順托果勒南區塊RMT測井可行性分析

李光軍,白玉印

(中國石化河南石油工程有限公司測井公司,河南南陽 473132)

順托果勒南區塊RMT測井可行性分析

李光軍,白玉印

(中國石化河南石油工程有限公司測井公司,河南南陽 473132)

根據順托果勒南區塊超深高溫高壓井實際，分析了電纜軟測、鉆具輸送和存儲測井存在的問題。普通電纜軟測的電纜抗拉強度弱,易導致穿心打撈；鉆具輸送測井鉆套環空間隙小，不利于旁通以上電纜安全運行，井控風險相對較大；存儲測井無配套的高溫儀器，工藝實施過程破壞井筒泥漿體系。通過水力輸送RMT測井工藝分析，結合RMT測井技術的成功應用以及成熟的水力輸送測井技術，認為該區塊鉆井可實施套管井循環降溫RMT測井，以補充裸眼井測井資料的不足。

順托果勒南區塊；RMT測井；高溫高壓；水力輸送；循環降溫

順托果勒南區塊構造位于塔里木盆地塔中Ⅰ號斷裂帶下盤，緊鄰滿加爾坳陷生烴區，是油氣運移的有利指向區。該區塊發育多組北東向走滑斷裂，是儲層發育的有利區，同時也是晚期天然氣充注富集的有利部位。目前鉆達奧陶系的有順南1、順南2、順南3、順南4、順南5和順南7井，實鉆證實該區塊發育一間房組至鷹山組上段、鷹山組下段、蓬萊壩組三套儲層，具備油氣成藏的良好條件，展示了奧陶系中、下統有良好的勘探前景。

順托果勒南區塊目的層深，部分井完鉆井深在7 500 m以上，井底溫度、壓力高，超深井井底溫度、壓力分別可達185 ℃、135 MPa以上，對測井資料錄取造成很大困難，影響油氣層評價。完成該區塊測井資料錄取的關鍵在于高溫高壓測井儀器，科學合理的施工工藝能促進測井資料的優質高效錄取及測井作業過程的井筒安全。

1 電纜軟測、鉆具輸送及存儲測井存在的問題

電纜軟測工藝因測井效率高、錄取資料品質優良而在各油田廣泛應用；鉆具輸送測井能很好地解決水平井、復雜井測井資料的錄取而得到全面推廣應用；存儲測井因消除了有電纜測井帶來的各種風險而逐步在各油田應用。但對于順托果勒南區塊超深高溫高壓井，三種工藝技術都存在一定的問題。

1.1 電纜軟測問題

石油測井作業安全規范規定，電纜測井遇卡處置最大安全拉力不應超過新電纜斷裂強度的50%，井深超過3 000 m的井，深度每增加1 000 m，電纜弱點拉斷力應減少5 kN，但過小的弱點拉斷力又會導致儀器落井風險增大[1]。

假設直井井深8 000 m，泥漿密度1.5 g/cm3，普通七芯電纜φ11.8 mm，高強度七芯電纜φ12.4 mm，超高強度七芯電纜φ13.2 mm，拉力棒弱點27 kN，測井儀器直徑90 mm，儀器組合長度15 m、重300 kg。在不考慮電纜儀器與井壁摩擦力情況下，如在井底遇卡其電纜及儀器在井下懸重、井口電纜張力及試解卡極限拉力結果見表1。

正常測井過程中，普通電纜及儀器與井壁摩擦、泥漿性能，特別是泥漿黏度等產生的額外阻力，可使井口電纜張力接近甚至超過電纜抗拉強度的50%。在遇卡不很嚴重的情況下，因電纜抗拉強度和弱點拉斷力限制，試解卡拉力受限，不得不穿心打撈。超深井穿心打撈過程中，打撈工具隨鉆具下放時間很長，下部電纜長時間靜止可能出現電纜井壁黏附，處理不當可誘發次生事故。因此，該地區井若配套額定拉斷力達120 kN以上的超高強度測井電纜，可較為安全地實施電纜軟測工藝。

表1 電纜和儀器靜止情況下井口電纜張力及試解卡極限拉力結果 kN

1.2 鉆具輸送測井問題

鉆具輸送測井在順南地區存在兩個典型問題：一是鉆具與套管間的環空間隙小，環空內的測井電纜被擠壓將導致測井失敗甚至發生卡鉆工程事故；二是環空內的測井電纜妨礙井控裝備控制井口。

以順南7井為例(圖1)，該井三開套管內徑220 mm，五開上部為139.7 mm鉆桿，其接箍外徑190 mm，則鉆套直徑差30 mm，環空間隙過?。粚τ诟邏禾烊粴饩?，一旦出現井控風險，因旁通短接以上測井電纜與鉆具并行，將影響井控裝備控制井口。因此，該地區鉆具輸送測井也存在較大風險。

1.3 存儲測井問題

存儲式鉆具輸送測井，是在專用保護裝置內測井儀器隨鉆具一起入井，到達井底后，依靠泥漿泵投球加壓機械釋放工藝或連續泥漿泵壓釋放工藝，將測井儀器自保護裝置內釋放出來；儀器在時間預置和電磁控制作用下，由電池供電開始工作，并隨鉆具上提，記錄測井信息[2]，測量完畢，將存儲器內的測量數據讀出后剔除無效數據，并結合刻度數據將測井原始數據轉化為工程數據的測井技術。

