粘土膨胀的粘土类型。标准化粘土水含量即页岩塑性最大时的水含量。标准化粘土体积即出现塑性特征时粘土体积的范围。最后，页岩塑性是各种标准化粘土特性的加权平均值，反映总体塑性。

参照井眼净化效率模型154，模型154接收来自页岩塑性模型150的页岩塑性输入，和来自岩性模型146的岩性输入。除了接收岩性模型的输出162和页岩塑性模型的输出180以外，井眼净化效率模型154还在输入端182上接收水力条件和钻井液数据。具体地说，该水力条件输入可包括水力效率的任何标准量度，比如每平方英寸钻头直径的水马力。另外，钻井液类型可包括水基泥浆、油基泥浆、聚合物、或其他已知流体类型。响应这些输入，井眼净化效率模型154在输出端184上生成在每单位深度给定地层中钻井眼(或区段)的钻头和钻井系统的井眼净化效率预测值。在此，井眼净化效率被定义为与预测钻进速度相比的实际值。在其它钻井技术细节模型假设井眼完全净化时，该井眼净化效率(HCE)模型是对钻进速度预测值的修正，以补偿偏离理想化过程的井眼净化。因此井眼净化效率(HCE)的值反映了岩性、页岩塑性、水力条件和钻井液类型对钻进速度的影响。

现在看钻进速度模型158，钻进速度模型158通过机械效率模型152的输出170接收机械效率、预测扭矩及最优WOB。模型158还通过钻头磨损模型156的输出174接收钻头磨损值，通过岩石强度模型148的输出166接收岩石强度值，通过HCE模型154的输出184接收预测的HCE。此外，钻进速度模型158还在输入端186上接收工作约束信息。具体地说，上述工作约束包括最大扭矩、最大钻压(WOB)、最大和最小RPM和最大钻进速度。此外，对于工作约束对功率的影响的评估，尽管并非所有的约束既影响机械效率又影响功率，但有必要知道所有这些约束，以便量化这些或者对机械效率或者对功率产生影响的约束的影响。响应这些输入，钻进速度模型158在输出端188上生成功率级分析、约束分析以及最优RPM、钻进速度、在每单位深度地层中钻井(或区段)的钻头和钻井系统的经济性的度量。更具体地说，上述功率级分析包括最大功率极限的确定。该最大功率极限在对钻头不造成撞击破坏的同时使钻进速度最大。由于工作约束，工作功率级可能会小于最大功率极限。约束分析包括量化由于每个工作约束而引起的工作功率级与最大功率极限相比的减小。最优RPM是指考虑到所有工作约束时，钻进速度最大时的RPM。该钻进速度是在最优WOB和最优RPM时的预测钻进速度。最后，经济性可包括每英尺工业标准成本分析。

预测模式

在预测模式，目的是根据用户指定的未必是最佳的工作参数来预测钻井性能。在该模式中未施加工作约束。除了机械效率模型152、钻头磨损模型156和钻进速度模型158以外，该预测模式与优化模式基本上相似，这将在下面进一步解释。由于井眼净化效率与机械工作参数(即，用户指定的WOB和用户指定的RPM)无关，因此优化模式和预测模式的井眼净化效率模型154是相同的。

对于机械效率模型152，在预测模式下，除了接收岩性和孔隙度输出162和侧限应力和岩石强度输出166以外，机械效率模型152还在输入端168接收与钻井系统有关的涉及用户指定工作参数和三维钻头模型的输入数据。钻井系统的用户指定工作参数可包括用户指定钻压(WOB)和用户指定RPM(每分钟转数)。这个选项是用来评价“如果…”的设想情况。三维钻头模型输入包括钻头工作效率、扭矩-WOB特性。响应上述输入，机械效率模型152在输出端170生成钻井系统在每单位深度给定地层的机械效率的量度。更具体地说，机械效率模型152提供总扭矩、切削扭矩、摩擦扭矩、机械效率的量度。总扭矩代表施加在钻头上的总的扭矩。在预测模式中，总扭矩与用户指定的钻压相应。切削扭矩代表钻头上总扭矩的切削分量。摩擦扭矩是钻头上总扭矩的摩擦分量。

对于机械效率模型152，机械效率被定义为切削扭矩占总扭矩的百分比。预测模式也可包括按区域的机械效率分析，即，按相对于钻头的机械效率扭矩-钻压特性的机械效率区域来分析。第一机械效率区域由从零钻压到临界钻压(thresholdWOB)的第一钻压(WOB)范围来确定，其中临界钻压相应于刚好能穿透岩石所需的给定钻压，还相应于零(或可忽略的)切削深度。第一机械效率区域还与有效摩擦(efficient grinding)的钻进效率相对应。第二机械效率区域由从临界钻压到最优钻压的第二钻压范围来确定，其中最优钻压相应于在钻头体接触地层之前，刚能达到钻头的最大切削深度所需的给定钻压。第二机械效率区域还与有效切削的钻进效率相对应。第三机械效率区域由从最优钻压到摩擦钻压(grinding WOB)的第三钻压范围来确定，该摩擦钻压与使钻头切削扭矩刚好减小到基本上为零或变得可忽略不计所需给定钻压相对应。第三机械效率区域还与无效切削的钻进效率相对应。最后，第四机械效率区域是由摩擦钻压以上的第四钻压范围来定义。该第四机械效率区域还与无效摩擦的钻进效率相对应。对于第三、第四区域，当钻头在最大切削深度时，当钻压进一步增加时，钻头体与地层的摩擦接触也增加。

此外，机械效率模型152也利用以前的迭代生成的钻头磨损的量度作为输入，这将在下面参照钻头磨损模型做进一步描述。

现在讨论钻头磨损模型156，在预测模式，该钻头磨损模型通过输出162接收来自岩性模型的输入、通过输出166接收来自岩石强度模型的输入、通过输出170接收来自机械效率模型的输入。此外，钻头磨损模型156还在输出172上接收三维钻头模型数据。该三维钻头模型输入包括钻头工作效率和扭矩-钻压特性。响应岩性、孔隙度、机械效率、岩石强度和三维钻头模型的输入，钻头磨损模型156在输出端174生成每单位深度给定地层中的钻头的比能、累积功、地层耐磨性、和钻头磨损的量度。钻头的比能是施加在钻头上的总的能量，该能量相当于钻头力除以该钻头的横截面面积。此外，钻头比能的计算基于用户指定的工作参数。钻头所做的累积功反映了岩石强度和机械效率。累积功的计算也是基于用户指定的工作参数。地层耐磨性量度模拟由于地层耐磨性而使钻头磨损加速的情况。最后，钻头磨损量与磨损条件相应，磨损条件与钻头轴向接触面积和机械效率相关。就象钻头比能和累积功的计算一样，钻头磨损的计算也是基于用户指定的工作参数。除了输出174以外，钻头磨损模型156还包括在输出176上将以前的迭代生成的钻头磨损量提供给机械效率模型152，其中机械效率模型152还将以前的迭代生成的该钻头磨损量用于计算输出170上的机械效率输出数据。

现在介绍钻进速度模型158，钻进速度模型158通过机械效率模型152的输出170接收机械效率和预测的扭矩。模型158还通过钻头磨损模型156的输出174接收钻头磨损，通过岩石强度模型148的输出166接收岩石强度，通过HCE模型154的输出184接收预测的HCE。此外，钻进速度模型158还在输入端186上接收用户指定的工作参数。具体地说，该用户指定的工作参数包括用户指定钻压(WOB)和用户指定RPM。如上所述，该操作预测模式被用来评价“如果…”的设想情况。响应这些输入，钻进速度模型158在输出端188上生成在每单位深度给定地层上钻井眼(或区段)的钻头和钻井系统的功率级分析，此外还生成钻进速度和经济性的度量。更具体地，功率级分析包括最大功率极限的确定。该最大功率极限相应于一预定功率，当施加在钻头上时，该预定功率在对钻头不造成撞击破坏的同时使钻进速度最大。由用户指定的工作参数得出的工作功率级可能小于或大于最大功率极限。超过钻头最大功率极限的任何工作功率级都会例如通过适当的程序设计被自动标记出来，来指示或鉴别那些可能发生钻头撞击破坏的井眼区段。该功率级分析可以应用到特定的钻井系统及其在给定地层的井眼(或区段)钻探过程中。另外，该钻进速度是在用户指定WOB和用户指定RPM时的预测钻探速度。最后，经济性可包括每英尺工业标准成本分析。

校正模式

最后，在校正模式中，其目的是将钻井技术细节模型校正到实测的工作参数。此外，地质模型可被校正到实测的岩心分析数据。并且，也可以部分或全部校正任何模型或模型组。与预测模式类似，在校正模式中未施加工作约束。

