超深側(cè)鉆水平井測井工藝在塔河油田的應(yīng)用

羅榮，李雙林，羅軍

（1.中國石化西北油田分公司工程監(jiān)督中心，新疆輪臺841600；2.中國石化勝利石油管理局測井公司，山東東營257096）

超深側(cè)鉆水平井測井工藝在塔河油田的應(yīng)用

羅榮1，李雙林2，羅軍1

（1.中國石化西北油田分公司工程監(jiān)督中心，新疆輪臺841600；2.中國石化勝利石油管理局測井公司，山東東營257096）

系統(tǒng)分析塔河油田超深側(cè)鉆水平井測井作業(yè)過程的施工難點，主要包括濕接頭對接成功率低、儀器溫度性能難以得到有效保證、儀器組合方式受到限制、施工過程中會存在一些井下風(fēng)險等因素。從井筒準(zhǔn)備、儀器串性能檢測與組合、施工過程控制、井口電纜防護等4個方面入手，形成較完善的超深側(cè)鉆水平井測井工藝和配套施工方案。超深側(cè)鉆水平井測井如果井底溫度超出了常規(guī)儀器175℃／140MPa的工作范圍，應(yīng)使用高溫儀器進(jìn)行施工；施工前應(yīng)認(rèn)真檢測儀器的溫度性能；采取高溫烘箱檢測法時其加溫溫度應(yīng)提高至175℃；井口電纜防碰裝置對鉆具輸送時測井電纜在井口的安全起到了非常有效的保護；現(xiàn)場多個施工單位之間的緊密配合也是安全順利取全取準(zhǔn)測井資料的關(guān)鍵因素之一。該工藝能夠應(yīng)用到水平井和復(fù)雜深井直井施工中。超深側(cè)鉆水平井測井工藝在塔河油田先后完成近40井次的施工任務(wù)，一次施工成功率達(dá)到90%。

超深側(cè)鉆水平井；測井工藝；施工方案；塔河油田

0 引 言

塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏是在大型古隆起上經(jīng)過多期構(gòu)造巖溶作用形成的風(fēng)化殼和斷裂形成的縫洞為儲集體的整裝塊狀油藏，儲層非均質(zhì)性強，空間分布具有相當(dāng)?shù)碾S機性，致使部分井在完井后未獲得工業(yè)油氣流或是在開發(fā)一段時間后被迫停產(chǎn)。為了充分挖掘老井剩余資源，提高儲量動用程度，塔河油田近幾年布設(shè)了多口在老井眼基礎(chǔ)上進(jìn)行開窗側(cè)鉆、井深均超過6 000m的超深短半徑水平井。

塔河油田水平井測井施工主要采用濕接頭鉆具輸送測井技術(shù)，該技術(shù)在超深側(cè)鉆井測井作業(yè)過程中受到井深、鉆具輸送測井時間長以及井底溫度高等因素的影響，容易造成濕接頭對接不成功、井下儀器工作不正常等異常情況的發(fā)生。根據(jù)相關(guān)資料［1－2］，國內(nèi)目前主要是從測井儀器串的保護及連接方式考慮和解決側(cè)鉆井測井中的一些問題，但這些工藝在塔河油田超深側(cè)鉆水平井測井施工時會有一定的局限性。為了取全取準(zhǔn)測井資料，本文結(jié)合塔河油田超深側(cè)鉆水平井的鉆井和地質(zhì)條件，從井筒準(zhǔn)備、儀器串性能檢測與組合、施工過程控制、井口電纜防護等4個方面入手，通過不斷摸索，逐步完善和形成了適應(yīng)于該地區(qū)井深、井底溫度高、地質(zhì)情況復(fù)雜等特點的超深側(cè)鉆水平井測井工藝和配套施工方案，取得了較好的應(yīng)用效果。

1 塔河油田超深側(cè)鉆水平井測井作業(yè)難點

塔河油田超深側(cè)鉆井的平均井深為6 470m，部分井深超過7 000m，采用149.2mm鉆頭鉆進(jìn)，加之井眼軌跡曲率半徑較小，會給測井作業(yè)帶來一些難度。

