顺托果勒南区块RMT测井可行性分析

李光军,白玉印

(中国石化河南石油工程有限公司测井公司,河南南阳 473132)

顺托果勒南区块RMT测井可行性分析

李光军,白玉印

(中国石化河南石油工程有限公司测井公司,河南南阳 473132)

根据顺托果勒南区块超深高温高压井实际，分析了电缆软测、钻具输送和存储测井存在的问题。普通电缆软测的电缆抗拉强度弱,易导致穿心打捞；钻具输送测井钻套环空间隙小，不利于旁通以上电缆安全运行，井控风险相对较大；存储测井无配套的高温仪器，工艺实施过程破坏井筒泥浆体系。通过水力输送RMT测井工艺分析，结合RMT测井技术的成功应用以及成熟的水力输送测井技术，认为该区块钻井可实施套管井循环降温RMT测井，以补充裸眼井测井资料的不足。

顺托果勒南区块；RMT测井；高温高压；水力输送；循环降温

顺托果勒南区块构造位于塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带下盘，紧邻满加尔坳陷生烃区，是油气运移的有利指向区。该区块发育多组北东向走滑断裂，是储层发育的有利区，同时也是晚期天然气充注富集的有利部位。目前钻达奥陶系的有顺南1、顺南2、顺南3、顺南4、顺南5和顺南7井，实钻证实该区块发育一间房组至鹰山组上段、鹰山组下段、蓬莱坝组三套储层，具备油气成藏的良好条件，展示了奥陶系中、下统有良好的勘探前景。

顺托果勒南区块目的层深，部分井完钻井深在7 500 m以上，井底温度、压力高，超深井井底温度、压力分别可达185 ℃、135 MPa以上，对测井资料录取造成很大困难，影响油气层评价。完成该区块测井资料录取的关键在于高温高压测井仪器，科学合理的施工工艺能促进测井资料的优质高效录取及测井作业过程的井筒安全。

1 电缆软测、钻具输送及存储测井存在的问题

电缆软测工艺因测井效率高、录取资料品质优良而在各油田广泛应用；钻具输送测井能很好地解决水平井、复杂井测井资料的录取而得到全面推广应用；存储测井因消除了有电缆测井带来的各种风险而逐步在各油田应用。但对于顺托果勒南区块超深高温高压井，三种工艺技术都存在一定的问题。

1.1 电缆软测问题

石油测井作业安全规范规定，电缆测井遇卡处置最大安全拉力不应超过新电缆断裂强度的50%，井深超过3 000 m的井，深度每增加1 000 m，电缆弱点拉断力应减少5 kN，但过小的弱点拉断力又会导致仪器落井风险增大[1]。

假设直井井深8 000 m，泥浆密度1.5 g/cm3，普通七芯电缆φ11.8 mm，高强度七芯电缆φ12.4 mm，超高强度七芯电缆φ13.2 mm，拉力棒弱点27 kN，测井仪器直径90 mm，仪器组合长度15 m、重300 kg。在不考虑电缆仪器与井壁摩擦力情况下，如在井底遇卡其电缆及仪器在井下悬重、井口电缆张力及试解卡极限拉力结果见表1。

正常测井过程中，普通电缆及仪器与井壁摩擦、泥浆性能，特别是泥浆黏度等产生的额外阻力，可使井口电缆张力接近甚至超过电缆抗拉强度的50%。在遇卡不很严重的情况下，因电缆抗拉强度和弱点拉断力限制，试解卡拉力受限，不得不穿心打捞。超深井穿心打捞过程中，打捞工具随钻具下放时间很长，下部电缆长时间静止可能出现电缆井壁黏附，处理不当可诱发次生事故。因此，该地区井若配套额定拉断力达120 kN以上的超高强度测井电缆，可较为安全地实施电缆软测工艺。

表1 电缆和仪器静止情况下井口电缆张力及试解卡极限拉力结果 kN

1.2 钻具输送测井问题

钻具输送测井在顺南地区存在两个典型问题：一是钻具与套管间的环空间隙小，环空内的测井电缆被挤压将导致测井失败甚至发生卡钻工程事故；二是环空内的测井电缆妨碍井控装备控制井口。

以顺南7井为例(图1)，该井三开套管内径220 mm，五开上部为139.7 mm钻杆，其接箍外径190 mm，则钻套直径差30 mm，环空间隙过小；对于高压天然气井，一旦出现井控风险，因旁通短接以上测井电缆与钻具并行，将影响井控装备控制井口。因此，该地区钻具输送测井也存在较大风险。

1.3 存储测井问题

存储式钻具输送测井，是在专用保护装置内测井仪器随钻具一起入井，到达井底后，依靠泥浆泵投球加压机械释放工艺或连续泥浆泵压释放工艺，将测井仪器自保护装置内释放出来；仪器在时间预置和电磁控制作用下，由电池供电开始工作，并随钻具上提，记录测井信息[2]，测量完毕，将存储器内的测量数据读出后剔除无效数据，并结合刻度数据将测井原始数据转化为工程数据的测井技术。

