俄罗斯录井技术现状与应用前景分析

杨明清

(中石化石油工程技术服务有限公司工程技术部，北京 100020)

俄罗斯石油天然气资源非常丰富，在勘探开发过程中形成了系统的勘探开发技术，且其勘探开发技术自成体系[1]。俄罗斯的综合录井技术起步较早，20世纪70年代就已经研发出比较完善的综合录井仪，我国首批录井仪就是从俄罗斯引进的[2]。近些年，俄罗斯录井技术发展速度放缓，其录井技术与欧美相比整体水平稍显落后[3]，但某些录井传感器、特色录井技术仍具有一定的优势[4-5]。近些年，我国录井技术发展迅速，在仪器研发、钻井参数采集、气体参数分析和地质参数应用等方面取得了很大进步，但某些特色录井技术有所欠缺。中俄录井技术具有很强的互补性，引进俄罗斯的优势录井技术，可以弥补我国录井技术短板，提高我国录井技术水平。

1 俄罗斯综合录井技术现状

1.1 综合录井仪研发技术

俄罗斯的综合录井仪研发起步较早，其代表公司为地球物理股份有限公司，该公司的前身是俄罗斯地球物理研究院。该公司于1977年推出了圆桶综合录井仪，其仪器房外形犹如盛水的圆桶，具备气体检测、钻井参数采集等功能[6]；1979年，该公司研发出第一代综合录井仪Геотест-1，其仪器房与普通野营房没有大的差别，但该录井仪已经具备了现代综合录井仪的功能，包括气体检测、钻井参数采集、地质参数分析等[7]；经过持续研发，该公司于2002年推出了Геотест-5综合录井仪，该录井仪销往俄罗斯彼尔姆、鞑靼、巴什基尔、果戈里木、伊尔库茨克等各大地球物理公司，应用于俄罗斯各大油田，时至今日，俄罗斯各油田主要采用该录井仪进行录井[8]。此外，俄罗斯萨拉托夫、特维尔等一些地球物理公司也研发综合录井仪，但实力远不能与地球物理股份有限公司相比，很多设备及技术仍需依托地球物理股份有限公司[9]。

1.2 钻井参数分析技术

俄罗斯录井传感器的技术水平和所用传感器的数量、种类与我国大体相当，一般需要绞车传感器1个，转盘转速传感器1个、泵冲传感器2～3个，悬重传感器1个、立压传感器1个，机械扭矩传感器或电扭矩传感器1个，钻井液密度、温度、电导率传感器各2个，钻井液出口流量传感器1个，液位传感器3～5个，固井过程监控设备1套等[10]。每个传感器采集一个参数，所采集的参数经过逻辑计算，衍生出钻时、dc指数、钻头压降等300多个间接参数，这些参数不但完整客观地记录了整个钻井过程，便于后期查证，而且可根据各个参数的逻辑关系及变化，准确预测钻井故障，如井涌、井漏、断钻具、钻头泥包和钻具遇阻等，为保证钻井安全提供支持[11]。

1.3 脱气技术

俄罗斯的脱气器大体分为4类，分别为浮子脱气器、电动脱气器、气动脱气器和热真空脱气器。浮子脱气器质量小、成本低，但脱气效率低，应用范围小，只能应用于开发井、气井等[12]；电动脱气器不易损坏，应用范围广，脱气效率较高[13]，是目前俄罗斯录井应用最广泛的脱气器；气动脱气器需要空气压缩机提供动力，操作相对繁琐，但防爆功能强，适合在危险性较高的井场使用，安全要求较高的油气田录井时应用该脱气器[14]；热真空脱气器的脱气效率极高，几乎达到100%，测量结果非常准确，但操作繁琐、不能在线测量，只能用于重点井或某些井的重点井段[15]。

