高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)在超深井的應用

張正玉，袁 軍，李陽兵

（中石化經(jīng)緯有限公司西南測控公司，四川成都 610100）

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

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]和存儲式[15-17]等測井工藝，但上述測井工藝由于工藝及儀器設計上的局限性，在超深井、水平井等復雜井測井作業(yè)中存在一定安全隱患。為此，國內(nèi)應用了高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)[18-20]。該系統(tǒng)耐溫200 ℃、耐壓180 MPa，抗拉、抗壓強度超過200 kN，能滿足超深井施工要求。同時，直推存儲式測井系統(tǒng)可完成上提、下放兩趟測井作業(yè)，提高了測井時效和井下復雜情況的處理能力。為充分認識該系統(tǒng)在復雜井況下的應用價值，總結分析了其工藝優(yōu)勢，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雜軌跡井等典型應用場景下的應用效果。

1 直推存儲式測井系統(tǒng)組成與施工工藝

1.1 直推存儲式測井系統(tǒng)組成

高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)在常規(guī)泵出式存儲式工藝基礎上發(fā)展而來，主要利用鉆具代替電纜輸送測井儀器進行測井作業(yè)。該系統(tǒng)由地面系統(tǒng)和井下系列儀器構成（見圖1）。以MV-XN90高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)為例，其測井地面系統(tǒng)主要包括儀器監(jiān)測與控制系統(tǒng)和深度采集與處理系統(tǒng)；對應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探測功能。

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

1.2 直推存儲式測井施工工藝

1.2.1 工藝特點

以MV-XN90高強度高溫高壓直推存儲式測井儀器為例，直推存儲式測井工藝具有以下技術特點：

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

2）非保溫瓶結構設計。測井儀器在高溫井下長時間運行時，儀器內(nèi)部部分電子元器件不能正常工作，傳統(tǒng)保溫瓶結構設計增加了測井儀器的質(zhì)量；而采用非保溫瓶設計，在儀器內(nèi)設計恒溫裝置，在不增加儀器質(zhì)量和尺寸的同時，實現(xiàn)了超深、高溫高壓條件下的安全測井。

3）“雙?！惫ぷ髂Ｊ?。根據(jù)井下復雜情況，改用不同電流短節(jié)及控制系統(tǒng)，實現(xiàn)了電纜與存儲“雙?！睖y井模式自動調(diào)節(jié)。

4）放射源可打撈結構設計。考慮井下放射性測井時可能遇到復雜情況，直推存儲式測井放射性儀器采用打撈式結構，利用專用工具可以及時打撈放射源，最大限度地降低放射源的使用風險。

5）智能電源管理技術。在儀器控制元件上增加了電池可控管理設計，實現(xiàn)了井下儀器智能開、關機功能，自動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）降低井控風險。由于該測井系統(tǒng)主要依靠鉆具進行起下鉆測井，起下鉆或測井過程中出現(xiàn)井內(nèi)壓力不平衡情況時，可采取有效手段完成循環(huán)壓井或關井等操作，降低井控風險。

1.2.2 直推存儲式測井優(yōu)勢

對比4種測井工藝優(yōu)缺點（見表1），可知電纜濕接頭測井工藝適應井下復雜情況能力弱，一次性成功率偏低，無法滿足提質(zhì)量、提速和提效的要求；隨鉆測井工藝受價格和測井資料優(yōu)質(zhì)率影響，超深井測井時無法滿足高效優(yōu)質(zhì)施工；常規(guī)泵出式存儲式測井受工藝及儀器設計上的局限性，超深井測井時存在井控風險，難以滿足儲層精細評價要求[21-25]。相較傳統(tǒng)常規(guī)測井工藝方式，直推存儲式測井有如下優(yōu)勢：1）適應井下復雜情況能力更強，可避免其他工藝因電纜或泵出等因素而導致的復雜情況；2）可解決漏失、溢流等測井施工難題；3）高強度設計，儀器耐溫耐壓指標高，儀器抗拉、抗壓強度大；4）電纜與存儲雙工作模式，可提升測井時效。

2 典型井應用實例

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 °，井況復雜，起鉆摩阻大，為典型大摩阻超深井。常規(guī)測井儀器抗壓、抗拉及耐溫指標均達不到測井要求，且鉆進過程中在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，井控風險極高。因此，為了降低井下復雜情況，應用高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)。測井過程中，直推存儲式測井儀器在通過8 688.00～8 682.00，8 655.00～8 642.00和8 597.50～8 588.00 m等井段時出現(xiàn)了大摩阻情況，其中8 655.00～8 642.00 m處起鉆摩阻最高達到200 kN。多次上下活動鉆具后，在軸向抗拉力200 kN條件下順利完成測井作業(yè)，資料優(yōu)質(zhì)率100%（見圖2），表明高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)可適用于大摩阻超深井測井。

