臧德福

（中石化勝利石油工程有限公司測井公司，山東 東營 257096）

0 引 言

頁巖油氣藏的低孔隙度、低滲透率物性特征［1］使得要獲得較高的收益率就需要加快鉆井速度，提高單井產(chǎn)能［2］。頁巖油氣之所以能夠大規(guī)模投入開發(fā)，主要是建立在水平井技術(shù)（及大型壓裂技術(shù)）發(fā)展的基礎(chǔ)上［3－4］。鉆井提速對(duì)測井的時(shí)效要求在水平井段儀器下井一次需要完成所有測井項(xiàng)目。頁巖油氣藏的地層特點(diǎn)、長水平井段井眼給測井帶來了新的難題。本文分析了頁巖井的測井難點(diǎn)，根據(jù)大量現(xiàn)場實(shí)踐比較現(xiàn)有水平井測井技術(shù)在頁巖井中的適用性，研究提高測井成功率和時(shí)效的技術(shù)改進(jìn)方案，對(duì)水平井測井技術(shù)在頁巖油氣井中的應(yīng)用進(jìn)行探索。

1 頁巖油氣井測井難點(diǎn)

1.1 井壁穩(wěn)定性差

頁巖油氣富集地層主要為硬脆性頁巖。頁巖地層微裂隙較發(fā)育且易水化分散，在頁巖油氣鉆井過程中易發(fā)生剝蝕、掉塊等井壁失穩(wěn)［5－6］。井眼軌跡設(shè)計(jì)通常沿最小水平主應(yīng)力方向鉆進(jìn)，增加了井壁失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)［7］。井壁穩(wěn)定性差容易導(dǎo)致坍塌、井眼不規(guī)則，造成測井過程中儀器、電纜阻卡。

1.2 長水平井段

為了獲得更大的儲(chǔ)層泄流面積，提高單井油氣產(chǎn)量，頁巖井大多采用長水平井段鉆井［8－9］。長水平井段鉆井過程中由于摩阻大，鉆具托壓，容易造成井眼軌跡變化大，增加測井難度。一方面，如果套管下深較淺，因旁通不能出套管，采用濕接頭測井就需要進(jìn)行多次對(duì)接，這將大大延長井口占用時(shí)間，增加測井風(fēng)險(xiǎn)；另一方面，復(fù)雜的井眼軌跡給資料質(zhì)量控制造成困難。

1.3 井漏、井涌等異常情況

中國典型頁巖油氣富集地區(qū)的地質(zhì)資料表明，頁巖地層微裂隙較發(fā)育，鉆井過程中易發(fā)生鉆井液漏失［10］；井漏的發(fā)生會(huì)帶來井壁失穩(wěn)，給測井施工帶來障礙。

某些地區(qū)的頁巖油氣井，當(dāng)鉆遇裂隙較發(fā)育的頁巖層段時(shí)易發(fā)生氣侵、井涌和井噴［11－12］。在這類井中進(jìn)行施工時(shí)，應(yīng)采用有利于工程處理的測井工藝，一旦發(fā)生井涌能夠及時(shí)進(jìn)行封井、壓井，避免人員傷害和財(cái)產(chǎn)損失。

2 頁巖水平井測井技術(shù)

中國在水平井測井中最常采用的是濕接頭鉆具輸送水平井測井技術(shù)。該項(xiàng)技術(shù)工具多、配套全、隊(duì)伍多、經(jīng)驗(yàn)豐富。雖然濕接頭式水平井測井技術(shù)已基本完善，但由于其攜帶電纜和需要井下對(duì)接，在復(fù)雜井況水平井中應(yīng)用受到一定的限制；另一方面，老式濕接頭工具存在的對(duì)接成功率不高和脫槍等問題，也很難滿足頁巖井施工一次完成的要求。

無電纜存儲(chǔ)式水平井測井是近幾年發(fā)展起來的水平井測井新技術(shù)，這種方式擺脫了電纜和井下對(duì)接的困擾，因此，很快得到了推廣應(yīng)用。但由于還處于應(yīng)用初期，在施工成功率、采集資料質(zhì)量等方面有待完善。

隨鉆測井（LWD）同樣擺脫了電纜連接問題，且具有實(shí)時(shí)獲取測井資料的優(yōu)勢(shì)，但中國隨鉆測井儀器還處在研發(fā)階段，一般只能完成井斜方位、電阻率等部分信息的采集，無法取全資料。國外公司隨鉆測井服務(wù)收費(fèi)昂貴，中國未在頁巖井中進(jìn)行規(guī)模應(yīng)用。這里只探討普遍采用的濕接頭方式和正在各油田推廣的無電纜存儲(chǔ)方式水平井測井技術(shù)在頁巖井的應(yīng)用。

