φ70 泵出式测井系统应用分析

张建波 吕港建 何艳海 王玉安 贾海波 栗 欢

中国石油测井天津分公司 天津 300280

石油工业的不断发展，促进了钻采工艺水平的不断提高。为了勘探开发的需要，出现了大量大斜度井、水平井，同时井筒扭方位、垮塌、溢流等复杂井况也越来越多，裸眼井电缆测井施工难度越来越大。为应对复杂井况，降低施工风险，越来越多的油井采用泵出式测井技术[1]，又称过钻杆存储式测井技术。

1 φ70 泵出式测井系统简介

泵出式测井是钻具下至目的层后，将测井仪器串从钻具中释放出去，起钻时数据采集存储在仪器中[2]。包括两种方式：钻杆输送泵出式存储测井和电缆输送泵出式存储测井。目前天津分公司投入使用的φ70 存储式仪器（70 系列）采用钻杆输送泵出式存储测井技术，在井口按照下悬挂器、保护套、上悬挂器的连接顺序，将直径70mm仪器串安装到保护套中，最上端连接释放器后坐在上悬挂器中；钻具到达预定深度后，井口投棒打压切断释放器剪切销释放仪器串，接着上提钻具至仪器串完全释放出去的高度；再通过压力对比信号变化确定仪器串完全固定在下悬挂器中；释放过程完成，起钻上测；待钻具起出，读取仪器中存储的数据，结合时间深度文件进行转换匹配，最后用5700 系统回放正式资料。

天津分公司在用φ70 泵出式测井系统采用175℃/ 140MPa 及200℃/ 140MPa 两种温度压力指标，服务项目包括井斜方位、自然伽马、补偿中子、岩性密度、井径、高分辨率阵列感应、双侧向等完井项目，以及交叉偶极子阵列声波、自然伽马能谱等特种项目。

2 φ70 泵出式测井系统的优缺点

由于每个测井项目的仪器单独供电，不同项目仪器之间只有机械连接，没有电路连接，因此不会出现某支仪器电池故障导致全部仪器不工作的情况，提高了仪器测井成功的可靠性；仪器轻、工艺相对简单、作业时间短，大大降低了施工人员劳动强度；下钻过程中仪器在保护套中，相对常规钻具输送电缆测井盲下过程，安全性大大提升；泵出施工整个过程中，井筒可以充分建立循环通道，有效地为复杂井况提供了测井解决方案；对套管短、水平段长的井，大幅度缩减了测井施工时间[2]，提高测井效率；测井资料采用5700 格式，解释与5700 兼容。不同井测井方式优缺点对比如表1 所示。

表1 不同井测井方式对比

由于每只仪器单独供电、没有电路连接，导致仪器串整体偏长，完井施工中侧向和阵列感应项目都需要时，整串仪器长59.6m，最上方的岩性密度、补中、伽马的曲线延迟都在50m 附近，如果施工井口袋不够会导致一些曲线部分层位漏测；该系列仪器通过钻具作为保护套，通过调长短节仪器与保护套长度匹配，一旦仪器长度略长于单根保护套长度时，至少需要增加8m 调长短节仪器，使整体仪器变长，增加施工风险；目前尚无三参数，无法采集相关数据；从仪器安装完成到最后起出，中间过程无法监控仪器状态；相对于常规89mm 完井仪器，个别资料质量精度稍显不足。

3 施工中常见问题及解决方案

3.1 下钻过程憋压

泵出式仪器释放器中安装6 个剪切销钉，正常投棒后球座口5.1MPa 切断剪切销，仪器即释放（表2）。在下钻过程中，要求钻井队循环顶通时泵压不超过5MPa。受泥浆性能、静止时间等情况影响，在开泵循环时可能导致憋压。例如在庄X 井施工中，600m 顶通单泵单阀尔泵压1.2MPa；870m 顶通时泵压急剧升高至5MPa，多次停泵开泵后建立正常循环，泵压1.5MPa；下至1150m 顶通，开泵升压至7MPa 马上停泵，压力不回零，起钻5 柱检查，泵压仍不回零。现场判断分析认为是泥浆原因导致憋压，决定起钻检查。起出后发现仪器未释放，上悬挂器被砂石子堵住释放器水眼，下悬挂器由于未能正常循环被泥饼糊死（图1）。随后，井队加扶正器通井，加长循环时间；再次测井时缩短顶通循环钻柱数，仪器顺利到底，施工顺利完成。

