高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)在超深井的應(yīng)用

張正玉，袁 軍，李陽(yáng)兵

（中石化經(jīng)緯有限公司西南測(cè)控公司，四川成都 610100）

隨著勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)手段不斷成熟，深層、超深層油氣勘探不斷突破[1-3]。其中，新疆塔河區(qū)塊（托普臺(tái)區(qū)塊）、順北區(qū)塊的油氣埋藏深度超過(guò)8 000 m，儲(chǔ)層埋藏深、溫度高、井筒壓力系統(tǒng)多變、地質(zhì)條件復(fù)雜[4-7]。為了提高開(kāi)發(fā)效益，多采用大斜度井或水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)，受井況、鉆井工藝、井眼尺寸、井斜、井溫、井身結(jié)構(gòu)、目的層漏失、溢流和井壁失穩(wěn)等因素影響，測(cè)井施工難度大。

目前，超深井水平井主要采用鉆具輸送電纜濕接頭[8-11]、隨鉆[12-14]和存儲(chǔ)式[15-17]等測(cè)井工藝，但上述測(cè)井工藝由于工藝及儀器設(shè)計(jì)上的局限性，在超深井、水平井等復(fù)雜井測(cè)井作業(yè)中存在一定安全隱患。為此，國(guó)內(nèi)應(yīng)用了高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)[18-20]。該系統(tǒng)耐溫200 ℃、耐壓180 MPa，抗拉、抗壓強(qiáng)度超過(guò)200 kN，能滿足超深井施工要求。同時(shí)，直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)可完成上提、下放兩趟測(cè)井作業(yè)，提高了測(cè)井時(shí)效和井下復(fù)雜情況的處理能力。為充分認(rèn)識(shí)該系統(tǒng)在復(fù)雜井況下的應(yīng)用價(jià)值，總結(jié)分析了其工藝優(yōu)勢(shì)，并分析了其在大摩阻超深井、大摩阻超深井、超深高壓溢流井和復(fù)雜軌跡井等典型應(yīng)用場(chǎng)景下的應(yīng)用效果。

1 直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)組成與施工工藝

1.1 直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)組成

高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)在常規(guī)泵出式存儲(chǔ)式工藝基礎(chǔ)上發(fā)展而來(lái)，主要利用鉆具代替電纜輸送測(cè)井儀器進(jìn)行測(cè)井作業(yè)。該系統(tǒng)由地面系統(tǒng)和井下系列儀器構(gòu)成（見(jiàn)圖1）。以MV-XN90高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)為例，其測(cè)井地面系統(tǒng)主要包括儀器監(jiān)測(cè)與控制系統(tǒng)和深度采集與處理系統(tǒng)；對(duì)應(yīng)的井下儀器包括常規(guī)綜合、偶極聲波和自然伽馬能譜等，其中偶極聲波具有遠(yuǎn)探測(cè)功能。

圖1 直推存儲(chǔ)式測(cè)井地面系統(tǒng)Fig.1 Surface system of pipe-conveyed memory logging system

1.2 直推存儲(chǔ)式測(cè)井施工工藝

1.2.1 工藝特點(diǎn)

以MV-XN90高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井儀器為例，直推存儲(chǔ)式測(cè)井工藝具有以下技術(shù)特點(diǎn)：

1）采用高強(qiáng)度金屬材料。為解決超深水平井、漏失井測(cè)井難題，直推存儲(chǔ)式測(cè)井儀器外殼及部分元件強(qiáng)度高，可在井下溫度200 ℃、壓力180 MPa條件下實(shí)現(xiàn)高強(qiáng)度“直推”測(cè)井。

2）非保溫瓶結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。測(cè)井儀器在高溫井下長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行時(shí)，儀器內(nèi)部部分電子元器件不能正常工作，傳統(tǒng)保溫瓶結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)增加了測(cè)井儀器的質(zhì)量；而采用非保溫瓶設(shè)計(jì)，在儀器內(nèi)設(shè)計(jì)恒溫裝置，在不增加儀器質(zhì)量和尺寸的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)了超深、高溫高壓條件下的安全測(cè)井。

3）“雙模”工作模式。根據(jù)井下復(fù)雜情況，改用不同電流短節(jié)及控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了電纜與存儲(chǔ)“雙?！睖y(cè)井模式自動(dòng)調(diào)節(jié)。