1.4 气体检测分析技术

俄罗斯气体检测分析技术一般应用于烃类气体检测、二氧化碳气体检测和硫化氢气体检测。烃类气体检测大多使用气相色谱仪，少部分使用红外气体检测仪。俄罗斯地球物理股份有限公司生产的红宝石牌系列气相色谱仪采用热化学原理检测全烃，采用FID方式分析烃组分，可分析C1—C5的烃组分，分析周期100 s，最小检知体积分数1.0×10-5[16]；该公司还生产综合色谱仪，综合色谱仪采用FID方式检测全烃和分析烃组分，可分析C1—C5及更多碳原子数烃的烃组分，分析周期100 s，最小检知体积分数1.0×10-5，其质量为120 kg[17]。俄罗斯联合能源服务集团公司生产的“石油检测”系列色谱仪，采用TCD检测方式，可分析C1—C5的烃组分，分析周期180 s，最小检知体积分数1.0×10-5，需要预热60 min[18]。新西伯利亚地球物理仪器仪表制造设计所生产的“有色体”系列色谱仪，采用TCD检测方式，可分析C1—C5的烃组分，分析周期80 s，最小检知体积分数1.0×10-5[19]。检测二氧化碳和硫化氢的设备为通用设备，选择余地大，兼容性强。

1.5 岩屑参数分析技术

俄罗斯分析岩屑参数的手段与我国差别不大[20]。一般配备电子天平、高倍显微镜、岩屑分析筛和岩屑烘干箱等必备测量仪器[21]。此外，荧光灯用于干湿岩屑的荧光分析；四氯化碳用于滴照荧光分析[22]；岩屑密度计用于分析泥页岩的密度，判断地层压力；碳酸盐岩分析设备用于测定碳酸盐岩的含量；密度孔隙度分析仪可同时测定岩屑的密度和孔隙度；剩余油测定仪可测量岩屑内剩余油的含量，一般用于老油田开发[23]。

1.6 录井信息化技术

俄罗斯录井信息化技术主要用于井场数据采集、资料处理、数据传输与发布、资料审核和资料综合应用等[24]。录井信息化技术专家及甲方可以实时获取现场资料，前后方协同进行钻井过程监控、油气水发现及落实、储层评价和仪器维修保障等[25]，改变了以往电话、传真汇报或后方专家去井场等落后的工作方式，提高了录井服务质量及工作效率[26]。

2 俄罗斯录井技术特点分析

2.1 仪器房布局简单实用

GeoNEXT综合录井仪、DLS综合录井仪、Advantage综合录井仪、Geolog综合录井仪和我国的综合录井仪的仪器房大多为落地式，卡车将仪器房运至井场后用吊车移至地面，录井作业结束后再用吊车移至卡车上运走[27]。俄罗斯综合录井仪的仪器房一般固定在牵引车的托板上，录井作业过程中不用将仪器房从托板上移至地面，录井作业结束后用牵引车拖走即可，方便灵活，成本低。俄罗斯综合录井仪的仪器房体积较大，长度可达16 m以上，仪器房内部一般分为3个独立空间，分别为气测录井操作间、岩屑录井操作间和生活间，这3部分之间有推拉门，方便工作人员出入，三位一体的格局方便操作人员将综合录井的地质、气测和工程等功能有机结合，发挥整体优势[28]。由于俄罗斯天气寒冷，仪器房地板一般具有电加热功能，仪器房内始终保持较高的温度，既能保证录井仪正常运行，也能让操作人员有一个舒适的工作环境[29]。

2.2 仪器房不具备防爆防雷功能

钻井井场为危险区域，可能从井内溢出易燃易爆和有毒有害气体(如天然气、二氧化碳和硫化氢等)，易燃易爆气体容易引起火灾、爆炸，有毒有害气体会对人身健康造成极大的威胁，甚至危及生命，尤其是海上钻井平台空间相对狭小，逃生困难，对安全的要求更高[30]。Schlumberger、Weatherford、Baker Hughes、Geolog等油田技术服务公司和我国录井公司通常采用正压防爆仪器房，防爆仪器房内部的压力略大于室外大气压力，以保证综合录井仪器房内部不会侵入钻井井场的危险气体，保证综合录井仪运行安全，保护录井资料及操作人员[31]。录井仪的传感器暴露于室外，当遭遇雷击时，强大的电流会通过传感器导线进入综合录井仪损坏仪器，甚至影响钻井施工而造成更大的经济损失。受观念及技术发展的限制，俄罗斯综合录井仪仪器房的安全防护功能不足，不具备防爆和防雷功能[32]。

