φ70 泵出式測井系統應用分析

張建波 呂港建 何艷海 王玉安 賈海波 栗 歡

中國石油測井天津分公司 天津 300280

石油工業的不斷發展，促進了鉆采工藝水平的不斷提高。為了勘探開發的需要，出現了大量大斜度井、水平井，同時井筒扭方位、垮塌、溢流等復雜井況也越來越多，裸眼井電纜測井施工難度越來越大。為應對復雜井況，降低施工風險，越來越多的油井采用泵出式測井技術[1]，又稱過鉆桿存儲式測井技術。

1 φ70 泵出式測井系統簡介

泵出式測井是鉆具下至目的層后，將測井儀器串從鉆具中釋放出去，起鉆時數據采集存儲在儀器中[2]。包括兩種方式：鉆桿輸送泵出式存儲測井和電纜輸送泵出式存儲測井。目前天津分公司投入使用的φ70 存儲式儀器（70 系列）采用鉆桿輸送泵出式存儲測井技術，在井口按照下懸掛器、保護套、上懸掛器的連接順序，將直徑70mm儀器串安裝到保護套中，最上端連接釋放器后坐在上懸掛器中；鉆具到達預定深度后，井口投棒打壓切斷釋放器剪切銷釋放儀器串，接著上提鉆具至儀器串完全釋放出去的高度；再通過壓力對比信號變化確定儀器串完全固定在下懸掛器中；釋放過程完成，起鉆上測；待鉆具起出，讀取儀器中存儲的數據，結合時間深度文件進行轉換匹配，最后用5700 系統回放正式資料。

天津分公司在用φ70 泵出式測井系統采用175℃/ 140MPa 及200℃/ 140MPa 兩種溫度壓力指標，服務項目包括井斜方位、自然伽馬、補償中子、巖性密度、井徑、高分辨率陣列感應、雙側向等完井項目，以及交叉偶極子陣列聲波、自然伽馬能譜等特種項目。

2 φ70 泵出式測井系統的優缺點

由于每個測井項目的儀器單獨供電，不同項目儀器之間只有機械連接，沒有電路連接，因此不會出現某支儀器電池故障導致全部儀器不工作的情況，提高了儀器測井成功的可靠性；儀器輕、工藝相對簡單、作業時間短，大大降低了施工人員勞動強度；下鉆過程中儀器在保護套中，相對常規鉆具輸送電纜測井盲下過程，安全性大大提升；泵出施工整個過程中，井筒可以充分建立循環通道，有效地為復雜井況提供了測井解決方案；對套管短、水平段長的井，大幅度縮減了測井施工時間[2]，提高測井效率；測井資料采用5700 格式，解釋與5700 兼容。不同井測井方式優缺點對比如表1 所示。

表1 不同井測井方式對比

由于每只儀器單獨供電、沒有電路連接，導致儀器串整體偏長，完井施工中側向和陣列感應項目都需要時，整串儀器長59.6m，最上方的巖性密度、補中、伽馬的曲線延遲都在50m 附近，如果施工井口袋不夠會導致一些曲線部分層位漏測；該系列儀器通過鉆具作為保護套，通過調長短節儀器與保護套長度匹配，一旦儀器長度略長于單根保護套長度時，至少需要增加8m 調長短節儀器，使整體儀器變長，增加施工風險；目前尚無三參數，無法采集相關數據；從儀器安裝完成到最后起出，中間過程無法監控儀器狀態；相對于常規89mm 完井儀器，個別資料質量精度稍顯不足。

3 施工中常見問題及解決方案

3.1 下鉆過程憋壓

泵出式儀器釋放器中安裝6 個剪切銷釘，正常投棒后球座口5.1MPa 切斷剪切銷，儀器即釋放（表2）。在下鉆過程中，要求鉆井隊循環頂通時泵壓不超過5MPa。受泥漿性能、靜止時間等情況影響，在開泵循環時可能導致憋壓。例如在莊X 井施工中，600m 頂通單泵單閥爾泵壓1.2MPa；870m 頂通時泵壓急劇升高至5MPa，多次停泵開泵后建立正常循環，泵壓1.5MPa；下至1150m 頂通，開泵升壓至7MPa 馬上停泵，壓力不回零，起鉆5 柱檢查，泵壓仍不回零。現場判斷分析認為是泥漿原因導致憋壓，決定起鉆檢查。起出后發現儀器未釋放，上懸掛器被砂石子堵住釋放器水眼，下懸掛器由于未能正常循環被泥餅糊死（圖1）。隨后，井隊加扶正器通井，加長循環時間；再次測井時縮短頂通循環鉆柱數，儀器順利到底，施工順利完成。