2.1 濕接頭式水平井測井

濕接頭式水平井測井是將儀器通過轉(zhuǎn)換接頭與鉆桿連接，井下儀器裸露在井筒內(nèi)；由鉆具將儀器輸送到預(yù)定深度，電纜由旁通短節(jié)進(jìn)入鉆桿內(nèi)腔，連接加重桿和泵下接頭下放，泵下槍與井下儀器頂部的公頭在鉆井液中實(shí)現(xiàn)電氣和機(jī)械連接。鉆具下放時(shí)進(jìn)行向下測量，到達(dá)目的層底部后，打開儀器推靠臂，上提鉆具進(jìn)行向上測量。濕接頭水平井測井工具主要由旁通短節(jié)、轉(zhuǎn)換短節(jié)、公頭總成和泵下槍組成。

2.1.1 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

濕接頭式水平井測井技術(shù)可以應(yīng)用于所有測井儀器；能在各種井斜角的斜井和水平井中獲得質(zhì)量與常規(guī)電纜測井相當(dāng)?shù)臏y井信息；能夠?qū)崟r(shí)監(jiān)控測井資料質(zhì)量；在下放和上提時(shí)都可以進(jìn)行資料采集，上下對(duì)比為資料質(zhì)量提供了控制依據(jù)。濕接頭是目前中國水平井測井的主要技術(shù)手段。

2.1.2 工藝缺陷

儀器始終連接在鉆桿底部，無保護(hù)措施，儀器下放過程中與井壁溝槽碰撞，易損傷儀器；影響濕接頭連接成功率的因素較多，易發(fā)生對(duì)接失??；測井過程中濕接頭在外力作用下（如來自鉆具內(nèi)和環(huán)空之間的鉆井液壓力差）易脫開連接，導(dǎo)致通信中斷；旁通以上的電纜在鉆具外面，起下鉆過程中的碰撞、擠壓易造成電纜損壞［13－14］。

2.1.3 頁巖水平井濕接頭技術(shù)改進(jìn)方案

針對(duì)頁巖井測井難點(diǎn)，為了提高測井成功率，縮短井口占用時(shí)間，對(duì)旁通短節(jié)、泵下槍、魚雷總成、公頭及外殼、井口坐滑輪進(jìn)行了技術(shù)改進(jìn)。現(xiàn)場應(yīng)用證明，新型濕接頭工具更加便捷、易用、時(shí)效高、安全可靠。

（1）旁通短節(jié)是電纜進(jìn)入鉆桿內(nèi)腔的通道，旁通以下電纜在鉆桿內(nèi)，旁通以上的電纜位于鉆桿與套管之間。

老式旁通短節(jié)采用電纜夾板和剪切螺絲固定電纜的方式，電纜夾板由14個(gè)六方螺絲固定，另外需要安裝6個(gè)剪切螺絲，安裝繁瑣，耗時(shí)長。

新設(shè)計(jì)的旁通短節(jié)使用壓板銅套壓緊電纜，安裝便捷；在旁通通道下部設(shè)置密封球，一旦拉出電纜，密封球上移堵塞通道，防止壓力泄漏，在出現(xiàn)異常情況時(shí)方便井隊(duì)進(jìn)行壓井處理。

（2）泵下槍在電纜的底部，用于完成與公頭之間的對(duì)接，其設(shè)計(jì)直接影響對(duì)接的成功率和連接的可靠性。

老式泵下槍的加重桿是表面光滑的空心圓柱體。對(duì)接時(shí)，開泵打壓泥漿對(duì)泵下槍的推力不夠，需要增加泥漿泵的排量和泵壓。泵下槍的槍頭平滑，在對(duì)接時(shí)泥漿無法及時(shí)排空，造成對(duì)接困難；同時(shí)，在向下測量時(shí)，由于泥漿的上返浮力易造成公母頭脫開。

新式泵下槍在加重桿上加裝了扶正裝置、本體刻有環(huán)形錐面銑槽、泵下槍頭設(shè)置導(dǎo)流槽。扶正裝置使加重桿居中，提高大斜度情況下的對(duì)接效果；環(huán)形錐面增加了開泵打壓時(shí)的推力；導(dǎo)流槽減輕了泥漿上返時(shí)對(duì)泵下槍的浮力，與改進(jìn)后的加重桿共同完成公母頭的可靠對(duì)接。