首先从地质模型142开始，实测岩心分析数据可被用来校正每个地质模型。对于岩性模型而言，该岩性模型146在输入端160接收来自孔隙度测井记录、岩性测井记录和/或泥浆测井记录的数据及岩心分析数据。如上所述，孔隙度或岩性测井记录可包括核磁共振(NMR)、光电的、中子密度、声音、伽玛射线和伽玛能谱、或任何其他对孔隙度或岩性灵敏的测井记录手段。泥浆测井记录被用来鉴别非页岩岩性成分。岩心数据包括可被用来校正岩性模型的实测岩心数据。用实测岩心数据来校正岩性模型可使预测的岩石成分与实测的岩心成分符合得更好。实测的岩心孔隙度也可被用来校正任何由测井记录导出的孔隙度。响应上述输入，该岩性模型146在输出端162提供每单位深度给定地层岩性和孔隙度的量度。对于校正过的岩性，输出端162最好包括对照岩心分析和/或泥将测井记录校正了的每单位深度该地层每个所需岩性成分的体积百分数。对于校正过的孔隙度，测井记录导出输出端162最好校正到实测岩心孔隙度。并且较不准确的测井数据可被校正到更为准确的测井数据。在输出端162上的岩性和孔隙度的校正被输入到岩石强度模型148、页岩塑性模型150、机械效率模型152、井眼净化效率模型154、钻头磨损模型162和钻进速度模型158。

对于岩石强度模型148，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。然而在校正模式中，输入端164还包括岩心数据。岩心数据包括用来校正岩石强度模型的实测岩心数据。校正使得预测的岩石强度与实测的岩心强度符合得更好。此外，实测孔隙压力数据也可被用来校正侧限应力的计算。

对于页岩塑性模型150，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。然而在校正模式中，输入端178还包括岩心数据。岩心数据包括用来校正页岩塑性模型的实测岩心数据。校正使得预测的塑性与实测的岩心塑性符合得更好。相应于这些输入，页岩塑性模型150在输出180上生成每单位深度给定地层的页岩塑性的量度。对于校正了的页岩塑性，输出180最好包括反映根据岩心分析校正后的总体塑性的标准化粘土特性加权平均值。

对于机械效率模型152，除了下述的以外，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。在校正模式，输入168不包括工作约束或扭矩和阻尼分析，然而，在校正模式，输入168包括实测工作参数。实测工作参数包括钻压(WOB)、RPM、钻进速度和扭矩(可选)，它们可被用来校正机械效率模型。相应于这些输入，机械效率模型152在输出端170提供总扭矩、切削扭矩、摩擦扭矩和校正机械效率的量度。对于总扭矩，该总扭矩是指施加在钻头上的总的扭矩，如果可以得到实测扭矩数据，则总扭矩可被校正到实测扭矩。切削扭矩是指钻头总扭矩的切削分量，它可由实际机械效率来校正。摩擦扭矩是指总扭矩的摩擦分量，可由实际机械效率来校正。对于校正机械效率，机械效率被定义为切削扭矩总扭矩的百分比。预测的机械效率被校正到实际机械效率。如果可得到实测扭矩数据，则该校正可更准确。然而如果得不到扭矩数据，则通过利用预测扭矩连同其他实测工作参数，可部分校正该机械效率。

在校正模式，也可包括按区域的机械效率分析，即，按相对于钻头的机械效率扭矩-钻压特性的机械效率区域来分析。如上所述，第一机械效率区域由从零WOB到临界WOB的第一钻压(WOB)范围来确定，其中临界钻压相应于刚好能穿透岩石所需的给定WOB，还相应于零(或可忽略的)切削深度。第一机械效率区域还与有效摩擦的钻进效率相对应。第二机械效率区域由从临界WOB到最优WOB的第二WOB范围来确定，其中最优WOB相应于在钻头体接触地层之前，刚能达到钻头的最大切削深度所需的给定WOB。第二机械效率区域还与有效切削的钻进效率相对应。第三机械效率区域由从最优WOB到摩擦WOB的第三钻压范围来确定，该摩擦WOB相应于使钻头切削扭矩刚好减小到基本上为零或变得可忽略不计所需的给定WOB。第三机械效率区域还与无效切削的钻进效率相对应。最后，第四机械效率区域由摩擦WOB以上的第四钻压范围来确定。该第四机械效率区域还与无效摩擦的钻进效率相对应。对于第三、第四区域，当钻头在最大切削深度时，当WOB进一步增加时，钻头体与地层的摩擦接触也增加。

对于钻头磨损模型156，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。然而在校正模式，输入172还包括钻头磨损的量度。钻头磨损的量度包括钻头当前轴向接触面积的量度。而且，该钻头磨损的量度与钻头的基于实测工作参数的累积功相关联。相应于这些输入，钻头磨损模型156对于给定钻井系统和每单位深度地层在输出端174提供钻头的比能、累积功、校正的地层耐磨性和校正的钻头工作效率的量度。对于钻头的比能，比能相应于施加在钻头上的总能量。此外，比能相当于钻头力除力该钻头的横截面面积，在此钻头比能的计算基于实测工作参数。对于累积功，钻头所做的累积功反映了岩石强度和机械效率。此外，累积功的计算也基于实测工作参数。对于计算出的地层耐磨性，钻头磨损模型由于地层耐磨性而加速磨损。而且钻头磨损测量和所做累积功可被用来校正地层耐磨性。最后，对于校正的钻头工作效率，钝钻头磨损条件与所做累积功相关联。在校正模式，给定钻头的钻头工作效率可通过钻头磨损的量度和所做累积功被校正。

对于井眼净化效率模型154，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。然而，在校正模式，井眼净化效率通过在钻进速度模型中与实测HCE相关联而被校正，下面将进一步讨论。

对于钻进速度模型158，输入和输出与在前面对优化模式中所讨论的类似。然而，在校正模式，输入186不包括工作约束，而是包括实测工作参数和钻头磨损量度。实测工作参数包括钻压(WOB)、RPM、钻进速度和扭矩(可选)。钻头磨损量度是钻头当前轴向接触面积的量度，并识别磨损的主要类型，包括均匀的和不均匀的磨损。例如，撞击破坏是不均匀磨损的一种形式。实测工作参数和钻头磨损测量可被用来校正钻进速度模型。响应这些输入，钻进速度模型158提供校正钻进速度、校正HCE和校正功率极限的量度。对于校正钻进速度，校正钻进速度是在实测工作参数时的预测钻进速度。该预测钻进速度利用HCE作为校正因子被校正到实测钻进速度。对于校正HCE，HCE被定义为与预测钻进速度相比的实际完成量。由HCE模型得出的预测HCE被校正到在钻进速度模型中计算得的HCE。最后，对于校正功率极限，该最大功率极限在对钻头不造成撞击破坏的同时使钻进速度最大。如果实测工作参数得出的工作功率级(eperating power level)超出该功率极限，则有可能发生撞击破坏。用来执行钻井系统性能预测的软件或计算机程序可被设置成可自动标记出超过钻头功率极限的任何工作功率级。进一步，功率极限可被调整到能反映在钝钻头上实际看到的磨损类型。例如，如果程序标记出可能出现撞击破坏的区段，而钝钻头上看到的磨损主要是均匀的，则功率极限或许就太保守了，应该提高。

也可以进行性能分析，该性能分析包括工作参数分析。要测量的工作参数包括WOB、TOB(可选)、RPM和ROP。最好是近钻测量以获得更准确的性能分析结果。其他性能分析量度包括钻头磨损量度、钻井液类型和水力条件，以及经济性。

综述

再参照附图1，对用于在给定地层24钻井眼14的钻井系统10的性能预测设备50作进一步讨论。预测设备50包括一计算机/控制器52以根据指定的地质模型生成该地层每单位深度的地质特征，并输出代表地质特征的信号。该地质特征最好至少包括岩石强度。此外，该地质特征生成装置52还可生成测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的至少一个附加特征。

设置输入设备58以输入所推荐用于钻探井眼的钻井设备的规格，上述规格至少包括推荐钻头的钻头规格。此外，输入设备58还可被用来输入其他推荐钻井设备的输入规格，该输入规格可包括从井下马达、顶部驱动马达、转盘马达、泥浆系统和泥浆泵中选出的推荐钻井设备的至少一个附加规格。

最后，计算机/控制器52还用来响应所推荐钻井设备的规格，根据指定的钻井技术细节模型，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测。计算机/控制器52还用来输出代表钻井技术细节预测的信号，上述钻井技术细节预测至少包括从钻头磨损、机械效率、功率和工作参数中的一个。工作参数至少包括钻压、旋转rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的一个。另外，钻进速度包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

如图1所示，显示器60和打印机62各提供了一个响应地质特征输出信号和钻井技术细节预测输出信号，生成每单位深度地质特征和钻井技术细节预测的显示。对于打印机62，每单位深度地质特征和钻井技术细节预测的显示包括一打印输出64。此外，计算机/控制器52还可在线路66上提供钻井作业控制信号，其与给定的钻井技术细节预测输出信号相关。在这种情况下，钻井系统还可包括一个或多个设备，这些设备在使用该钻井系统的实际钻井过程中，响应基于钻井技术细节预测输出信号的钻井作业控制信号来控制参数。示例性的参数至少包括钻压、rpm(每分钟转数)、泵流量和水力条件中的一个。