4）放射源可打撈結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)?？紤]井下放射性測(cè)井時(shí)可能遇到復(fù)雜情況，直推存儲(chǔ)式測(cè)井放射性儀器采用打撈式結(jié)構(gòu)，利用專用工具可以及時(shí)打撈放射源，最大限度地降低放射源的使用風(fēng)險(xiǎn)。

5）智能電源管理技術(shù)。在儀器控制元件上增加了電池可控管理設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)了井下儀器智能開(kāi)、關(guān)機(jī)功能，自動(dòng)判斷多組電池冗余電量，智能啟用備用電池組，有效提升電池使用效率。

6）降低井控風(fēng)險(xiǎn)。由于該測(cè)井系統(tǒng)主要依靠鉆具進(jìn)行起下鉆測(cè)井，起下鉆或測(cè)井過(guò)程中出現(xiàn)井內(nèi)壓力不平衡情況時(shí)，可采取有效手段完成循環(huán)壓井或關(guān)井等操作，降低井控風(fēng)險(xiǎn)。

1.2.2 直推存儲(chǔ)式測(cè)井優(yōu)勢(shì)

對(duì)比4種測(cè)井工藝優(yōu)缺點(diǎn)（見(jiàn)表1），可知電纜濕接頭測(cè)井工藝適應(yīng)井下復(fù)雜情況能力弱，一次性成功率偏低，無(wú)法滿足提質(zhì)量、提速和提效的要求；隨鉆測(cè)井工藝受價(jià)格和測(cè)井資料優(yōu)質(zhì)率影響，超深井測(cè)井時(shí)無(wú)法滿足高效優(yōu)質(zhì)施工；常規(guī)泵出式存儲(chǔ)式測(cè)井受工藝及儀器設(shè)計(jì)上的局限性，超深井測(cè)井時(shí)存在井控風(fēng)險(xiǎn)，難以滿足儲(chǔ)層精細(xì)評(píng)價(jià)要求[21-25]。相較傳統(tǒng)常規(guī)測(cè)井工藝方式，直推存儲(chǔ)式測(cè)井有如下優(yōu)勢(shì)：1）適應(yīng)井下復(fù)雜情況能力更強(qiáng)，可避免其他工藝因電纜或泵出等因素而導(dǎo)致的復(fù)雜情況；2）可解決漏失、溢流等測(cè)井施工難題；3）高強(qiáng)度設(shè)計(jì)，儀器耐溫耐壓指標(biāo)高，儀器抗拉、抗壓強(qiáng)度大；4）電纜與存儲(chǔ)雙工作模式，可提升測(cè)井時(shí)效。

2 典型井應(yīng)用實(shí)例

2.1 大摩阻超深井

順北區(qū)塊SX5井井深8 697.00 m，井底溫度175 ℃，鉆井液密度1.50 kg/L，最大井斜角53.64 °，井況復(fù)雜，起鉆摩阻大，為典型大摩阻超深井。常規(guī)測(cè)井儀器抗壓、抗拉及耐溫指標(biāo)均達(dá)不到測(cè)井要求，且鉆進(jìn)過(guò)程中在8 594.81，8 627.22 和8 666.08 m等處下鉆卡鉆，在8 645.00 m出現(xiàn)井漏現(xiàn)象，井控風(fēng)險(xiǎn)極高。因此，為了降低井下復(fù)雜情況，應(yīng)用高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)。測(cè)井過(guò)程中，直推存儲(chǔ)式測(cè)井儀器在通過(guò)8 688.00～8 682.00，8 655.00～8 642.00和8 597.50～8 588.00 m等井段時(shí)出現(xiàn)了大摩阻情況，其中8 655.00～8 642.00 m處起鉆摩阻最高達(dá)到200 kN。多次上下活動(dòng)鉆具后，在軸向抗拉力200 kN條件下順利完成測(cè)井作業(yè)，資料優(yōu)質(zhì)率100%（見(jiàn)圖2），表明高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)可適用于大摩阻超深井測(cè)井。

表1 不同測(cè)井工藝對(duì)比Table 1 Comparison of different logging technologies

圖2 SX5井部分井段綜合測(cè)井資料Fig.2 Comprehensive logging data of some well sections of Well SX5