2.3 录井传感器类型丰富

俄罗斯录井用的绞车传感器，转速及泵冲传感器，立压传感器，电扭矩传感器，钻井液温度、电导率传感器，钻井液出口流量传感器和液位传感器，与国际其他油田服务公司、国内录井公司相比尽管在形状、体积和质量等方面有一定差异，但其测量原理、量程和精度等方面的差别很小[33]。俄罗斯录井用的钻井液密度传感器、大绳拉力传感器、无触点入口流量传感器和液压大钳扭矩传感器与国际其他油田服务公司、国内录井公司相比差异较大，其测量原理、量程和精度等大不相同[34]。俄罗斯不但有传统的压差式钻井液密度传感器，还研发了重锤式钻井液密度传感器及放射源式钻井液密度传感器，测量精度大幅提高，且放射源式钻井液密度传感器放射源的强度极低，对人体几乎没有危害。俄罗斯的大绳拉力传感器通过应变片测量大绳的拉力，进而测量悬重，对环境干扰小，测量精度高。国内大多不直接测量钻井液入口流量，而是根据泵冲速度计算钻井液入口流量，俄罗斯采用超声波测量原理，在不破坏立管的情况下测量钻井液流量。国内一般不测量液压大钳的扭矩，而俄罗斯的综合录井仪一般配有液压大钳扭矩传感器[35]。

2.4 定量脱气能力不足

Schlumberger公司研发了FLAIR定量脱气系统，该系统将脱气室体积固定，以避免脱气钻井液体积变化造成影响；搅拌电机装有稳压器，以避免搅拌速度发生变化引起脱气效率发生变化[36]；脱气室配有加热装置，钻井液温度可保持恒定，能够避免浅井及深水钻井钻井液温度低造成脱气效率过低；补充空气管线装有气阻，使补充空气的量恒定，以避免稀释程度不一致[37]。俄罗斯的脱气器大多采用常规电机带动搅拌棒的方式，其钻井液入口和出口皆暴露在空气中，工作过程中受众多因素影响，脱气器吃入钻井液面有深有浅，造成脱气钻井液的体积有大有小；受钻井液黏度及电压影响，搅拌棒转速有快有慢，造成脱气量有大有小；井深不同，钻井液温度也不同，脱气效率有高有低；脱气空间处于开放状态，补充空气量不恒定，造成检测气体稀释程度不一致[38]。

2.5 气体高精度检测能力欠佳

Weatherford公司研发的GC-Tracer多组分气体检测系统采用多个检测模块叠加的方式，除了检测C1—C5烃组分外，还能检测C6—C8烃组分、苯和甲苯、二氧化碳等，分析周期在60 s以内，最小检知体积分数可达1.0×10-6[39]。国内研发的定量检测系统可分析C1—C8甚至更多碳原子数烃的烃组分，分析周期在90 s以内，若只分析C1—C5，则可在30 s内完成，最小检知体积分数5.0×10-6[40]。俄罗斯色谱仪采用FID和TCD两种检测方式，一般只分析C1—C5烃组分，分析周期为100 s左右，虽然俄罗斯色谱仪的最小检知体积分数为1.0×10-5，但是在检测组分数量、检测周期皆不占优势的情况下给出的，若增加检测组分数量，缩短检测周期，则最小检知体积分数很难达到1.0×10-5。俄罗斯色谱仪体积及质量较大，使用及运输不便，国内色谱仪质量轻便，便于使用及运输[41]。