预测性能的显示

现在参照图4，进一步详细描述针对给定地层24(图1)预测的钻井系统50(图1)的性能的显示200。显示200包括地质特征显示202和钻井技术细节预测显示204。地质特征显示202包括曲线图表示、百分比图表示和带状图形表示中的至少一种图形表示。此外，钻井技术细节预测的显示204包括曲线图表示、百分比图形表示和带状图形表示中的至少一种图形表示。在一优选实施例中，该地质特征202的至少一种图形表示和钻井技术细节预测204的至少一种图形显示标以颜色。

表头说明

下面针对图4中显示的各列信息列出了各种符号、相应的简要说明、单位和数据范围。应注意的是，该列表仅仅是示例性的，而不是想进行限制。在此列表是为了对图4的图表作全面理解。其他的符号、说明、单位和数据范围也是可以的。表头符号          说明              单位        数据范围测井数据列(208)：GR(API)          伽玛射线测井记录    API          0～150RHOB(g/cc)       体积密度测井记录    克/立方厘米  2-3DT(μs/ft)       声学或声音测井记录  微秒/英尺    40-140CAL(in)          井径测井记录        英寸         6-16深度列(206)：MD(ft)           实测井深            英尺(或米)   200～1700岩性列(210)：SS               砂岩百分比          ％           0-100LS               石灰岩百分比        ％           0-100DOL              白云石百分比        ％           0-100COAL             煤百分比            ％           0-100SH               页岩百分比          ％           0-100孔隙度列(212)：ND-P0R           中子-密度测井孔隙度 ％(小数)     0-1N-POR            中子测井孔隙度      ％(小数)     0-1D-POR            密度测井孔隙度      ％(小数)     0-1S-POR            声波测井孔隙度      ％(小数)     0-1岩石强度列(216)：CRS(psi)         侧限岩石强度        磅/平方英寸  0-50,000URS(psi)         无侧限岩石强度      磅/平方英寸  0-50,000CORE(psi)        实测岩心强度        磅/平方英寸  0-50,000岩石强度列(218)：ROCK CRS         侧限岩石强度        磅/平方英寸  0-50,000页岩塑性列(230)：PLASTICITY       页岩塑性            ％(小数)     0-1CEC-N            标准化阳离子交换能力％(小数)     0-1CBW-N            标准化粘土束缚水    ％(小数)     0-1Vsh-N            标准化页岩体积      ％(小数)     0-1页岩塑性列(232)PLASTICITY       页岩塑性            ％           0-100钻头磨损列(236)：ABRASIV(t·mi)   地层耐磨性          吨·英里     0-10,000WORK(t·mi)      累积功              吨·英里     0-10,000  SP ENERGY(ksi)         比能           千磅/平方英寸

                                    (1000磅/平方英寸) 0-1,000钻头磨损列(238)：红色¹                 已耗钻头寿命     ％              0-100绿色¹                 剩余钻头寿命     ％              0-100机械效率列(246)：TOB-CUT(ft·1b)        钻头切削扭矩     英尺磅          0-4,000TOB(ft·lb)            钻头总扭矩       英尺·磅        0-4,000机械效率列(248)：青色¹                 切削扭矩         ％              0-100黄色¹                 摩擦扭矩-无约束  ％              0-100红色¹                 摩擦扭矩-有约束  ％              0-100机械效率约束列(256)：青色¹                最大钻头总扭矩约束％             0-100红色¹                最大钻压约束      ％             0-100黄色¹                最小RPM约束       ％             0-100绿色¹                最大钻进速度约束  ％             0-100蓝色¹                无约束            ％             0-100功率列(260)：POB-LIM(hp)           功率极限          马力           0-100POB(hp)               工作功率级        马力           0-100功率约束列(262)：青色¹                最大RPM约束       ％             0-100红色¹                最大ROP约束       ％             0-100蓝色¹                无约束            ％             0-100工作参数列(266)：RPM                   旋转RPM           每分钟转数     50-150WOB(lb)               钻压              磅             0-50,000COST($/ft)            每英尺钻井成本    美元/英尺      0-100ROP(ft/hr)            瞬时钻进速度      英尺/小时      0-200ROP-AVG(ft/hr)        平均钻进速度      英尺/小时      0-200

注¹：所指颜色用相应阴影线表示，如图4中各列所示。

深度，测井数据，岩性，孔隙度

如图4所示，地层206的深度用数字的形式来表达。测井数据208用曲线表示的形式来表达，测井数据208包括任何对岩性和孔隙度灵敏的测井记录组。岩性210是由百分比图的形式来表达，以用来区分给定地层中不同类型的岩石，该百分比图图解说明了在给定深度处由任何对岩性灵敏的测井记录组确定的每种岩石所占的百分比。在一个实施例中，该岩性百分比图用彩色标示。孔隙度212用曲线的形式来表达，孔隙度由任何对孔隙度灵敏的测井记录组确定。

岩石强度

在图4的显示200中，岩石强度214由曲线表示216、百分比图表示(未示出，但类似于210)和带状表示218中的至少一种表示形式来表达。岩石强度的曲线表示216包括有侧限岩石强度220和无侧限岩石强度222。在有侧限岩石强度220曲线和无侧限岩石强度222曲线之间图示的区域224代表由于侧限应力而引起的岩石强度的增加。岩石强度带状表示218提供了指示在给定深度岩石强度的离散范围的图示说明，更通常地是给出沿给定井眼的岩石强度的不同离散范围。在一优选实施例中，该岩石强度的带状表示218用彩色标示，颜色包括代表软岩石强度范围的第一颜色、代表硬岩石强度范围的第二颜色和代表一个或多个中间岩石强度范围的其他颜色。具体地说，蓝色可被用来指示软岩石强度范围，红色可用来指示硬岩石强度范围，黄色可用来指示中间岩石强度范围。在显示上设置图例226，以帮助判读以不同方式显示的地质特征和钻井技术细节预测。

页岩塑性

在图4的显示200上，页岩塑性228以曲线表示230、百分比图表示(未示出，但类似于210)和带状表示232中的至少一种表示形式来表达。页岩塑性228的曲线表示230至少包括两条页岩塑性参数曲线，上述参数包括含水量、粘土类型和粘土体积，其中页岩塑性根据一指定页岩塑性模型150(图3)由含水量、粘土类型和粘土体积来确定。此外，页岩塑性的表示最好标有颜色。页岩塑性228的带状表示232提供了指示页岩塑性在给定深度的离散范围的图解，通常显示出了沿给定井眼的页岩塑性的不同离散范围。在一优选实施例中，该页岩塑性228的带状表示232用彩色编码，色彩包括代表低页岩塑性范围的第一颜色、代表高页岩塑性范围的第二颜色和代表一个或多个中间页岩塑性范围的其他颜色。具体地说，蓝色可被用来指示低页岩塑性范围，红色可用来指示高页岩塑性范围，黄色可用来指示中间页岩塑性范围。如上所述，在显示200上设置图例226，以帮助判读以不同方式显示的地质特征和钻井技术细节预测。

钻头功/磨损关系

根据规定的钻头磨损模型156(图3)，钻头磨损234作为所做累积功的函数而被确定。在图4的显示200上，钻头磨损234以曲线表示236、百分比图表示238中的至少一种表示形式来表达。该钻头磨损曲线表示236可包括被表示为钻头比能等级(specific energy 1evel)的钻头功、钻头所做的累积功和可选的由于耐磨性引起的功损失。对于百分比图形显示，钻头磨损234可被表示为指示给定深度钻头磨损状况的图解百分比图238。在一优选实施例中，图解的钻头磨损百分比图238用彩色编码，色彩包括代表预期钻头寿命的第一颜色240和代表剩余钻头寿命的第二颜色242。具体地，第一颜色优选红色，第二颜色优选绿色。

机械效率

根据指定机械效率模型152(图3)，钻头机械效率作为给定钻头的扭矩/钻压特性的函数而被确定。在图4的显示200上，钻头机械效率244以曲线表示246和百分比图表示248中的至少一种表示形式来表达。该钻头机械效率曲线表示246包括钻头上的总扭矩(TOB(ft·lb))和切削扭矩(TOB-CUT(ft·lb))。钻头机械效率244的百分比图形表示248图解说明了总扭矩，其中总扭矩包括切削扭矩和摩擦扭矩分量。在一优选实施例中，图解的机械效率百分比图248用彩色编码，色彩包括表示切削扭矩250的第一颜色、表示无约束摩擦扭矩252的第二颜色、表示有约束摩擦扭矩254的第三颜色。图例226也被设置来帮助判读机械效率的不同扭矩分量。具体地，上述第一颜色优选蓝色，第二颜色优选黄色、第三颜色优选红色。

除了曲线图形表示246和百分比图248以外，机械效率244还以说明钻井系统的对机械效率产生不利影响的工作约束的百分比图256的形式来表示。这些钻井系统工作约束相当于导致摩擦约束扭矩(例如百分比图248中标号254所示)的约束，该百分比图256还用来指示在给定深度上每个约束对机械效率的摩擦约束扭矩分量的影响所占的相应百分比。该钻井系统工作约束可包括最大钻头扭矩(TOB)、最大钻压(WOB)、最小每分钟转数(RPM)、最大钻进速度(ROP)的任何组合，以及无约束的情况。在一优选实施例中，钻井系统对机械效率的工作约束的百分比图显示256用彩色编码，色彩包括表示不同约束的不同颜色。图例226有助于在百分比图256中判读对机械效率的不同钻井系统工作约束。