1.1 濕接頭對接

受到鉆井液性能和循環(huán)排量影響，濕接頭對接成功率低。濕接頭測井技術(shù)在測井施工中最重要的特點就是需要保證濕接頭能夠?qū)映晒?。對接成功的關(guān)鍵是鉆井液的攜沙能力必須強，能夠最大限度地將鉆井液中固相返出。塔河油田側(cè)鉆水平井鉆進(jìn)時鉆井液密度一般為1.15～1.20g／cm3、漏斗黏度45～60s，攜沙能力較弱；加之井深、井眼小等因素的影響，造成循環(huán)水力壓耗主要集中在環(huán)空壓耗［3］，循環(huán)排量受到限制，進(jìn)一步影響了鉆井液中固相的返出，從而影響了濕接頭對接的成功率。

1.2 儀器的耐溫性要求

鉆具輸送時間長，對儀器的耐溫性能提出更高要求。側(cè)鉆水平井的平均井深為6 470m，井底最高溫度在140～155℃之間；儀器從入井到測量完成需要35h左右，井下儀器長時間在高溫環(huán)境下工作，對儀器的耐溫性能提出了更高要求。

1.3 儀器串組合方式

井眼軌跡曲率半徑小，對儀器串組合方式有很大的局限性。水平井測井井下儀器串若配置不妥，當(dāng)井眼軌跡曲率半徑較小時有可能導(dǎo)致儀器不能通過，甚至造成儀器串被折斷。塔河油田側(cè)鉆水平井測井項目主要為雙側(cè)向（或雙感應(yīng)－八側(cè)向）、井徑、自然伽馬、自然電位、井斜、方位、聲波、中子等。由于測量項目固定，為了節(jié)約施工時效，必須一趟施工完成，給儀器串的組合方式帶來了很大的局限性。

1.4 鉆具輸送過程中的井下風(fēng)險

部分井井況復(fù)雜，鉆具輸送過程中存在井下風(fēng)險。在鉆進(jìn)過程中，若鉆井參數(shù)選擇不合適，會造成井眼軌跡和設(shè)計存在較大偏差；或是在地層界面處形成不規(guī)則的臺階井眼。測井儀器的剛性強度遠(yuǎn)小于鉆具，當(dāng)輸送過程中穿過上述復(fù)雜井眼時會存在井下風(fēng)險。

2 超深側(cè)鉆井測井工藝及配套方案

2.1 測井前井筒準(zhǔn)備

測井前，井筒準(zhǔn)備工作必須考慮濕接頭測井技術(shù)特點，并保證井眼暢通，確保測井儀器能夠順利下放到底。井筒準(zhǔn)備工作主要從鉆井液循環(huán)和通井作業(yè)2個方面進(jìn)行。

2.1.1 鉆井液循環(huán)

鉆井液循環(huán)的核心目的是通過循環(huán)調(diào)整鉆井液性能，達(dá)到降低固相含量、維持井壁穩(wěn)定的效果。針對超深側(cè)鉆井井眼小、致使循環(huán)排量受到限制的特點，可采取以下方式進(jìn)行循環(huán)：在鉆具下至井底后，首先應(yīng)使用高黏切鉆井液循環(huán)1～2周后，替換為正常鉆進(jìn)時的鉆井液循環(huán)2～3周；在起至開窗口位置時再循環(huán)1～2周，直至固控設(shè)備上無巖屑等影響濕接頭對接的固相返出后方可起鉆。在循環(huán)過程中要盡可能地使用大排量，固控設(shè)備使用率要達(dá)到100%，保證有效清除劣質(zhì)固相。

2.1.2 通井作業(yè)

塔河油田側(cè)鉆水平井在水平段鉆進(jìn)時的鉆具組合一般為Φ149.20mm鉆頭＋Φ120.00mm（1°～1.5°）單彎動力鉆具＋Φ120.00mm定向接頭＋Φ88.90mm無磁承壓鉆桿＋Φ88.90mm斜坡鉆桿（依據(jù)水平段長度進(jìn)行調(diào)整）＋Φ88.90mm加重鉆桿×200.00m＋Φ88.90mm鉆桿［4］。