圖1 釋放器上懸掛器及下懸掛器被砂石子和泥餅堵塞

表2 剪切銷個數與球座口剪切力對照表

3.2 卡鉆

目前采用的投棒釋放，一般根據泥漿到達釋放器位置計算時間，不可避免會與實際到達時間有偏差。為防止儀器提前釋放后，活動鉆具導致儀器承壓受損，一般提前將鉆具靜止在距井底0.5m 左右一段時間，以提高施工安全性。測井施工前會告知鉆井隊做至少15min 鉆具靜止實驗，確保釋放后起鉆不粘卡。部分井若無法滿足鉆具靜止15min 要求，可以采取靜止- 上提- 靜止- 上提的方式實現安全測井。例如在板X 井憋壓后上提卡鉆，卡鉆后將鉆具下放至鉆具懸重，緩慢旋轉鉆具解卡。第二次施工通過加微珠、石墨的方式調整泥漿，最終能達到7min 左右靜止時間。采取每靜止7min 將鉆具上提3m（略大于鉆具伸長量）左右再靜止，最終儀器成功釋放，且儀器外觀正常，數據齊全。

3.3 儀器釋放失敗

目前，天津分公司φ70 泵出式測井施工釋放成功率在98%以上，高于國內其他泵出系列。在下鉆過程中，頂通和井底的循環非常重要，下鉆頂通泵壓不應超過5MPa，到底后必須循環徹底，確保保護套中無雜物，投棒釋放后采取合適的泵壓小排量推靠儀器。在某井施工中，井徑推靠臂中卡石子導致儀器無法釋放。在歧X 井施工中，套管中20 柱一頂通，裸眼中10 柱一頂通。儀器釋放前，泵壓單泵單閥爾3MPa，對比高壓3 閥爾12.5MPa。從儀器釋放后到鉆具起至儀器完全釋放出去的位置，循環泵壓保持3MPa；再次打高壓信號時，泵壓升至9.0MPa 后立即下降至7.0MPa，馬上又上漲至16.0MPa；立即停泵再開，泵壓漲至21.0MPa；第三次開泵，泵壓穩定在15.0MPa。單閥爾泵壓由起鉆前3.0MPa 上漲至4.0MPa。起鉆完檢查，發現儀器釋放不到4m，卡在鉆具中;接無拉力棒打撈頭，拉5.5t 解卡，發現感應、井徑、聲波儀器有劃痕或擠壓痕（圖2）。針對以上問題，天津分公司優化改進制作一批帶拉力棒打撈馬龍頭，確保了施工的安全性。

圖2 儀器劃痕和沖壓痕

3.4 其他情況

φ70 泵出式測井由于起下鉆過程中無法直接觀察儀器狀態，因此會面臨一些其他異常情況。

（1）儀器本身出現故障，導致錄取數據不全。需要及時進行儀器維護保養，對內部電路部分仔細檢查。

（2）帶推靠臂儀器在起鉆時卡斷，扶正器在井眼中磨斷等（圖3）。因此，在生產準備過程中，要及時更換扶正器簧片，檢查儀器螺絲、定位頂絲等，確保儀器機械部分正常。

圖3 偏心弓斷裂

（3）為保證儀器安全，通常做法是鉆具下至井底釋放。因為一些特殊原因，采取目的層懸空釋放，儀器從鉆具中出去軌跡不好控制，如果速度過快就會造成儀器損壞，尤其是聲波儀器及帶晶體儀器。懸空釋放前要確保井眼正常，同時循環泵壓、排量控制在合理范圍，不能太大。

（4）施工中遇到溢流、井漏等風險。例如，在官X 井投棒后循環打壓時發生井漏，無法觀察壓力顯示情況。如果井漏在投棒前發生，相關方一定會放棄測井。面對這種投棒后發生井漏的情況，雙方及時溝通后，緊急處理泥漿，及時灌漿確保井筒相對安全，最后儀器成功釋放，獲取全部資料。溢流井相對簡單一些，首先要確保水眼暢通，必要時加大排量，調節泥漿密度，滿足測井要求時再施工。需要注意的是，施工前要確定安全時間，確保儀器電池工作時間足夠，儀器滿足較長時間井底停留的溫度壓力要求。

4 總結

φ70 泵出式測井系統，面對復雜井、水平井等施工中有著極強的可靠性，釋放成功率高，有效降低了測井風險，提高了測井時效[3]，為油田勘探開發節省了成本，獲得了齊全的地質資料。天津分公司在應用過程中，通過不斷改進完善，形成了一系列成熟可靠的施工工藝流程。同時，該系列泵出式儀器在儀器可靠性、保護套匹配等方面仍有可改進的空間。針對油氣上竄速度過快、井控風險大、狗腿度大扭方位、井眼工程復雜，以及井筒處理時間長等情況，施工人員要具備應對處理復雜工況作業的能力。