盡管存儲測井儀器直徑有60 mm，可與4"鉆具配合完成測井作業，但對于順南地區高溫高壓井，存儲測井技術存在兩方面問題：一是目前國內尚無耐高溫存儲儀器，二是存儲儀器自保護裝置內釋放前后的泥漿壓強測試對比會破壞井筒泥漿體系，易引起井控風險。

對于順托果勒南區塊超深高溫高壓井，裸眼井電纜軟測、鉆具輸送和存儲測井都存在相應的安全風險，且常出現測井資料不足或缺失，而RMT測井是補充裸眼測井資料不足或缺失的可行辦法。

2 RMT測井的可行性

RMT測井可實施非彈性散射、俘獲和氧活化三種測量模式，可測量128條測井曲線，測井信息豐富。非彈模式測井信息可進行巖性指示、劃分儲集層、確定泥質含量、計算孔隙度和含油(氣)飽和度；俘獲模式測井技術可計算地層孔隙度、含油(氣)飽和度、判斷油(氣)水層；氧活化模式技術可確定地層出水層段、測量水流速度。因此，利用套管RMT測井技術，可劃分儲層、確定泥質含量、孔隙度、含油(氣)飽和度[3]，特別適用在裸眼測井資料不足或缺失情況下的套后測井地質評價。

由于RMT可實現過油管測井，根據水力輸送測井原理(圖1)，在循環井筒液體充分降低井溫前提下，可利用非高溫儀器完成套管RMT測井。其具體措施是，套管內下入油管管串，下帶篩管及堵頭，下至井底后，利用泵車向井內注入冷水，充分循環井筒內液體以達到降溫效果，然后自油管內下入RMT儀器。對于直井、定向井，依靠重力自由下放儀器至井底；對于大斜度井、水平井，自由下放遇阻后，可利用水力輸送儀器至井底。若發現井下溫度仍過高，此時可再次循環降溫后上提電纜測井。為保證施工安全，需采用高強度測井電纜。

圖1 水平井水力輸送測井原理

河南測井公司有兩套RMT測井系統，耐溫163 ℃、耐壓103 MPa，分別于2007年和2013年投入生產應用，累計完成209井次測井(表2)，其中水力輸送30井次，測井一次成功率100%，積累了成熟的的施工技術。依據RMT測井結果，很多井采取后續措施都取得了良好的增油效果，部分典型井，如TK924H、新淺25-平7、J4-137、雙觀6井增油效果都很好(表3)。

表2 RMT測井統計

表3 部分井增油效果統計

TK924H是西北油田分公司的一口割縫篩管完井，篩管段4 761～5 040.38 m，原產狀為日產油0.9 m3、水68.3 m3，含水98.7%。2013年11月23～24日對該井水平段進行水力輸送RMT測井。依據測量結果，解釋4號層為油層，后在4 716～4 750 m段射孔求產，日產液29.47.5 m3、油24.375 m3，含水17.2%。

新淺25-平7井是河南油田一口稠油水平井， 2009年2月12日投產H3Ⅰ22層，射孔段為799.0～870.0 m，屬注汽開采，原產狀為日產油0.7 m3、水17.6 m3。RMT測井結果表明，635.6～707.8 m為未利用層段，712.6～794.6 m為潛力段，已利用層段799～870 m的剖面動用差異大，799～803.8 m、811.6～824.5 m、825.3～845.3 m段的動用程度高，水淹嚴重，而層段859.1～870.0 m動用程度低。為進一步挖掘目前生產層段H3Ⅰ22層下段799～870 m的剩余油潛力，將注汽口位置由647.06 m調整到855.00 m，并注氮氣悶井熱采，日產油7.2 m3、水14.1 m3。

樓365井采用的是套管鉆井技術，完鉆后直接固井，無裸眼井測井資料。利用套管井RMT測井資料準確計算出了泥質含量、孔隙度、含油飽和度等參數，并進行油水層評價(圖2)。試油結果，日產油10.1 m3、水3.2 m3。

圖2 樓365井RMT測井解釋成果圖

對于順托果勒南區塊8 000 m垂深套管井，在井內液體是水的情況下，其井底壓力不會超過100 MPa，現有的RMT儀器可滿足耐壓要求，并通過冷水循環井液，使井內溫度降至RMT儀器耐溫范圍內，以實施RMT測井，補充裸眼井測井資料的不足。

3 結論

(1)鑒于RMT測井技術的成功應用以及成熟的水力輸送測井技術，可在順托果勒南區塊進行循環降溫測井試驗。

(2)電纜軟測、鉆具輸送和存儲測井工藝在順托果勒南區塊超深高溫高壓測井存在較多問題。只有在配套超高強度電纜前提下，才可以相對安全地實施電纜軟測。

(3)對于順托果勒南區塊垂深8 000 m以內套管井，其可通過冷水注入循環降溫技術使井筒內溫度降至163 ℃以內。

[1] 石油行業測井標準委員會.SY 5726-2011石油測井作業安全規范[S].北京：石油工業出版社，2011.

[2] 任中豪，張文昌. LWF存儲式測井在冀東油田的應用[J].石油天然氣學報，2012，(9)：222-223.

[3] 賀紅麗. RMT測井技術在低阻油層識別中的應用[J].內蒙古石油化工，2011，(7)：184-185.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)04-0111-03

2015-01-07

李光軍，高級工程師，1961年生，1982年畢業于江漢石油學院地球物理測井專業，主要從事測井技術及管理工作。

P631.83

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