為了保證循環(huán)時能使用盡可能大的排量，在通井時應(yīng)將單彎動力鉆具和定向接頭去掉；為提高井壁的規(guī)則性，須增加1個扶正器。在通井時可用采的鉆具組合如Φ149.20mm鉆頭＋單流閥＋Φ147.00mm扶正器＋Φ88.90mm無磁承壓鉆桿＋Φ88.90mm斜坡鉆桿（依據(jù)水平段長度進(jìn)行調(diào)整）＋Φ88.90mm加重鉆桿×200.00m＋Φ88.90 mm鉆桿。如果在鉆進(jìn)過程中，起下鉆摩擦阻力較大，為了確保測井儀器在井下的安全，可在通井鉆具組合中鉆頭與扶正器之間增加和測井儀器串長度相當(dāng)?shù)摩?8.90mm鉆挺，模擬測井井下儀器的剛性進(jìn)行通井。

如果前期鉆井過程中井下情況比較復(fù)雜，通井過程中還應(yīng)該模擬鉆具輸送測井，即在接卸鉆具時保持和輸送測井時一樣的停留時間，如果鉆具不發(fā)生粘卡和其他復(fù)雜情況才能進(jìn)行測井作業(yè)。

2.2 儀器串性能檢測與組合

2.2.1 儀器串性能檢測

塔河油田所使用的測井井下儀器溫度和壓力性能均為175℃／140MPa，耐壓性能都能適應(yīng)井況。但由于輸送時間較長，需要保證儀器具有良好的溫度性能。溫度性能檢測可以采取2種方法。①高溫烘箱檢測。將需要下井的儀器放入高溫烘箱中進(jìn)行檢測，結(jié)合工區(qū)情況，一般加溫至145℃保持3～5h工作狀態(tài)正常，儀器1次完成施工的成功率在90%以上。②電纜模擬檢測。用電纜將儀器下至開窗口附近，靜止0.5h，如果儀器狀態(tài)正常，說明其溫度性能能夠滿足測井需要。使用該方法需要注意在儀器起出井口后，應(yīng)在地面放置一段時間，待保溫瓶內(nèi)熱量散去后再接輸送工具開始下鉆。

2.2.2 儀器串組合

為了保證儀器串能夠順利通過造斜率大的井段，結(jié)合國內(nèi)外經(jīng)驗計算儀器串的最大剛性長度為［5］

式中，L為儀器串最大剛性長度，m；R為井眼曲率半徑，m（R＝5729.66／b，b為每100m井斜變化量）；B為鉆頭尺寸，m；D為最大儀器外徑，m。

依據(jù)式（1）計算出最大剛性長度L后，在小于這一長度儀器間配接柔性短節(jié)，使其具備彎曲性能，具有適應(yīng)井眼能力［5］；為了確保放射性源在井下的安全，中子儀器以上應(yīng)盡量避免配接柔性短節(jié)。

2.3 施工過程控制

在井眼準(zhǔn)備時，已經(jīng)利用鉆井液對井筒進(jìn)行了非常充分的循環(huán)。考慮到工區(qū)超深側(cè)鉆井都是在套管內(nèi)或是致密巖性井段對接，所以在對接前可以不循環(huán)鉆井液；還可結(jié)合井身結(jié)構(gòu)適當(dāng)將濕接頭對接深度上移500m左右，盡量減少儀器對接時在相對高溫環(huán)境下的停留時間。

在下鉆和測量過程中，要利用井下張力系統(tǒng)密切觀察井下儀器的受力情況，如果張力超過2t，應(yīng)停止下放并活動鉆具通過遇阻點；反復(fù)3次無效，必須起鉆通井后再進(jìn)行施工。

2.4 井口電纜防碰工藝

測井電纜是由井口引出，利用側(cè)拉小滑輪將電纜導(dǎo)向天滑輪。鉆井起下鉆與測井起下電纜過程是同步的，在起下鉆的瞬間鉆具不可避免會帶動吊卡擺動，極易碰傷或碰斷在井口運行的電纜，造成嚴(yán)重后果。塔河工區(qū)采用自主研發(fā)的井口電纜防碰裝置解決這一問題。該裝置由電纜導(dǎo)軌和U型墊板（見圖1）2個部分組成，其主要原理是將吊卡抬高，使其下沿高于井口電纜位置，同時在導(dǎo)軌上設(shè)置電纜保護槽，保證電纜不被吊卡碰傷或碰斷。