（3）魚雷總成是電纜與母頭的連接體，它的作用是將軟連接過渡到硬連接，并形成整個(gè)連接串的弱點(diǎn)，便于在發(fā)生井控事件時(shí)拉出電纜。

老式魚雷采用砸錐體方式，每次施工都要重新制作、試驗(yàn)，而且拉斷力不易控制。

改進(jìn)后的魚雷采用絲扣方式擠壓電纜，形成弱點(diǎn)拉力，操作簡單，提高了安全系數(shù)，由原來的30 min工作量縮短到10 min即可完成，縮短了工時(shí)，并且可以重復(fù)使用。

（4）公頭及外殼在儀器的頂部，公頭與母頭連接實(shí)現(xiàn)電纜通信，公頭外殼及轉(zhuǎn)換短節(jié)實(shí)現(xiàn)鉆具與儀器連接。

老式公頭采用針式連接，7根公頭插針突出并在一個(gè)平面上，在井下容易被泥漿中的雜物堵塞，造成對(duì)接困難。公頭下部與外殼之間泄壓孔道不暢，打壓對(duì)接時(shí)易損傷公頭總成。

改進(jìn)后采用新型棒式公頭，電極依序在棒針上排列，棒針周圍不會(huì)有泥漿中的雜物留存，易于對(duì)接；棒針電極接觸面積大，更適宜帶推靠等大電流下井儀器供電；公頭與外殼之間設(shè)置了3個(gè)泄壓通道，避免了打壓對(duì)接時(shí)泥漿沖刷對(duì)公頭總成的損傷。

（5）井口坐滑輪的作用是將電纜引到井口一側(cè)，避免起下鉆過程中鉆具擠壓電纜。

老式坐滑輪由于無法固定，需要在井口焊接，施工完畢還要錘砸進(jìn)行拆卸，工序復(fù)雜，耗時(shí)長，存在安全隱患。

新式坐滑輪依據(jù)井口結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，增加腿部支撐，可以直接坐放在井口一角，穩(wěn)固牢靠，消除了井口焊接可能帶來的安全隱患，節(jié)省了時(shí)間；滑輪導(dǎo)槽加深，電纜低于邊槽，有效地保護(hù)電纜不受鉆具碰撞擠壓。

焦××－HF井井深3 653 m，水平井段采用8.5 in＊＊ 非法定計(jì)量單位，1 ft＝12 in＝0.304 8 m，下同鉆頭，長1 157 m，采用改進(jìn)后的濕接頭水平井技術(shù)下井一次測量成功。圖1是該井部分頁巖氣層段的測井曲線。

圖1 焦××－HF井濕接頭工藝測井曲線

2.2 無電纜存儲(chǔ)式鉆桿輸送測井

2.2.1 測量原理

無電纜存儲(chǔ)式鉆桿輸送測井設(shè)置有專門的儀器保護(hù)套，測井時(shí)在保護(hù)套內(nèi)裝入測井儀器串，然后將保護(hù)套連接到鉆桿底部。下鉆過程中，測井儀器懸掛在上懸掛器上，用鉆桿輸送到井底后，利用數(shù)控方式（泥漿脈沖信號(hào)）或機(jī)械方式（投棒）將儀器從保護(hù)套內(nèi)釋放。這時(shí)，測井儀器串裸露在鉆具下部的井筒內(nèi)，儀器串頂部掛接在下懸掛器上（見圖2），隨鉆具上提進(jìn)行測井。

圖2 測井儀上下懸掛器

無電纜存儲(chǔ)式鉆桿輸送測井系統(tǒng)采用電池供電，測井?dāng)?shù)據(jù)存儲(chǔ)在井下大容量內(nèi)存中。系統(tǒng)由地面儀器、井下管具和井下儀器3部分構(gòu)成。井下管具主要是儀器保護(hù)套和釋放器，井下儀器串由井斜方位／自然伽馬組合儀、深中淺電阻率、聲速測井儀、井徑、補(bǔ)償中子／巖性密度組合儀等組成。

2.2.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

采用特制保護(hù)套在循環(huán)泥漿和鉆具轉(zhuǎn)動(dòng)、震動(dòng)時(shí)儀器得到很好的保護(hù)；沒有電纜連接，不存在對(duì)接失敗，也沒有旁通以上電纜出套管問題，適用于長水平井段測井施工；儀器直徑60 mm，適用測井井眼范圍3～12 in，特別適合于目前部分采用6 in鉆頭的頁巖水平井。從安全角度，對(duì)于井況復(fù)雜、起下鉆困難以及易發(fā)生井涌、井漏或含有高壓氣層的井，無電纜存儲(chǔ)式施工時(shí)易于突發(fā)情況的井控和應(yīng)急處理。