图1 释放器上悬挂器及下悬挂器被砂石子和泥饼堵塞

表2 剪切销个数与球座口剪切力对照表

3.2 卡钻

目前采用的投棒释放，一般根据泥浆到达释放器位置计算时间，不可避免会与实际到达时间有偏差。为防止仪器提前释放后，活动钻具导致仪器承压受损，一般提前将钻具静止在距井底0.5m 左右一段时间，以提高施工安全性。测井施工前会告知钻井队做至少15min 钻具静止实验，确保释放后起钻不粘卡。部分井若无法满足钻具静止15min 要求，可以采取静止- 上提- 静止- 上提的方式实现安全测井。例如在板X 井憋压后上提卡钻，卡钻后将钻具下放至钻具悬重，缓慢旋转钻具解卡。第二次施工通过加微珠、石墨的方式调整泥浆，最终能达到7min 左右静止时间。采取每静止7min 将钻具上提3m（略大于钻具伸长量）左右再静止，最终仪器成功释放，且仪器外观正常，数据齐全。

3.3 仪器释放失败

目前，天津分公司φ70 泵出式测井施工释放成功率在98%以上，高于国内其他泵出系列。在下钻过程中，顶通和井底的循环非常重要，下钻顶通泵压不应超过5MPa，到底后必须循环彻底，确保保护套中无杂物，投棒释放后采取合适的泵压小排量推靠仪器。在某井施工中，井径推靠臂中卡石子导致仪器无法释放。在歧X 井施工中，套管中20 柱一顶通，裸眼中10 柱一顶通。仪器释放前，泵压单泵单阀尔3MPa，对比高压3 阀尔12.5MPa。从仪器释放后到钻具起至仪器完全释放出去的位置，循环泵压保持3MPa；再次打高压信号时，泵压升至9.0MPa 后立即下降至7.0MPa，马上又上涨至16.0MPa；立即停泵再开，泵压涨至21.0MPa；第三次开泵，泵压稳定在15.0MPa。单阀尔泵压由起钻前3.0MPa 上涨至4.0MPa。起钻完检查，发现仪器释放不到4m，卡在钻具中;接无拉力棒打捞头，拉5.5t 解卡，发现感应、井径、声波仪器有划痕或挤压痕（图2）。针对以上问题，天津分公司优化改进制作一批带拉力棒打捞马龙头，确保了施工的安全性。

图2 仪器划痕和冲压痕

3.4 其他情况

φ70 泵出式测井由于起下钻过程中无法直接观察仪器状态，因此会面临一些其他异常情况。

（1）仪器本身出现故障，导致录取数据不全。需要及时进行仪器维护保养，对内部电路部分仔细检查。

（2）带推靠臂仪器在起钻时卡断，扶正器在井眼中磨断等（图3）。因此，在生产准备过程中，要及时更换扶正器簧片，检查仪器螺丝、定位顶丝等，确保仪器机械部分正常。

图3 偏心弓断裂

（3）为保证仪器安全，通常做法是钻具下至井底释放。因为一些特殊原因，采取目的层悬空释放，仪器从钻具中出去轨迹不好控制，如果速度过快就会造成仪器损坏，尤其是声波仪器及带晶体仪器。悬空释放前要确保井眼正常，同时循环泵压、排量控制在合理范围，不能太大。

（4）施工中遇到溢流、井漏等风险。例如，在官X 井投棒后循环打压时发生井漏，无法观察压力显示情况。如果井漏在投棒前发生，相关方一定会放弃测井。面对这种投棒后发生井漏的情况，双方及时沟通后，紧急处理泥浆，及时灌浆确保井筒相对安全，最后仪器成功释放，获取全部资料。溢流井相对简单一些，首先要确保水眼畅通，必要时加大排量，调节泥浆密度，满足测井要求时再施工。需要注意的是，施工前要确定安全时间，确保仪器电池工作时间足够，仪器满足较长时间井底停留的温度压力要求。

4 总结

φ70 泵出式测井系统，面对复杂井、水平井等施工中有着极强的可靠性，释放成功率高，有效降低了测井风险，提高了测井时效[3]，为油田勘探开发节省了成本，获得了齐全的地质资料。天津分公司在应用过程中，通过不断改进完善，形成了一系列成熟可靠的施工工艺流程。同时，该系列泵出式仪器在仪器可靠性、保护套匹配等方面仍有可改进的空间。针对油气上窜速度过快、井控风险大、狗腿度大扭方位、井眼工程复杂，以及井筒处理时间长等情况，施工人员要具备应对处理复杂工况作业的能力。