功率

在图4的显示200中，功率258以曲线表示260和百分比图表示262中的至少一种表示形式来表达。功率258的曲线表示260包括功率极限(POB-LIM(hp))和工作功率级(POB(hp))。功率极限(POB-LIM(hp))相当于施加到钻头上的最大功率。工作功率级(POB(hp))包括约束工作功率级、推荐工作功率级和预测工作功率级中的至少一个。对于曲线表示260，功率极限(POB-LIM(hp))曲线和工作功率级(POB(hp))曲线之间的差代表约束。

功率258还以百分比图形显示262的形式来表示，该百分比图形显示262说明了对功率产生不利影响的钻井系统工作约束。该钻井系统工作约束相当于导致功率损失的那些约束。功率约束百分比图262还被用来表示在给定深度每个约束对功率所产生的影响所占的相应百分比。在一优选实施例中，对功率的钻井系统工作约束的该百分比图形显示262被标以颜色，包括表示不同约束的不同颜色。并且，红色最好用来表示最大ROP，蓝色最好用来表示最大RPM，深蓝色最好用来表示无约束条件。图例226有助于在百分比图显示262中判读对功率的各种钻井系统工作约束。

工作参数

如图4所示，工作参数264以曲线表示266的形式表示。如上所讨论的那样，工作参数可包括钻压、旋转rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的至少一个。另外，钻进速度包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

钻头的选择/推荐

显示200还提供用来生成所建议或推荐的钻井设备的详细资料的显示268的手段。即，在显示200上，所建议或推荐的钻井设备的详细资料与地质特征202和钻井技术细节预测204一起显示。该建议或推荐的钻井设备最好包括至少一种用于预测钻井系统性能的钻头选择。此外，第一和第二钻头选择，分别由标号270和272表示，被推荐用来预测井眼钻探过程的性能。上述第一和第二钻头选择分别被各自的第一和第二标识符276、278标识。第一和第二标识符276、278也分别与地质特征202和钻井技术细节预测204一起显示，此外，选择第一和第二标识符在显示200上的定位，以与第一和第二钻头选择分别适用的预测性能部分相一致。再者，显示可以包括对每个所推荐的钻头选择和相应钻头规格的显示。

虚线

仍参照图4，显示200还包括钻头选择变化指示280。钻头选择变化指示280被设置来指示在一给定深度需要从第一推荐钻头选择270变更到第二推荐钻头选择272。该钻头选择指示280最好在显示200上与地质特征202和钻井技术细节预测204一起显示。

因此，本文公开的方法和设备可以在钻井项目的早期优化钻井系统及其在钻井项目中的应用。本方法和设备还便于在钻井项目的早期就作出适当的改进。任何在钻井项目早期所做的改进所带来的经济效益都会被该钻井项目中留待钻探的井眼的数量倍增。执行该钻井项目的公司将实现重大的和显著的节约。此外，为了核实特定的钻井系统设备是否得到最佳使用，在每个井眼的钻探过程中，在一个钻井项目的自始至终，本方法和设备都进行测量。再者，利用本文公开的方法和设备，可更容易地监视钻井系统设备性能，并且在潜在的不利条件实际出现之前就将其识别出来。

此外，利用本方法和设备，可有效地减少使多口井中的给定产油井投产的成功钻井作业所需的时间。因此，本文公开的方法和设备使作业效率提高。而且利用本方法和设备对于例如用三年的时间在一给定的地理位置建立大约一百口井这样的开发项目特别有利。利用本方法和设备，可在例如30天左右的时间内完成指定井眼的钻探并实现投产，即商业生产，而用以前的方法则需要60天(或更长)。由于本文公开的钻井系统的钻井性能提高了效率，可节约原油生产时间，这相当于可在较早的时间销售上百万美元的油产品。或者，对于给定时间段，利用本方法和设备可比在相同的时间内用以前的方法完成的井眼的数量多一口或多口井眼。换句话说，在较短的时间内打一口新井有利于更早实现商业投产。

上述这些实施例能在给定地层的实际钻探井眼的过程中或之前对各种建议的钻井设备进行有效评价，并可进一步用于钻井项目中。可以针对给定地层中井眼(或区段)的一个或多个特定区段优化钻井设备的选择和应用。钻井技术细节模型有利地考虑了钻头在变化的岩性中逐渐磨损的影响。推荐的工作参数反映了钻头在特定岩性中的钻头磨损状况，并且还考虑了所使用的特定钻塔的工作约束。对给定地层，每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的打印输出或显示为钻井操作者，特别是为操作者在对钻井项目的钻探过程进行优化提供了非常有用的关键信息。打印输出或显示还有助于更好地估计预期钻井条件和所推荐的工作参数。

上述这些实施例给出了大量复杂的关键的信息，这些信息以例如本说明书参照图4的说明和讨论的图形格式清楚地进行了描述。另外，在图形格式中使用颜色进一步强调了关键信息。再者，显示200有利地给出了钻机下钻方案图(driller road map)。例如，以上述显示为指导，有助于钻机决定何时拉起给定钻头。上述显示还给出关于工作约束对性能和钻井技术细节的影响的信息。此外，上述显示有助于选择所推荐的工作参数。利用上述显示，可以更有效而安全地钻井。最有利的是，重要信息被表达得非常清楚。

实时方式

根据本说明书公开的另一实施例，设备50(图1)与上面讨论的一样，还包括下面讨论的实时方式。详细地说，在使用该钻井系统钻探井眼时，计算机控制器52响应钻井技术细节预测输出信号来控制控制参数。正如本说明书已讨论的那样，该控制参数包括钻压、rpm、泵流率和水力条件中的至少一个。另外，控制器52、测井仪器16、测量设备处理器44及其他适当设备被用来在钻探井眼的实时过程中获得至少一个测量参数。

计算机控制器52还包括将上述测量参数与该测量参数的回算值(backcalculated value)进行历史匹配的手段。具体地说，该测量参数回算值是钻井技术细节模型和至少一个控制参数的函数。响应一指定的测量参数与该测量参数回算值之间的偏差，控制器52执行下列步骤中的至少一个：a)调整钻井技术细节模型，b)改进控制参数的控制，或c)执行报警操作。

根据本文公开的另一实施例，用来预测钻井系统性能的方法和设备包括在给定地层的井眼钻探过程中测量指定实时钻井参数的手段。这些钻井参数可以在钻井过程中利用适当的市场上可买到的用于获得给定实时参数的测量设备(如MWD设备)来获得。该钻井系统设备还运行于指定的实时模式中以便对给定实时钻井参数与相应的预测参数进行比较。因此，本实施例可推进一种或多种运行模式，这些模式或者单独运行或者组合运行，以一次性的、重复的或循环的方式运行。上述运行模式可包括，例如，预测模式、校正模式、优化模式和实时控制模式。

在本文公开的又一实施例中，使用本领域所知的编程技术，计算机控制器52被编程来执行此处描述的实时功能。本实施例可包括计算机可读介质，如计算机磁盘或其他用来传递计算机可读编码的介质(全球计算机网络、卫星通信系统，等等)，该计算机可读介质上储存有一计算机程序。由计算机控制器52执行的计算机程序类似于前面披露的并具有附加的实时功能特征。

对于实时功能，该计算机程序包括响应钻井技术细节预测输出信号来控制用该钻井系统钻井时的控制参数的指令，上述控制参数包括钻压、rpm、泵流率和水力条件中的至少一个。该计算机程序还包括用来在钻探井眼的实时过程中获取测量参数的指令。最后，该计算机程序包括将测量参数与该测量参数的回算值进行历史匹配的指令，其中该测量参数回算值是钻井技术细节模型和至少一个控制参数中的至少一个的函数。控制控制参数的指令还包括下述指令：响应测量参数与该测量参数回算值之间的指定偏差，以执行下列步骤的至少一个：a)调整钻井技术细节模型，b)改进控制参数的控制，或c)执行报警操作。

在该钻井预测分析系统的一个实施例中，该系统通过查看在钻探井眼过程中累积的实际数据，并将上述实际数据与相应的计划阶段作出的预测值进行比较来执行历史匹配。响应历史匹配的结果，钻井技术细节预测模型中的一些因素(例如基本假设)可能需要被调整，以得到与实际性能匹配得更好的预测性能。这些调整可能是由于各种因素，这些因素与特定地理区域独有的地层环境以及该环境如何影响特定钻头的设计有关。

如前所述，本说明书的一些实施例的实时方式包括当井眼被钻探时执行预测性能与实际参数之间的比较。利用实时方式，上述实施例克服完工后分析(end-of-job analysis)的缺点，也就是说，利用完工后分析，“获悉的经验”只能用到下一口井。相反，利用本实施例的实时方式，任何需要对钻井技术细节预测模型(用于正在钻探的井眼)进行的调整都可进行，并作其他适当的调整以更好地优化对该特定井眼的钻井过程。上述实时方式进一步加速获悉给定油田中该井(或多口井)的学习曲线，并加快了对每口井的相应优化过程。所有这些优点都与使用钻头作为测量工具无关，这将在下面进一步讨论。