尽管存储测井仪器直径有60 mm，可与4"钻具配合完成测井作业，但对于顺南地区高温高压井，存储测井技术存在两方面问题：一是目前国内尚无耐高温存储仪器，二是存储仪器自保护装置内释放前后的泥浆压强测试对比会破坏井筒泥浆体系，易引起井控风险。

对于顺托果勒南区块超深高温高压井，裸眼井电缆软测、钻具输送和存储测井都存在相应的安全风险，且常出现测井资料不足或缺失，而RMT测井是补充裸眼测井资料不足或缺失的可行办法。

2 RMT测井的可行性

RMT测井可实施非弹性散射、俘获和氧活化三种测量模式，可测量128条测井曲线，测井信息丰富。非弹模式测井信息可进行岩性指示、划分储集层、确定泥质含量、计算孔隙度和含油(气)饱和度；俘获模式测井技术可计算地层孔隙度、含油(气)饱和度、判断油(气)水层；氧活化模式技术可确定地层出水层段、测量水流速度。因此，利用套管RMT测井技术，可划分储层、确定泥质含量、孔隙度、含油(气)饱和度[3]，特别适用在裸眼测井资料不足或缺失情况下的套后测井地质评价。

由于RMT可实现过油管测井，根据水力输送测井原理(图1)，在循环井筒液体充分降低井温前提下，可利用非高温仪器完成套管RMT测井。其具体措施是，套管内下入油管管串，下带筛管及堵头，下至井底后，利用泵车向井内注入冷水，充分循环井筒内液体以达到降温效果，然后自油管内下入RMT仪器。对于直井、定向井，依靠重力自由下放仪器至井底；对于大斜度井、水平井，自由下放遇阻后，可利用水力输送仪器至井底。若发现井下温度仍过高，此时可再次循环降温后上提电缆测井。为保证施工安全，需采用高强度测井电缆。

图1 水平井水力输送测井原理

河南测井公司有两套RMT测井系统，耐温163 ℃、耐压103 MPa，分别于2007年和2013年投入生产应用，累计完成209井次测井(表2)，其中水力输送30井次，测井一次成功率100%，积累了成熟的的施工技术。依据RMT测井结果，很多井采取后续措施都取得了良好的增油效果，部分典型井，如TK924H、新浅25-平7、J4-137、双观6井增油效果都很好(表3)。

表2 RMT测井统计

表3 部分井增油效果统计

TK924H是西北油田分公司的一口割缝筛管完井，筛管段4 761～5 040.38 m，原产状为日产油0.9 m3、水68.3 m3，含水98.7%。2013年11月23～24日对该井水平段进行水力输送RMT测井。依据测量结果，解释4号层为油层，后在4 716～4 750 m段射孔求产，日产液29.47.5 m3、油24.375 m3，含水17.2%。

新浅25-平7井是河南油田一口稠油水平井， 2009年2月12日投产H3Ⅰ22层，射孔段为799.0～870.0 m，属注汽开采，原产状为日产油0.7 m3、水17.6 m3。RMT测井结果表明，635.6～707.8 m为未利用层段，712.6～794.6 m为潜力段，已利用层段799～870 m的剖面动用差异大，799～803.8 m、811.6～824.5 m、825.3～845.3 m段的动用程度高，水淹严重，而层段859.1～870.0 m动用程度低。为进一步挖掘目前生产层段H3Ⅰ22层下段799～870 m的剩余油潜力，将注汽口位置由647.06 m调整到855.00 m，并注氮气闷井热采，日产油7.2 m3、水14.1 m3。

楼365井采用的是套管钻井技术，完钻后直接固井，无裸眼井测井资料。利用套管井RMT测井资料准确计算出了泥质含量、孔隙度、含油饱和度等参数，并进行油水层评价(图2)。试油结果，日产油10.1 m3、水3.2 m3。

图2 楼365井RMT测井解释成果图

对于顺托果勒南区块8 000 m垂深套管井，在井内液体是水的情况下，其井底压力不会超过100 MPa，现有的RMT仪器可满足耐压要求，并通过冷水循环井液，使井内温度降至RMT仪器耐温范围内，以实施RMT测井，补充裸眼井测井资料的不足。

3 结论

(1)鉴于RMT测井技术的成功应用以及成熟的水力输送测井技术，可在顺托果勒南区块进行循环降温测井试验。

(2)电缆软测、钻具输送和存储测井工艺在顺托果勒南区块超深高温高压测井存在较多问题。只有在配套超高强度电缆前提下，才可以相对安全地实施电缆软测。

(3)对于顺托果勒南区块垂深8 000 m以内套管井，其可通过冷水注入循环降温技术使井筒内温度降至163 ℃以内。

[1] 石油行业测井标准委员会.SY 5726-2011石油测井作业安全规范[S].北京：石油工业出版社，2011.

[2] 任中豪，张文昌. LWF存储式测井在冀东油田的应用[J].石油天然气学报，2012，(9)：222-223.

[3] 贺红丽. RMT测井技术在低阻油层识别中的应用[J].内蒙古石油化工，2011，(7)：184-185.

编辑：刘洪树

1673-8217(2015)04-0111-03

2015-01-07

李光军，高级工程师，1961年生，1982年毕业于江汉石油学院地球物理测井专业，主要从事测井技术及管理工作。

P631.83

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