圖1 井口電纜防碰裝置示意圖

3 應(yīng)用實例分析

按照上述步驟，2009年以來先后完成了近40井次的超深側(cè)鉆水平井測井施工任務(wù)，1次施工成功率達(dá)到90%。TPACX井為1口短半徑超深側(cè)鉆井，完鉆井深7 453.00m（垂深6 939.00m），水平位移560m，側(cè)鉆位置6 792.0m，鉆頭直徑149.2 mm，井底溫度159℃。圖2為該井井眼軌跡平面投影圖；圖3為井眼軌跡三維投影圖；圖4為測井曲線綜合圖。

該井通過上述工藝和措施，順利取全取準(zhǔn)了全部資料，創(chuàng)造了塔里木盆地最深水平井的施工紀(jì)錄。

4 結(jié) 論

（1）超深側(cè)鉆水平井測井工藝不僅能夠應(yīng)用到水平井施工中，也可應(yīng)用到一些復(fù)雜的深井直井中。

（2）超深側(cè)鉆水平井測井首先需要解決的是儀器長時間在高溫度環(huán)境下工作，其各項性能特別是溫度性能是否穩(wěn)定。如果井底溫度過高（超出了常規(guī)儀器175℃／140MPa的工作范圍），應(yīng)使用高溫儀器進(jìn)行施工；施工前應(yīng)認(rèn)真檢測儀器的溫度性能；采取高溫烘箱檢測法時其加溫溫度應(yīng)提高至175℃。

（3）通過現(xiàn)場應(yīng)用，井口電纜防碰裝置對鉆具輸送時測井電纜在井口的安全起到了有效的保護。

（4）超深側(cè)鉆井作業(yè)由于施工時間較長，涉及現(xiàn)場多個施工單位，各方之間的緊密配合也是安全順利取全取準(zhǔn)測井資料的關(guān)鍵因素之一。

［1］ 尹清鐸，王希州.側(cè)鉆開窗井測井工藝技術(shù)及應(yīng)用［J］.石油儀器，2004，18（增刊）：4－5.

［2］ 萬平杰.濕接頭水平井測井中的技術(shù)難點［J］.測井技術(shù)，2005，29（3）：268－271.

［3］ 符俊昌，劉匡曉，，劉明國，等.側(cè)鉆水平井鉆井技術(shù)在塔河油田的應(yīng)用研究［J］.石油天然氣學(xué)報，2005，27（4）：622－623.

［4］ 余福春.塔河油田超深側(cè)鉆水平井鉆井技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2009，31（5）：314－315.

［5］ 肖世匡.水平井測井工藝在江漢油田的應(yīng)用研究［J］.石油天然氣學(xué)報，2010，32（2）：104－105.

The Appliacation of The Ultra－Deep Sidetrack Horizontal Well Logging Technology in Tahe Oilfield

LUO Rong1，LI Shuanglin2，LUO Jun1
（1.Engineering Supervision Center，Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Luntai，Xinjiang 841600，China；2.Well Logging Company，Shengli Petroleum Administration，Dongying，Shandong 257096，China）

There are some difficulties in logging operations in the ultra－deep sidetracked horizontal wells in Tahe oilfield，such as poor wet－connector docking，strict tool temperature－resistant performance，limited logging tool combination and unknown downhole risks while conveying the drilling strings.To solve the above problems，proposed is a new and more complete ultra－deep sidetracked horizontal well logging technique and its supporting logging program，which includes wellbore preparation，tool performance test and combination，logging process control and protection of the wellhead cable.If the downhole temperature is above 175℃／140MPa，we should use higher temperature－resistant logging tool；the tool’s temperature performance must be carfully tested before logging operations；if the high temperature drying over testing method is used，the tool’s temperature should be warmed up to 175℃.The anti－collision device of well head cable can effectively protect the logging cable during the drilling tool conveying.Close cooperation among the in－situ logging units is also important for obtaining complete and accuracy log data.This technology has been applied in Tahe oilfield for 40times，and the success rate of one log run is 90%。This technology can not only be used to the log operation of the horizontal wells but also to logging operation of some complex deep straight wells.

ultra－deep sidetracked horizontal well，logging technology，operation program，Tahe oilfield

P631.84

A

2011－11－28 本文編輯 李總南）

1004－1338（2012）03－0300－04

羅榮，男，1982年生，工程師，從來事現(xiàn)場測井監(jiān)督管理工作。