实时优化

现在参照图5，该图示出根据本文公开的一实施例针对给定地层预测的钻井系统的性能的显示300，该显示还与前面描述的图1的钻井预测分析和控制系统50有关。显示300包括数据与深度的关系曲线，上述数据包括深度302、测井数据304、岩性306、孔隙度308、岩石强度310、钻头磨损312和工作参数314。每条曲线表示的数据可根据前面参照图1-4讨论的方法获得，这些将在下面讨论。

显示300的第一区域316是与MWD传感器所处深度以上的相应深度相关的信息和数据。这些在第一区域316的信息被认为基本上与工作完成后所收集和分析的数据一样准确。因此，第一区域316的数据看起来更象作业结束情况下的“校正模式”。在工作参数列314内的实线318表示实际ROP，而虚线320代表的是预测模型使用实际钻井参数(例如WOB 322和RPM324)从测井数据计算得到的岩石强度310对ROP进行的预测。

在“作业完成”模式，该钻井预测分析和控制系统将预测值与实际ROP进行比较以得到该预测模型在给定井眼的精确度，并在需要时对该特定油田或区域的下一口井作出调整。对实时(RT)作业，钻井预测分析和控制系统50(图1)在早期钻探阶段就对在给定井眼中运转的钻头作出调整，直到达到表明该预测模型在给定的环境工作得很好的精确的历史匹配。因此，如果有准确的偏差信息(offset information)，该钻井预测分析和控制系统能够更好地预测未来的ROP。更好地预测未来的ROP在特定油田随后的井眼中可以帮助钻井预测分析和控制系统确定何时钻头将钝得不能再用，并应被拉起。

钻头作为测量工具

虽然下述例子涉及岩石强度的回算处理，也可以考虑用与此处公开的不同的参数进行回算。再次参照附图5，第二区域326是与在钻头和MWD传感器之间的区域的各深度相应的信息和数据。由于它们几乎可被立刻测出，上述钻井参数数据(例如WOB、RPM和ROP)在钻头深度处是已知的。钻井预测分析和控制系统50(图1)在高于MWD传感器的区域316获得理想的ROP历史匹配。因此，钻井预测分析和控制系统50从指定深度处的实际钻井参数和得到的ROP结果可回算出某些“隐含的”测量参数。

上述“隐含的”参数指的是出现在区域326中的，在与钻头和MWD传感器相应的深度之间的区段内的某参数(或多个参数)，因此，由于该测量设备在给定的时间段还没有穿过该区段，上述“隐含的”参数不能由测得的数据计算出来。在相关的MWD传感器数据得到以后，钻井预测分析和控制系统50可由此确定岩性和岩石强度参数。例如，钻井预测分析和控制系统50随后将“隐含的”岩石强度与测井记录计算出的岩石强度进行比较。在图5，测井记录计算出的岩石强度用实线328表示，而该“隐含的”岩石强度用虚线330表示。

下面的讨论将说明钻井预测分析和控制系统50利用上述确定“隐含的”参数的技术的方式。如果“钻头处(at-bit)”的测量值开始偏离“检验”测量值，则该钻井预测分析和控制系统可能暗示井下出错了。钻头可能已被损坏或糊钻，井眼净化效率可能出现了问题，钻井效率可能已经改变等等。也可有这样的情况，即钻井预测分析和控制系统50用隐含参数值来进行其他一些计算，直到相应实测参数值可从测井数据中导出，例如可在区域316中得到。

当可获得理想的偏差数据时，钻井预测分析和控制系统50可依赖它来帮助优化正在钻探的井眼。但是，若钻井时没有偏置信息，该钻井预测分析和控制系统使用来自该钻井的“隐含的”数据优化该井。

换句话说，将回算测量参数的值与该测量参数的值进行历史匹配或比较。在第一种情况，回算测量参数相当于该井眼在高于MWD传感器位置的第一区段中的值(比如图5的区域316)。对于在该第一区段的回算值，钻井预测分析和控制系统执行历史匹配。在该第一区段进行历史匹配的一个原因是为了该钻井预测分析和控制系统能确定钻井技术细节模型(或模型组)工作是否正常。

在该第一区段，相对于在历史匹配比较中大于预定值的任何偏差，该钻井预测分析和控制系统对用于生成钻井技术细节预测的钻井技术细节模型作出适当的调整。详细地说，该钻井预测分析和控制系统调整各个模型的基本假设，直到偏差达到可接受的水平(即，直到测量参数和该测量参数回算值之间的历史匹配偏差在可接受的偏差水平内)。

此外，对于上述第一区段，由于已对一个或多个钻井技术细节模型作了适当调整，该钻井预测分析和控制系统改进了对进一步钻井的相应钻井技术细节的预测。换句话说，该钻井分析和控制系统在钻井过程中可对钻井技术细节模型进行微调。相应地，根据钻井技术细节模型(一个或多个)的微调，该钻井系统适当地改变对一个或多个控制参数的控制。当井眼的钻探向前推进时，微调有利于优化钻井参数。

在第二种情况中，在MWD测量设备和钻头之间的井眼第二区段内(比如图5的区域326)，该钻井预测分析和控制系统以与第一区段稍有区别的方式进行测量参数与该测量参数的回算值的历史匹配。在该第二区段进行历史匹配的一个原因是为了该钻井预测分析和控制系统能充分了解钻头状况及钻头与地层相互作用的情况。

在第二区段，如果历史匹配揭示的偏差大于预定限度，则历史匹配中的该偏差表明使用该钻井系统钻探井眼的过程中存在潜在的问题(例如，在钻头处)。反之，在可接受的限度内的历史匹配偏差表明该钻井系统对井眼的钻探过程与预测相符。对于第二区段内的测量参数的回算值，该回算值隐含在各区段钻井的实际参数(无地质参数值)中。

此处讨论的实时功能对该钻井预测分析和控制系统的功能提供一有力的补充。

因此，本文公开的钻井系统方法和设备可以预定方式运行以执行预测模式提供有用的透彻认识及随后的钻探模式。在预测模式获得的参数与在钻探模式获得的参数进行的比较可为预测模型和给定井眼或后续井眼的钻探过程的改进和/或调整提供有用的透彻认识。该钻井系统方法和设备还通过相对于每单位深度的参数预测(例如预测的岩石强度)来检查实时参数并且作出适当的调整(例如，对用在钻井技术细节模型(一个或多个)中的基本假设进行调整)来执行钻井优化。

钻井预测设备可进行设置在实际井场以外的位置。即预测设备可以设在远程地点，与实际井场通过全球通信网(如通过因特网等等)相连。预测设备也可设置在实时操作中心(ROC)，该ROC具有通向井场和钻井设备的卫星链路或其它适当的通信链路。

本实施例还利于在井眼钻探过程中将该预测钻头作为测量设备来使用。在井眼钻探过程中当地层改变时，诸如出现岩石抗压强度改变时，井眼钻探过程中钻头发生相应的改变。例如，如地层发生变化，钻头可能变得不平衡、振动或经历其他类似的变化。钻井系统设备利用适当的测量设备监测这种钻头性能的变化。例如，一种监测钻头性能的方法是通过钻头上的一合适的传感器。

在钻头上的传感器还可提供测绘该井眼的给定参数的手段。例如，在该井眼的钻探过程中，该钻井系统设备可将预测岩性与作为钻头处测量参数的函数的测得(或实际)的岩性进行比较。可以使用布置在钻头内或者沿钻杆柱布置在接近钻头的位置的适当的传感器。

钻井系统设备还可以包括典型的位于钻头后面的钻杆柱上的随钻测量(MWD)传感器。例如，该MWD传感器的远端距离该钻头大约50-100英尺。因此，在井眼的钻探过程中，由该MWD传感器进行的测量滞后于钻头实时。对于钻头磨损参数，本实施例的方法包括钻探井眼，并且在钻井时将回算钻头磨损参数(由MWD测量值确定)与预测钻头磨损参数进行比较。该方法还包括建立钻头磨损条件，其中，实测钻头磨损与预测磨损相关联地被周期性更新，并推荐和/或作出适当调节，以达到整体最优钻井性能。换句话说，可将预测磨损性能与代表实测钻头磨损性能的实时测得的参数相比较。

此外，上述那些实施例还利于实际上为同一天的“实时”优化和校正，并与事后约一周或几周的优化和校正相比较。实时优化和校正对井眼钻探过程中的钻井性能提供了有利的积极影响。因此，根据实际钻井参数和性能与预测值的比较(或历史匹配)，本实施例的钻井系统和方法便于进行合适的参数调整以更好地符合现实情况。

如果发现实际参数与预测参数矛盾(即，偏差超出了预定最大量)，则本实施例的钻井系统方法和设备根据预定响应方式进行反应。例如，根据对超出给定限度的历史匹配偏差的评估，钻井系统和方法可根据实际钻井性能和预测值的比较结果对各种参数进行调节。实际钻井参数与预测值的这种比较可指示出不利的或不希望的钻头磨损。进一步的评估可指出该偏差实际上是否是由钻头磨损或其他不利条件引起。