2.6 录井信息化能力不强

国外录井公司研发了基于WITSML数据标准的信息传输系统，开发了录井信息服务一体化平台，建立了远程作业中心，将地质、钻井、物探、测井、定向和录井等资料进行系统化采集及传输，大大提高了信息量，实现了钻井过程远程实时监测、钻井工程施工优化、复杂情况在线分析、油气显示精确落实和专家远程实时指挥等[42]。随着无线通信技术的发展，井场数据远程传输的实时性、稳定性、连续性大大提高，基本实现了所有井信息传输全覆盖[43]。俄罗斯录井信息化技术处于起步阶段，只对少数重点井的参数进行采集及传输，且受通信技术的限制，在传输速率、稳定性等方面有所欠缺；俄罗斯一般仅采集录井参数，信息量较少；俄罗斯后方专家一般只对获取的数据直接分析，缺少综合应用[44]。

2.7 特色录井技术匮乏

国内录井技术在工程监控、精细化资料采集、油气层发现及评价、后勤支持等方面研发了很多特色技术[45]。俄罗斯录井技术主要包括钻井参数检测分析技术、气体检测分析技术和岩屑分析技术，这3项技术只是综合录井的基本功能，手段相对单一，只能解决不太复杂的油气藏的识别及评价问题，对特殊钻井工艺及复杂油气藏效果欠佳，如超深井钻井安全监控、钻井地层压力实时监测、深水钻井低温钻井液加热及井深准确性、页岩气藏甜点识别、水平井油气层钻遇率、致密油气藏弱显示识别及评价等，这些需要有针对性的特殊设备及技术来解决[46]。

3 应用前景分析

3.1 引进特色录井传感器，提高测量精度

俄罗斯特色录井传感器的测量精度高，应用范围广，对环境及安装条件要求不高，是国内综合录井仪传感器的有益补充。因此，建议引进或研发重锤式钻井液密度传感器，应用于高密度、高黏度钻井液测量；引进或研发放射源式钻井液密度传感器，提高测量精度，考虑放射源受到限制，可以进行国产化或自主研发；引进或研发大绳拉力传感器，应用于传感器安装困难的钻机及温度变化较大的施工区域；引进或研发无触点入口流量传感器，改变流量依靠理论计算、准确性不高的局面；引进或研发液压大钳扭矩传感器，监测大钳的扭矩，避免损伤钻具，保障钻井安全。

3.2 引进固井过程监控设备，实现钻井全过程监控

俄罗斯开发了固井过程监控设备，而国内固井过程中靠人工测量水泥浆密度、温度等参数，不连续，监控力度不强，无法参与系统计算。因此，应引进或研发固井过程监控设备，并开发相应的软件，以便在线测量水泥浆密度、温度、流量和压力等参数，将采集的参数进行系统处理，实时跟踪水泥浆的行进速度、位置等，还可将采集到的参数存储，进行后期回放、分析。固井过程监控设备与综合录井仪配合使用，并将固井软件与录井软件相结合，可将固井过程参数与录井参数融合，指导固井施工，实现钻井全过程监控。

3.3 对俄罗斯录井设备进行改造，提高其适应性

为提高俄罗斯录井设备在我国的适应性，应对其薄弱部分进行升级改造：气体检测方面，升级现有色谱仪，提高检测精度，缩短检测周期；数据采集方面，升级采集接口，提高工程参数采集速率；录井传感器方面，将传感器升级为高精度传感器及无线传感器，提高工程参数采集的准确性及灵活性；安全保障方面，仪器房安装防雷击模块，增强其防雷击功能，避免雷雨天气击毁录井仪，保障录井仪的安全。

4 结论与建议

1) 我国录井技术整体水平高于俄罗斯，但俄罗斯局部录井技术要优于我国。防爆仪器房、气体定量分析、录井信息化、特色录井技术等方面我国的水平高于俄罗斯，而仪器房布局、钻井参数采集、固井过程监控等方面俄罗斯的技术水平优于我国。

2) 建议将俄罗斯优势录井技术引入我国，以补上我国录井技术的短板，提高我国录井技术的整体水平。