腰××－HF井井深5 129 m，水平井段采用6 in鉆頭，長1 403 m，井眼小，井況復(fù)雜，采用無電纜存儲(chǔ)式技術(shù)一次下井順利完成測井施工。圖3是該井部分氣層段的測井曲線。

圖3 腰××－HF井無電纜存儲(chǔ)式測井曲線

3 2種測井工藝在頁巖井的適用性分析

3.1 時(shí)效測算

為了壓縮成本，提高效益，頁巖井測井要求比常規(guī)水平井測井具有更高的測井時(shí)效。通過1年多的頁巖水平井測井實(shí)踐，對(duì)頁巖水平井測井的時(shí)效進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析。以井深4 300 m、套管下深3 000 m、水平段長1 300 m為例進(jìn)行模擬測算，對(duì)2種水平井測井方式的時(shí)效進(jìn)行對(duì)比。濕接頭設(shè)計(jì)在2 800 m（井斜80°）處對(duì)接，按照濕接頭式水平井測井的施工流程和以往施工數(shù)據(jù)，測算得到濕接頭施工占用井口時(shí)間（見表1）。按照無電纜存儲(chǔ)式施工流程和近期施工數(shù)據(jù)，測算得到其占用井口時(shí)間分布（見表2）。

表1 濕接頭式水平井測井時(shí)間測算表

表2 無電纜存儲(chǔ)式水平井測井時(shí)間測算表

3.2 對(duì)比分析

從占用井口時(shí)間來看，對(duì)于一口井深4 300 m、套管下深3 000 m的頁巖水平井，濕接頭式水平井測井從連接儀器到儀器起出井口約為44 h，而無電纜存儲(chǔ)式只需要34 h，無電纜存儲(chǔ)式測井少占用井口10 h。從獲取資料的時(shí)效性分析，濕接頭式測井資料在上測完成后（約為35 h）即可獲得，而無電纜存儲(chǔ)式因其數(shù)據(jù)讀取和資料處理時(shí)間較長，則最終需要41 h才能提供測井資料。

從實(shí)時(shí)監(jiān)控和資料質(zhì)量角度，濕接頭式能夠連接更多的儀器，資料較全，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測儀器工作狀態(tài)和資料質(zhì)量，而無電纜存儲(chǔ)式因其測井資料在存儲(chǔ)器中，要等到儀器出井口后才能讀取數(shù)據(jù)，無法監(jiān)控測井儀器工作狀態(tài)和資料質(zhì)量。

從應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況和井控安全角度分析，無電纜存儲(chǔ)式由于下鉆過程中儀器在保護(hù)套內(nèi)得到很好的保護(hù)，因此不受阻、卡及鉆具劇烈活動(dòng)的影響，不影響鉆井進(jìn)行應(yīng)急處理；能夠滿足小直徑、長水平井段測井。濕接頭式由于儀器連接在鉆桿底部，無保護(hù)措施，下放過程中與井壁碰撞易損傷儀器，影響濕接頭連接的多種因素易導(dǎo)致對(duì)接失敗，測井過程中濕接頭在外力作用下有可能脫開連接，旁通以上在鉆具外面的電纜會(huì)因起下鉆過程中的碰撞、擠壓造成損壞。

4 結(jié)束語

（1）中國頁巖油氣藏的勘探開發(fā)正處于起步階段，頁巖油氣水平井測井技術(shù)也在不斷發(fā)展完善中。濕接頭和無電纜存儲(chǔ)式測井是目前水平井測井的主要技術(shù)手段。針對(duì)頁巖油氣水平井測井需求，對(duì)濕接頭工具進(jìn)行的多項(xiàng)技術(shù)改造和成功試驗(yàn)大大提高了測井的成功率和時(shí)效。

（2）從測井資料時(shí)效性、可控性、技術(shù)的成熟度、施工隊(duì)伍和施工經(jīng)驗(yàn)以及設(shè)備配備等方面考慮，濕接頭式水平井測井技術(shù)是現(xiàn)階段頁巖油氣水平井測井的最佳選擇。應(yīng)對(duì)長水平井段、小井眼和各種復(fù)雜井況（高壓氣井、起下鉆困難井等）以及從井控安全方面考慮，無電纜存儲(chǔ)式測井技術(shù)是更好的解決方案。

（3）長遠(yuǎn)看，隨鉆測井（LWD）既擺脫了電纜連接問題，又能夠?qū)崟r(shí)獲取測井資料。如果實(shí)現(xiàn)滿貫儀器測量，取全資料并保證質(zhì)量，則隨鉆測井具有更大優(yōu)勢(shì)。

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