在一示例性的情况中，该钻井系统可以在自动钻井控制模式或人工控制模式运行。响应超出指定限度的历史匹配偏差，本文公开的实施例可执行报警操作。报警操作可包括提供表明某些事情出错了和需要注意的指示。本系统和方法还包括断开自动控制模式并进入人工控制模式，直到相应的偏差被解决为止。

本钻井系统设备和方法也可执行包括合适的报警指示器的报警操作，指示器比如是彩色编码指示器或其他适合于给定显示和/或现场应用的合适的指示器。在给定的警报操作中，包含在该显示中的指定信息可以用能引起对相应信息注意的方式显示如高亮显示、做成动画等。

例如，可用红色指示器表示存在钻头过早失效的潜在可能性。当预测参数与实际参数之间的差别超过指定最大偏差量时，可以推知钻头可能过早失效。黄色指示器可以指示预测参数与实际参数之间的差别大于指定最小偏差量但小于最大偏差量的警戒状况。最后，绿色指示器可以指示全部正常情况，其中预测参数与实际参数之间的差别小于最小偏差量。在后一种情况，预测值与实际值的比较在规定的范围内，钻井可相对稳定地进行。

因此，这些实施例提供了报警或早期警告的一种方式，从而，关于调整或不调整的实时决定可以较以前更灵通的方式进行。这些实施例还例如利用显示提供对井眼钻探的实时监视。

在钻探井眼的钻头的实际性能与预测性能比较的进一步讨论中，值得注意的是钻头先于测井记录工具最先进入井眼。在钻头处的实时参数先于测井记录工具一定量。在钻头处的实时参数的超前特性表现在时间和距离方面，这种时间和距离与测井记录工具穿过其沿钻杆柱与钻头相距的距离所花费的时间相应。利用这些实时参数加上适当的钻井技术细节模型可以隐含一些诸如钻头所钻的岩石的抗压强度的量度。其他在钻头处的示例性实时参数包括WOB、RPM和扭矩。

利用实时参数和测量信息，该钻井系统设备利用随钻测井仪器(如MWD设备)验证钻头所隐含的信息，即隐含信息是否实际存在。该MWD测井记录工具可被用来连续检验钻头所隐含的信息，这进一步由预测参数和实际性能给出。例如，如果该测井记录工具在检测与岩石强度成正比的参数，该参数信息被送到钻井预测和分析设备进行处理。预测和分析设备通过生成被钻岩石真实状态的指示来处理压力信息。如果该岩石的真实状态与预测的相同，则该钻井过程被允许继续进行。如果不相同，则该钻井过程可被修改或被适当地改进。因此，该钻井预测和分析系统可以指定的方式控制井眼的钻探。一种指定方式可包括在自动钻井控制模式和人工钻井控制模式之间交替转换。

另一示例性MWD工具包括一钻头振动测量工具。根据振动数据，钻井预测和分析系统对指定的井下钻头是否损坏作出判断。只要在振动测量工具输出数据中出现拐点就意味着需要对振动水平校正或更新。根据振动数据对钻头参数进行优化，该钻井预测和分析系统可确定给定钻头能承受多大的力而不会招致重大的或灾难性的损坏。这样的分析可包括使用对前一个钻头的振动/性能研究得出的性能数据。正如此处所讨论的那样，本钻井预测和分析系统包括至少一种计算机可读介质，该介质上有合适的执行此处讨论的功能的程序代码。

本发明还涉及与井眼稳定性有关的检查。使用适当的特征描述，可通过井眼测绘来测定给定地层中的任何裂缝。地层中裂缝的走向对可钻性有影响。对断口或裂缝的测绘可对岩石被破坏的程度提供一些指示。断裂是岩石强度出现急剧下降的指示。

注意误差最小化也很重要。有许多未知的东西。除非存在一些直接的量化，将误差归于某理由可能是不正确的。这涉及推论与测量。使用合适的随钻测井设备，各种测井数据可被传递到地面。但有很多井下测量值，只有某些数值可被送到地面。这种限制主要是由于当前的技术无法将所有可能的测量数据立即传到地面。

本说明书中的一些实施例的钻井系统设备和方法还利用钻头作为测量工具。例如，钻头的谐振可使钻头被用作为测量工具。结果表明振动数据对校正目的是很有用的。在井眼钻探的一个实例中，可考虑可得到的关于特定岩性的、规定WOB、扭矩和ROP等各种参数的数据来指定钻头，该方法包括，作为该过程一部分，钻探该井并监测ROP、观察岩性、并确定WOB。在该例子中，钻头是第一个开始预测正在被钻探的是什么的测量设备，而各种测井记录工具可检验钻头的测量。

本方法和系统设备还包括参数的回算，将回算的参数与预测参数重叠，并估计实际发生的事情。该方法和系统设备接着根据对钻头处实际发生的事情的判断来微调和/或作适当的调整。因此，使用钻头作为测量工具，可得到大约50-100英尺的提前信息，来分析在井下钻头处正在发生的事情。

此外，利用钻头作为测量工具，人们可分析该钻头是否仍然有效(即，可以继续钻探)或其他适当的评价。例如，钻头测量可指示该钻头发出了意外。在钻杆柱上的MWD传感器可检验钻头测量所预示的事情。该MWD传感器比预期的早还是晚？应采取什么适当的行动？是否有故障？使用钻头作为传感器，该预测和分析系统可以观察和/或测量振动来指示该钻头是否按预测情况运行。因此，使用钻头作为测量工具，根据所观察到的情况，该预测和分析系统可更新所推荐的钻井参数。对于超前应用(例如，钻头前方一英尺)，结合钻头作为测量工具，该预测和分析设备可将参数按钻井设备预期到达的地方进行调节。

使用钻头作为测量工具，该预测和分析系统可分析岩石的各向异性、方向特性、抗压强度和/或孔隙度。对于水平井而言，需要钻头沿与垂直方向呈90度的方向钻进。如果该相对倾角改变，该孔隙度可仍然保持不变。

在历史匹配模式或优化模式中，该MWD传感器或传感器组可以在钻头后面50至100英尺、在钻头处或在钻头前面测量。在一种运行模式中，该系统产生一建议，并在井眼的钻探过程中采用该建议。例如，该建议可能包括每单位深度的岩性和岩石强度预测。在钻井过程中，该系统回算给定深度的岩石强度，然后将岩石强度的回算值与响应测量工具穿过相应边界(即，通过该地层)可得到的信息进行比较。该系统接着执行预测岩石强度和实际岩石强度的历史匹配。历史匹配之后，该系统对一个适当的参数进行调整或多个调整。

该系统执行历史匹配以检验或确定该钻井系统是否如它所被预测的一样在钻头处发生响应。该系统还利用显示的技术细节和有效岩石强度(预测值)的回算以实时模式运行。当传感器穿过给定深度时，该系统计算出抗压岩石强度(或孔隙度)参数。泥浆录井仪可以与实测岩石强度对预测岩石强度的校正同时使用，其中，该泥浆录井仪在使用前被适当地校正。

如此处讨论的，该钻井预测分析和控制系统利用更靠近钻头的数据。因此，该系统和方法使得以前的任何不确定性变得更小了。对于井眼的钻探，这是一个改进。根据经验，在边界井中出现预料不到的地质情况是很常见的。

根据这些实施例，实时可以被定义为在井下获取数据的时刻与钻井操作者在给定瞬时可以得到该数据的时刻之间的时间流逝。即，在该钻井操作者得到数据之前需要多长时间(两周对一天)。利用该钻井预测分析和控制系统的实时功能，该系统可以实时地确定在一短时间段内钻头在作什么，确定需要调整什么，和输出修正了的WOB、RPM或其他适当的工作参数。

对于钻头磨损，该钻井分析和控制系统包括一钻头磨损指示器。该钻头磨损指示器的特征在于当钻头磨损时，产生对不同的钻头磨损状态各不相同的特征量或声信号。该系统还包括通过合适的测量设备能测量上述特征量或声信号以确定该钻头磨损状况的测量值。

正如在此所讨论的那样，工作参数至少包括预测的RPM、WOB、COST、ROP和ROP-avg。这些预测工作参数被显示在图1的钻井预测分析和控制系统50的显示输出上。测量参数可包括与井眼钻探相关的可被实时测量或得到(如通过适当的计算得到)的任何参数。测量参数可包括一个或多个工作参数。控制参数可包括宜于通过人工或者自动控制被改进或控制的任何参数，以影响或改变钻井过程。例如，控制参数可包括宜于直接(或间接)控制的一个或多个工作参数。

尽管上面只详细描述了本发明的几个示例性实施例，本领域技术人员很容易理解，在实质上不超出本发明的新颖性教导和优点的情况下，可对上述示例性实施例进行很多改进。因此，所有这样的改进都将被包括在本发明后附的权利要求所限定的保护范围之内。在权利要求书中，装置加功能的句子是为了覆盖此处描述的结构，这些结构执行所列举的功能，并且不仅仅是结构上的等同物，而且是等效的结构。

Claims (50)