表1 不同測井工藝對比Table 1 Comparison of different logging technologies

圖2 SX5井部分井段綜合測井資料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，介紹高強度高溫高壓直推存儲式測井儀器在持續(xù)漏失井中的應用。該井完鉆井深7 680 m，測量井段7 350～7 680 m，鉆井液密度2.00 kg/L。鉆進過程中在7 650 m處發(fā)生井漏，漏失鉆井液量達到110 m3，起鉆時發(fā)生溢流。為降低施工風險，最終采用高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)進行施工。施工過程中，關注井口液面和起下摩阻變化，并結合TX1井井況，選擇XN90轉(zhuǎn)換接頭對接鉆具，如圖3所示。

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

TX1井上提測井過程中持續(xù)發(fā)生漏失，多次累計漏失鉆井液220 m3，單次漏失高達110 m3。為此，在確保該直推測井儀器安全的情況下，采用連續(xù)補充鉆井液的方式，鉆井液進入鉆具水眼通過轉(zhuǎn)換接頭上的循環(huán)水眼流入環(huán)空，進而保持井內(nèi)液面穩(wěn)定，以滿足測井施工安全要求；隨后該井又出現(xiàn)溢流情況，重新補充重漿140 m3；最后進行關井處理，施工過程處理溢流7次，井控風險得到有效控制，最終安全完成了該井標準+偶極測井作業(yè)，測井作業(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)場經(jīng)多次節(jié)流循環(huán)、點火，最終壓井成功，井下工況十分復雜。該井表現(xiàn)出高溫高壓特點、且有鉆井液溢流，常規(guī)測井工藝無法保證測井施工任務順利完成。因此，采用高強度高溫高壓直推存儲式測井儀器進行測井施工，測井過程中處理了多次溢流現(xiàn)象，同步測井時采用頂驅(qū)及時壓井，在控制井控風險的同時，一次成功完成了該超深井超高壓高溫井綜合+偶極測井作業(yè)，測井資料優(yōu)質(zhì)率100%（見圖4）。

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

2.4 復雜軌跡井

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)場鉆進時掉塊嚴重，采用鉆具輸送工藝測井擠壞電纜，后采用高強度高溫高壓直推存儲式測井。測井過程中，根據(jù)井眼軌跡情況采取多次活動鉆具、開泵等措施，完成了該井測井數(shù)據(jù)采集，測井資料優(yōu)質(zhì)率100%，為儲層及工程地質(zhì)參數(shù)評價提供了可靠豐富的測井資料（見圖5）。

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

3 應用效果分析

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)電纜測井與高強度高溫高壓直推存儲式測井2種測井方式（見圖6），直推式測井標準資料中深側(cè)向誤差3.5%，淺側(cè)向誤差3.5%，自然伽馬誤差3.1%，聲波時差誤差1.34 μs/m，井徑誤差0.762 mm，井斜2.5°，誤差3.5°，其測量誤差滿足石油測井原始資料質(zhì)量規(guī)范要求[26]，且測井曲線一致性及重復性較好。儲層段自然伽馬及補償聲波時差曲線頻率分布（見圖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)驗認識和地層特征值,證明直推存儲式測井的自然伽馬、補償聲波、補償中子、雙側(cè)向電阻率和自然伽馬能譜的測值穩(wěn)定可靠，滿足測井評價要求。

3.2 資料采集率

自推廣以來，直推存儲式測井工藝在四川盆地及塔里木盆地油氣田中應用廣泛，已完成測井施工300余口，其中井深超過6 000 m深井17口，超過8 000 m超深井14口。近5年中國石化某工區(qū)漏失井測井統(tǒng)計對比如圖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，由于井控風險高，無法采集漏失井況下全測井資料，2019—2020年該技術推廣期間，部分漏失井實現(xiàn)了測井資料采集，隨著直推存儲式測井工藝日益成熟，2021年漏失及復雜井測井資料采集率逐步上升至85.2%，復雜井況測井成功率大幅提高。

不同測井工藝測井成功率與時效對比表明，直推存儲式測井工藝在測井成功率、儀器組裝效率和測井耗時方面均具有較強優(yōu)勢，對復雜井況具有更高的適應性（見表2）。

圖6 不同測井方式測井結果對比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)漏失井測井統(tǒng)計Fig.9 Statistics of logging in wells with thief zone in work area X

4 結論與建議

1）對比傳統(tǒng)常規(guī)測井工藝，高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)在復雜超深井中應用優(yōu)勢顯著，可在大摩阻、井漏及復雜井眼軌跡條件下順利進行測井施工，降低井控風險，具有更快的測井時效、更高的施工成功率，可實現(xiàn)安全高效開發(fā)。

2）塔里木盆地及四川盆地各種復雜超深井的應用表明，直推存儲式測井系統(tǒng)具有較好的穩(wěn)定性，采集的測井數(shù)據(jù)資料準確可靠，能滿足儲層精細化評價需要。

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

3）目前，高強度高溫高壓直推存儲式測井系統(tǒng)只覆蓋常規(guī)測井項目，僅能滿足一般油氣評價需求，針對儲層精細分類和裂縫定量評價等問題，還需要開展核磁、電成像等特殊測井技術研究。