2.2 持續(xù)漏失井

以西北油田塔河區(qū)塊TX1井為例，介紹高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井儀器在持續(xù)漏失井中的應(yīng)用。該井完鉆井深7 680 m，測(cè)量井段7 350～7 680 m，鉆井液密度2.00 kg/L。鉆進(jìn)過(guò)程中在7 650 m處發(fā)生井漏，漏失鉆井液量達(dá)到110 m3，起鉆時(shí)發(fā)生溢流。為降低施工風(fēng)險(xiǎn)，最終采用高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)進(jìn)行施工。施工過(guò)程中，關(guān)注井口液面和起下摩阻變化，并結(jié)合TX1井井況，選擇XN90轉(zhuǎn)換接頭對(duì)接鉆具，如圖3所示。

圖3 直推存儲(chǔ)式測(cè)井轉(zhuǎn)換接頭Fig.3 Crossover of pipe-conveyed memory logging

TX1井上提測(cè)井過(guò)程中持續(xù)發(fā)生漏失，多次累計(jì)漏失鉆井液220 m3，單次漏失高達(dá)110 m3。為此，在確保該直推測(cè)井儀器安全的情況下，采用連續(xù)補(bǔ)充鉆井液的方式，鉆井液進(jìn)入鉆具水眼通過(guò)轉(zhuǎn)換接頭上的循環(huán)水眼流入環(huán)空，進(jìn)而保持井內(nèi)液面穩(wěn)定，以滿足測(cè)井施工安全要求；隨后該井又出現(xiàn)溢流情況，重新補(bǔ)充重漿140 m3；最后進(jìn)行關(guān)井處理，施工過(guò)程處理溢流7次，井控風(fēng)險(xiǎn)得到有效控制，最終安全完成了該井標(biāo)準(zhǔn)+偶極測(cè)井作業(yè)，測(cè)井作業(yè)成功率100%。

2.3 超深高壓溢流井

西北油田順北區(qū)塊SB1X井完鉆井深8 546.15 m，鉆井液密度2.10 kg/L，井內(nèi)最高壓力174.4 MPa，最高溫度168 ℃。該井完鉆時(shí)在8 331和8 435 m處發(fā)生井漏，漏失量分別為32和51 m3，現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)多次節(jié)流循環(huán)、點(diǎn)火，最終壓井成功，井下工況十分復(fù)雜。該井表現(xiàn)出高溫高壓特點(diǎn)、且有鉆井液溢流，常規(guī)測(cè)井工藝無(wú)法保證測(cè)井施工任務(wù)順利完成。因此，采用高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井儀器進(jìn)行測(cè)井施工，測(cè)井過(guò)程中處理了多次溢流現(xiàn)象，同步測(cè)井時(shí)采用頂驅(qū)及時(shí)壓井，在控制井控風(fēng)險(xiǎn)的同時(shí)，一次成功完成了該超深井超高壓高溫井綜合+偶極測(cè)井作業(yè)，測(cè)井資料優(yōu)質(zhì)率100%（見(jiàn)圖4）。

圖4 SB1X井部分井段綜合測(cè)井資料Fig.4 Comprehensive logging data of some well sections of Well SB1X

2.4 復(fù)雜軌跡井

西北油田塔河區(qū)塊HD1X井完鉆井深6 792 m，最大井斜角85.12 °，現(xiàn)場(chǎng)鉆進(jìn)時(shí)掉塊嚴(yán)重，采用鉆具輸送工藝測(cè)井?dāng)D壞電纜，后采用高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井。測(cè)井過(guò)程中，根據(jù)井眼軌跡情況采取多次活動(dòng)鉆具、開(kāi)泵等措施，完成了該井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)采集，測(cè)井資料優(yōu)質(zhì)率100%，為儲(chǔ)層及工程地質(zhì)參數(shù)評(píng)價(jià)提供了可靠豐富的測(cè)井資料（見(jiàn)圖5）。

圖5 HD1X井部分井段偶極測(cè)井資料Fig.5 Dipole logging data of some well sections of Well HD1X