1.一种用来预测在给定地层中钻井的钻井系统的性能的装置，所述装置包括：

根据指定的地质模型来生成每单位深度所述地层的地质特征，并输出代表该地质特征的信号的装置，上述地质特征至少包括岩石强度；

用来输入所推荐的用于钻井的钻井设备的规格的装置，所述规格至少包括所推荐钻头的钻头规格；

根据钻井技术细节模型，并响应所推荐的钻井设备的规格，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出代表该预测的钻井技术细节的信号的装置，预测的钻井技术细节包括钻头磨损、机械效率、功率及工作参数的至少一个；

响应钻井技术细节预测输出信号来控制用所述钻井系统钻井的控制参数的装置，该控制参数包括钻压、每分钟转数、泵流率和水力条件中的至少一个；

在钻井过程中实时获取测量参数的装置；

将该测量参数与该测量参数的回算值进行历史匹配的装置，其中该测量参数的所述回算值是所述钻井技术细节模型和至少一个控制参数的函数；其中，响应测量参数和该测量参数的所述回算值之间的预定偏差，所述控制装置执行下列至少一个动作：a)调整钻井技术细节模型、b)修改对控制参数的控制、和c)执行报警操作。

2.如权利要求1所述的装置，还包括：

响应所述地质特征输出信号和所述钻井技术细节预测输出信号生成每单位深度的所述地质特征和所述钻井技术细节预测的显示的装置。

3.如权利要求2所述的装置，其中所述显示生成装置包括下列至少一种：a)监视器，b)打印机；其中，所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

4.如权利要求1所述的装置，其中所述地质特征生成装置还产生下列至少一种附加特征：测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性。

5.如权利要求1所述的装置，其中所述推荐钻井设备规格输入装置还包括输入下列中的推荐钻井设备的至少一个附加规格：井下马达、顶部驱动马达、转盘马达、泥浆系统和泥浆泵。

6.如权利要求1所述的装置，其中所述工作参数包括下列参数中的至少一种：钻压、旋转rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩。

7.如权利要求6所述的装置，其中钻进速度还包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

8.如权利要求2所述的装置，其中地质特征的显示包括曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示，并且

所述钻井技术细节预测的显示包括曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示。

9.如权利要求8所述的装置，其中所述显示生成装置包括a)监视器和b)打印机中的至少一个，其中所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

10.如权利要求8所述的装置，其中所述地质特征的至少一种图形表示和所述钻井技术细节预测的至少一种图形表示还标以颜色。

11.如权利要求8所述的装置，其中岩石强度以曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示的形式来表达，其中

岩石强度的曲线表示包括侧限岩石强度和无侧限岩石强度，其中相应侧限岩石强度曲线和无侧限岩石强度曲线之间的区域被进一步图示，代表作为侧限应力的结果的岩石强度的增加，及

岩石强度的带状表示提供了一个图解说明，表示在给定深度的岩石强度离散范围，其中对所述岩石强度的所述带状表示标以图例，上述图例包括表示软岩石强度范围的第一图例、表示硬岩石强度范围的第二图例和表示一个或多个中间岩石强度范围的其他图例。

12.如权利要求8所述的装置，其中所述地质特征生成装置还生成测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的至少一个附加特征，以及

所述工作参数包括钻压、钻头rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的至少一个。

13.如权利要求12所述的装置，其中

测井数据被以曲线表示的形式来表达，所述测井数据包括对岩性和孔隙度灵敏的任何测井记录组(log suite)，及

岩性以百分比图的形式表达以用来区分所述给定地层中不同的岩石类型，所述百分比图说明了在给定深度每种类型岩石所占的百分比，及

孔隙度以曲线表示的形式被表达，及

页岩塑性以曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种表示形式来表达，其中

页岩塑性的曲线表示包括水含量、粘土类型和粘土体积中的至少一个页岩塑性参数曲线；其中，页岩塑性根据指定的页岩塑性模型由水含量、粘土类型和粘土体积来确定，及

所述页岩塑性的带状表示提供了一个图解说明，表示在给定深度页岩塑性的离散范围；其中，对所述页岩塑性的所述带状表示标以图例，上述图例包括表示低页岩塑性范围的第一图例、表示高页岩塑性范围的第二图例和代表一个或多个中间页岩塑性范围的其它图例。

14.如权利要求8所述的装置，其中根据指定钻头磨损模型，作为所做累积功的函数来确定钻头磨损，并以曲线表示、百分比图表示中的至少一种表示形式来表达，其中

钻头磨损的曲线表示可包括钻头功、钻头所做的累积功和可选的由于磨蚀性引起的功损失，该钻头功被表示为钻头处的比能，并且

所述百分比图表示是在给定深度的钻头磨损情况的指示，其中钻头磨损的百分比图表示进一步标以图例，上述图例包括表示已用钻头寿命的第一图例和表示剩余钻头寿命的第二图例。

15.如权利要求8所述的装置，其中钻头机械效率根据指定的机械效率模型作为给定钻头的扭矩/钻压特性的函数而确定，并以曲线表示和百分比图表示中的至少一种表示形式来表达，其中

所述钻头机械效率曲线表示包括钻头处的总扭矩和切削扭矩，及

钻头机械效率的百分比图表示图解说明了总扭矩，总扭矩包括切削扭矩和摩擦扭矩分量；其中，所述钻头机械效率的百分比图表示还标以图例，上述图例包括表示切削扭矩的第一图例、表示无约束摩擦扭矩的第二图例和表示有约束摩擦扭矩的第三图例。

16.如权利要求15所述的装置，其中机械效率还以百分比图的形式被表示，该百分比图图解说明对机械效率有不利影响的钻井系统工作约束，所述钻井系统工作约束相应于导致有约束摩擦扭矩出现的约束，所述百分比图还用来指示在给定深度每个约束对所述机械效率的有约束摩擦扭矩分量所产生的影响的相应百分比，其中

所述钻井系统工作约束可包括最大钻头扭矩(TOB)、最大钻压(WOB)、最小和最大钻头每分钟转数(RPM)、最大钻进速度(ROP)的任何组合，及无约束条件，其中作用于机械效率的钻井系统工作约束的百分比图表示标以图例，这些图例包括用来区分不同约束的不同图例。

17.如权利要求8所述的装置，其中功率以曲线表示和百分比图表示中的至少一种表示形式来表达，其中

所述功率的曲线表示包括功率极限和工作功率级，所述功率极限相应于施加到钻头上的最大功率，所述工作功率级包括有约束工作功率级、推荐的工作功率级和预测工作功率级中的至少一个，及

所述功率的百分比图表示图解说明了对功率产生不利影响的钻井系统工作约束，所述钻井系统工作约束相应于导致功率损失的那些约束，所述功率约束百分比图还用来指示在给定深度每个约束对功率所产生的影响的相应百分比，其中对功率的钻井系统工作约束的百分比图表示标有图例，上述图例包括用于区分不同约束的不同图例。

18.如权利要求2所述的装置，还包括：

用于与地质特征和钻井技术细节预测一起生成建议的钻井设备详细资料的显示的装置，所述建议的钻井设备包括至少一个用于预测该钻井系统性能的推荐钻头选择。

19.如权利要求18所述的装置，其中第一和第二钻头选择被推荐用于钻井的某种预测性能状态下，其中所述第一和第二钻头选择以相应的第一和第二标识符加以区分，所述第一和第二标识符与地质特征和钻井技术细节预测一起被显示，其中，选择第一和第二标识符在所述显示上的定位，使之与所述第一和第二钻头选择所分别适用的预测性能部分相一致。

20.如权利要求2所述的装置，进一步包括：

一钻头选择改变指示器，该指示器用于指出：在地质特征和钻井技术细节预测的显示上的给定深度，需要将钻头选择从第一推荐钻头选择改变到第二推荐钻头选择。

21.一种用来预测在给定地层中钻井的钻井系统的性能的方法，包括：

根据指定的地质模型来生成每单位深度所述地层的地质特征，并输出代表该地质特征的信号，该地质特征至少包括岩石强度；

获取所推荐的用于钻井的钻井设备的规格，所述规格至少包括所推荐钻头的钻头规格；

根据一钻井技术细节模型，并响应所推荐的钻井设备的规格，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出代表预测的钻井技术细节的信号，预测的钻井技术细节包括钻头磨损、机械效率、功率及工作参数中的至少一个；

响应钻井技术细节预测输出信号来控制用所述钻井系统钻井的控制参数，该控制参数包括钻压、每分钟转数、泵流率和水力条件中的至少一个；

在钻井过程中实时获取测量参数；

将测量参数与该测量参数的回算值进行历史匹配，其中该测量参数的所述回算值是从由所述钻井技术细节模型和至少一个控制参数组成的组中选出的至少一个的函数，并且，响应测量参数和该测量参数的所述回算值之间的预定偏差，所述控制步骤进一步执行下列至少一个动作：a)调整钻井技术细节模型、b)修改对控制参数的控制、和c)执行报警操作。

22.如权利要求21所述的方法，进一步包括：

响应所述地质特征输出信号和所述钻井技术细节预测输出信号生成每单位深度的所述地质特征和所述钻井技术细节预测的显示。

23.如权利要求22所述的方法，其中生成显示包括使用a)监视器、b)打印机中的至少一个，其中，所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