3 應(yīng)用效果分析

3.1 資料錄取質(zhì)量

THXX井位于西北油田塔河區(qū)塊，分別采用常規(guī)電纜測(cè)井與高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井2種測(cè)井方式（見(jiàn)圖6），直推式測(cè)井標(biāo)準(zhǔn)資料中深側(cè)向誤差3.5%，淺側(cè)向誤差3.5%，自然伽馬誤差3.1%，聲波時(shí)差誤差1.34 μs/m，井徑誤差0.762 mm，井斜2.5°，誤差3.5°，其測(cè)量誤差滿足石油測(cè)井原始資料質(zhì)量規(guī)范要求[26]，且測(cè)井曲線一致性及重復(fù)性較好。儲(chǔ)層段自然伽馬及補(bǔ)償聲波時(shí)差曲線頻率分布（見(jiàn)圖7、圖8）符合正態(tài)分布規(guī)律，GR峰值14 API、AC峰值160.76 μs/m，曲線峰值與分布區(qū)間符合地區(qū)經(jīng)驗(yàn)認(rèn)識(shí)和地層特征值,證明直推存儲(chǔ)式測(cè)井的自然伽馬、補(bǔ)償聲波、補(bǔ)償中子、雙側(cè)向電阻率和自然伽馬能譜的測(cè)值穩(wěn)定可靠，滿足測(cè)井評(píng)價(jià)要求。

3.2 資料采集率

自推廣以來(lái)，直推存儲(chǔ)式測(cè)井工藝在四川盆地及塔里木盆地油氣田中應(yīng)用廣泛，已完成測(cè)井施工300余口，其中井深超過(guò)6 000 m深井17口，超過(guò)8 000 m超深井14口。近5年中國(guó)石化某工區(qū)漏失井測(cè)井統(tǒng)計(jì)對(duì)比如圖9所示，其中，鉆井液漏失或失返井占總數(shù)37.5%以上。2019年以前，由于井控風(fēng)險(xiǎn)高，無(wú)法采集漏失井況下全測(cè)井資料，2019—2020年該技術(shù)推廣期間，部分漏失井實(shí)現(xiàn)了測(cè)井資料采集，隨著直推存儲(chǔ)式測(cè)井工藝日益成熟，2021年漏失及復(fù)雜井測(cè)井資料采集率逐步上升至85.2%，復(fù)雜井況測(cè)井成功率大幅提高。

不同測(cè)井工藝測(cè)井成功率與時(shí)效對(duì)比表明，直推存儲(chǔ)式測(cè)井工藝在測(cè)井成功率、儀器組裝效率和測(cè)井耗時(shí)方面均具有較強(qiáng)優(yōu)勢(shì)，對(duì)復(fù)雜井況具有更高的適應(yīng)性（見(jiàn)表2）。

圖6 不同測(cè)井方式測(cè)井結(jié)果對(duì)比Fig.6 Logging result comparison among different logging methods

圖7 GR曲線頻率分布直方圖Fig.7 Gamma ray (GR) curve frequency distribution

圖8 DT24曲線頻率分布直方圖Fig.8 DT24 curve frequency distribution

圖9 X工區(qū)漏失井測(cè)井統(tǒng)計(jì)Fig.9 Statistics of logging in wells with thief zone in work area X

4 結(jié)論與建議

1）對(duì)比傳統(tǒng)常規(guī)測(cè)井工藝，高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)在復(fù)雜超深井中應(yīng)用優(yōu)勢(shì)顯著，可在大摩阻、井漏及復(fù)雜井眼軌跡條件下順利進(jìn)行測(cè)井施工，降低井控風(fēng)險(xiǎn)，具有更快的測(cè)井時(shí)效、更高的施工成功率，可實(shí)現(xiàn)安全高效開(kāi)發(fā)。

2）塔里木盆地及四川盆地各種復(fù)雜超深井的應(yīng)用表明，直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)具有較好的穩(wěn)定性，采集的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)資料準(zhǔn)確可靠，能滿足儲(chǔ)層精細(xì)化評(píng)價(jià)需要。

表2 X工區(qū)超深井不同工藝成功率及時(shí)效對(duì)比[27]Table 2 Comparison of success rates and efficiency of different technologies in ultra-deep wells in work area X [27

3）目前，高強(qiáng)度高溫高壓直推存儲(chǔ)式測(cè)井系統(tǒng)只覆蓋常規(guī)測(cè)井項(xiàng)目，僅能滿足一般油氣評(píng)價(jià)需求，針對(duì)儲(chǔ)層精細(xì)分類和裂縫定量評(píng)價(jià)等問(wèn)題，還需要開(kāi)展核磁、電成像等特殊測(cè)井技術(shù)研究。