24.如权利要求21所述的方法，其中所述地质特征的生成包括生成测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的至少一个附加特征。

25.如权利要求21所述的方法，其中所述推荐的钻井设备输入规格的获得还包括获得井下马达、顶部驱动马达、转盘马达、泥浆系统和泥浆泵中的推荐钻井设备的至少一个附加规格。

26.如权利要求21所述的方法，其中所述工作参数包括钻压、钻头rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的至少一个。

27.如权利要求26所述的方法，其中钻进速度包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

28.如权利要求22所述的方法，其中地质特征的显示包括显示曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示，并且

所述钻井技术细节预测的显示包括显示曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示。

29.如权利要求28所述的方法，其中显示的生成使用a)监视器和b)打印机中的至少一个，其中所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

30.如权利要求28所述的方法，其中还对所述地质特征的至少一种图形表示和所述预测钻井技术细节的至少一种图形表示标以颜色。

31.如权利要求28所述的方法，其中岩石强度以曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种表示形式表达，其中

岩石强度的曲线表示包括侧限岩石强度和无侧限岩石强度，其中相应侧限岩石强度曲线和无侧限岩石强度曲线之间的区域被进一步图示，代表作为侧限应力的结果的岩石强度的增加，及

岩石强度的带状表示提供了一个图解说明，表示在给定深度的岩石强度离散范围，其中所述岩石强度的所述带状表示标以图例，上述图例包括表示软岩石强度范围的第一图例、表示硬岩石强度范围的第二图例和表示一个或多个中间岩石强度范围的其他图例。

32.如权利要求28所述的方法，其中所述地质特征的生成还包括生成测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的至少一个附加特征，以及

所述工作参数包括钻压、钻头rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的至少一个。

33.如权利要求32所述的方法，其中

测井数据以曲线形式表达，所述测井数据包括对岩性和孔隙度灵敏的任何测井记录组(log suite)，及

岩性以百分比图的形式表达，用于区分所述给定地层中不同的岩石类型，所述百分比图说明了在给定深度每种类型岩石所占的百分比，及

孔隙度以曲线形式表达，及

页岩塑性以曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种表示形式来表达，其中

页岩塑性的曲线表示包括水含量、粘土类型和粘土体积中的至少一个页岩塑性参数曲线，其中，页岩塑性根据指定的页岩塑性模型由水含量、粘土类型和粘土体积来确定，及

所述页岩塑性的带状表示提供了一个图解说明，表示在给定深度页岩塑性的离散范围，其中，所述页岩塑性的所述带状表示还标以图例，上述图例包括表示低页岩塑性范围的第一图例、表示高页岩塑性范围的第二图例和一个或多个中间页岩塑性范围的其它图例。

34.如权利要求28所述的方法，其中根据指定钻头磨损模型，作为所做累积功的函数来确定钻头磨损，并以曲线表示、百分比图表示中的至少一种表示形式来表达，其中

钻头磨损的曲线表示可包括钻头功、钻头所做的累积功和可选的由于磨蚀性引起的功损失，该钻头功被表示为钻头处的比能，并且

所述百分比图表示是在给定深度的钻头磨损情况的指示，其中钻头磨损的百分比图表示还标以图例，上述图例包括表示已用钻头寿命的第一图例和表示剩余钻头寿命的第二图例。

35.如权利要求28所述的方法，其中钻头机械效率根据指定的机械效率模型作为给定钻头的扭矩/钻压特性的函数而确定，并以曲线表示和百分比图表示中的至少一种表示形式表达，其中

所述钻头机械效率曲线表示包括钻头处的总扭矩和切削扭矩，及

钻头机械效率的百分比图表示图解说明了总扭矩，总扭矩包括切削扭矩和摩擦扭矩分量，其中，所述钻头机械效率的百分比图表示还标以图例，上述图例包括表示切削扭矩的第一图例、表示无约束摩擦扭矩的第二图例和表示有约束摩擦扭矩的第三图例。

36.如权利要求35所述的方法，其中机械效率还以百分比图的形式表示，该百分比图图解说明对机械效率有不利影响的钻井系统工作约束，所述钻井系统工作约束相应于导致有约束摩擦扭矩出现的约束，所述百分比图还用来指示在给定深度每个约束对所述机械效率的有约束扭矩分量所产生的影响的相应百分比，其中

所述钻井系统工作约束可包括最大钻头扭矩(TOB)、最大钻压(WOB)、最小和最大钻头每分钟转数(RPM)、最大钻进速度(ROP)的任何组合，及无约束条件，及

作用于机械效率的钻井系统工作约束的百分比图表示标有图例，上述图例包括用来区别不同约束的不同图例。

37.如权利要求28所述的方法，其中功率以曲线表示和百分比图表示中的至少一种表示形式表达，其中

所述功率的曲线表示包括功率极限和工作功率级，所述功率极限相应于施加到钻头上的最大功率，所述工作功率级包括有约束工作功率级、推荐的工作功率级和预测工作功率级中的至少一个，及

所述功率的百分比图表示图解说明了对功率产生不利影响的钻井系统工作约束，所述钻井系统工作约束相应于导致功率损失的那些约束，所述约束功率百分比图还用来指示在给定深度每种约束对功率所产生的影响的相应百分比，其中对功率的钻井系统工作约束的百分比图表示标有图例，上述图例包括用于区分不同约束的不同图例。

38.如权利要求22所述的方法，进一步包括：

与地质特征和钻井技术细节预测一起生成建议的钻井设备详细资料的显示，所述建议的钻井设备包括至少一个用于预测该钻井系统性能的推荐钻头选择。

39.如权利要求38所述的方法，其中第一和第二钻头选择被推荐用于钻井的某种预测性能状态下，其中所述第一和第二钻头选择以相应的第一第二标识符加以区分，所述第一和第二标识符与地质特征和钻井技术细节预测一起被显示，其中，选择第一和第二标识符在所述显示上的定位，使之分别与所述第一和第二钻头选择所分别适用的预测性能部分相一致。

40.如权利要求22所述的方法，进一步包括：

在地质特征和预测钻井技术细节的显示指示出在给定深度需要将钻头选择从第一推荐钻头选择改变到第二推荐钻头选择。

41.一种存贮在计算机可读介质上以被计算机执行来预测在给定地层中钻井的钻井系统性能的计算机程序，所述计算机程序包括：

根据指定的地质模型来生成每单位深度所述地层的地质特征，并输出代表该地质特征的信号的指令，该地质特征至少包括岩石强度；

用来输入所推荐的用于钻井的钻井设备的规格的指令，所述规格至少包括所推荐钻头的钻头规格；

根据钻井技术细节模型，并响应所推荐的钻井设备的规格，来确定作为每单位深度地质特征的函数的钻井技术细节预测，并输出代表预测钻井技术细节的信号的指令，预测的钻井技术细节包括钻头磨损、机械效率、功率及工作参数中的至少一个；

响应钻井技术细节预测输出信号来控制用所述钻井系统钻井的控制参数的指令，该控制参数包括钻压、每分钟转数、泵流率和水力条件中的至少一个；

在钻井过程中实时获取测量参数的指令；

将测量参数与该测量参数的回算值进行历史匹配的指令，其中该测量参数的所述回算值是所述钻井技术细节模型和至少一个控制参数的函数，并且所述用于控制该控制参数的指令进一步包括这样的指令：响应测量参数和该测量参数的所述回算值之间的预定偏差，来执行下列至少一个动作：a)调整钻井技术细节模型、b)修改对控制参数的控制、和c)执行报警操作。

42.如权利要求41所述的计算机程序，进一步包括：

响应所述地质特征输出信号和所述钻井技术细节预测输出信号生成每单位深度的所述地质特征和所述钻井技术细节预测的显示的指令。

43.如权利要求42所述的计算机程序，其中显示生成包括使用a)监视器、b)打印机中的至少一个，其中，所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

44.如权利要求41所述的计算机程序，其中所述地质特征的生成包括生成测井数据、岩性、孔隙度和页岩塑性中的至少一个附加特征。

45.如权利要求41所述的计算机程序，其中所述推荐的钻井设备输入规格的获得还包括获得井下马达、顶部驱动马达、转盘马达、泥浆系统和泥浆泵中的推荐钻井设备的至少一个附加规格。

46.如权利要求41所述的计算机程序，其中所述工作参数包括钻压、钻头rpm(每分钟转数)、成本、钻进速度和扭矩中的至少一个。

47.如权利要求46所述的计算机程序，其中钻进速度包括瞬时钻进速度(ROP)和平均钻进速度(ROP-AVG)。

48.如权利要求42所述的计算机程序，其中地质特征的显示包括显示曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示，并且所述钻井技术细节预测的显示包括显示曲线表示、百分比图表示和带状表示中的至少一种图形表示。

49.如权利要求48所述的计算机程序，其中显示的生成包括使用a)监视器和b)打印机中的至少一个，其中所述每单位深度的地质特征和钻井技术细节预测的显示包括打印输出。

50.如权利要求48所述的计算机程序，其中所述地质特征的至少一种图形表示和所述钻井技术细节预测的至少一种图形表示还被标有颜色。

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