四十臂井径成像与动调式陀螺测斜组合测井

徐建平,尤立忠,屈文杰,张进平,刘立志

(1.西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065;2.中国石油大港油田测试公司,天津300280;3.中国石油大港油田第一采油厂,天津300280)

0 引 言

目前油田开发已经进入中后期阶段,套损井数量逐年增加,而且套损程度越来越严重。受套损井等因素影响,开发井数注采井数比下降,在一定程度上影响了注采井网完善程度。因此,有必要深化研究套损检测和预防系列技术。目前,中国很多油田拥有的多臂井径成像测井仪,其测试资料能够提供套损的形状与套损深度[1-3]。为了提高多臂井径成像测井测量准确性,相继开发研究机械井径+磁法井径组合[4]以及机械井径+伽马磁定位组合测井技术[5]等。由于多臂井径成像测井不能给出套损的方位信息,不利于套损确切原因的分析。而陀螺测斜仪器可给出方位数据,许多油田测试单位拥有挠性陀螺测斜仪,应用于老井定向开窗或测斜定位,可在套管内、油管内进行测量,可给出测点井斜及方位角[6]。为能够提供更准确的套损资料,为套损机理的分析、套损的预测以及注采方案的调整提供更为准确的依据,中国发展了方位井径成像测井技术[7-8]。但是由于过去多臂井径成像测井仪和陀螺测斜仪器精度不高,造成组合测井仪器精度较差。考虑目前油田推广应用的四十臂井径成像及动调式陀螺仪器的特点[9],为更好地满足油田套损检测的需求,开发了四十臂井径成像测井与动调式陀螺测斜组合测试技术,并且在现场中进行了实际应用,取得很好的工程应用效果。

1 四十臂井径成像与动调式陀螺测斜组合测井仪器

1.1 组合测井仪器工作原理和结构

(1)四十臂井径仪器工作原理。仪器测量工作时,40个测量臂张开,通过仪器的40个测量臂与套管内壁接触,将套管内壁的变化转为井径测量臂的径向位移,通过井径仪内部的机械设计及传递,变为推杆的垂直位移,差动位移传感器将推杆的垂直位移变化转换成电信号。电动机拖动测量臂扶正臂的打开与收拢,井径仪在居中情况下进行测量。仪器的测量臂由弹簧支撑,沿套管内壁运动,测量臂随套管内壁变化而变化。每支测量臂都对应一支无触点移位传感器,每个测臂的位移变化直接反映到相应的传感器上。将这些位移量处理、编码、传送到地面,由地面将其还原成像。

(2)陀螺测斜仪器工作原理。仪器探头壳体内安装有转动机构、电路板、可转动框架,框架上安装3只石英挠性加速度表和1只挠性陀螺仪。框架旋转轴和探头壳体纵轴对准。框架在转动机构驱动下可绕旋转轴在0°～180°范围内旋转。定位装置保证框架旋转到0°和180°这2个位置上锁紧定位。陀螺测斜仪的核心部件就是3只石英挠性加速度表和1只挠性陀螺仪,陀螺和加速度计通过定位面直接安装在框架上,组成惯性测量组件,该组件通过1对轴承被支撑在外壳上。挠性陀螺和石英加速度计都工作在力反馈状态,它们的输出信号通过反馈控制电路同力矩器构成闭路系统。挠性陀螺测量测点地球自转角速率分量,加速度计测量该点的重力加速度分量。所测信号经采集编码通过单芯电缆送至地面仪器,经计算机解算可得出井筒的倾斜角、方位角和工具面角等参数。

(3)组合仪器工作原理。在不改变2种仪器通讯传输的基础上,通过四十臂井径测井仪与陀螺测斜仪的机械结构及电性参数重新设计,将2类仪器连接。在四十臂仪器内部重新构建新的过线,与陀螺测斜仪螺纹连接。通过多芯测井电缆的使用,使其组成仪器串同时下井,可得到独立的供电和通讯采集。2串仪器硬连接使得四十臂测井仪的测量臂与陀螺测斜仪的高边位置相对固定。通过地面校对固定测臂与陀螺高边(小于3°井斜井采用陀螺仪高边,下井前对北;大于3°采用重力高边)的关系即可在井下获得绝对方位和测量臂的对应关系,当井筒变形被测量臂探测到,使陀螺测斜仪工作得到该位置的绝对方位。组合仪器结构见图1。

实现四十臂井径和陀螺测斜仪组合关键是要实现测井仪器电性参数匹配和机械连接。由于四十臂井径仪的供电电压为90 V,张、收臂电压±105 V;陀螺测斜仪的电路工作电压为120 V,惯性体的工作电压为42 V。四十臂井径的张、收臂电压仪与陀螺测斜仪的电路工作电压接近,工作时容易发生冲突。若采用单芯电缆供电方式,无法避免2支仪器的电压冲突。因此,采用多芯电缆的供电方式(见图1),形成过芯供电电路,解决2种仪器工作电压的冲突。由于四十臂井径仪外径较大,上下连接端接头与陀螺测斜仪无法直接连接并且要形成过芯供电电路,实现多芯电缆的传输,仪器需进行机械结构改造。为此,将四十臂井径仪上接口方式更改为同轴4芯滑环TY43接口方式,伽马磁定位上接口方式更改为1芯TY501接口方式,下端更改为单芯的接口方式,四十臂井径仪下接口方式更改为1芯TY501接口方式。通过机械结构和电路的改造,实现四十臂井径仪与陀螺测斜仪的机械连接和电性参数的匹配。组合仪器技术指标基于3支仪器的指标综合体现,其技术指标见表1。耐温175 ℃,耐压94 MPa,精度和测试范围即为四十臂井径仪和陀螺测斜仪各自指标。

表1 四十臂与陀螺组合测试仪器的技术指标

2 组合测井数据处理及解释

四十臂井径成像与动调式陀螺测斜组合测井资料处理难点在于资料综合解释,使用正确的方位校正方法,将分次测试的井径曲线及陀螺测试资料归一到相同的仪器姿态,绘制正确的三维网格图及成像图,并指示横截面变形的方向。通过对DG油田数百口井四十臂井径成像测井实测资料统计分析,在狗腿度变化不大的井段内,仪器旋转为匀速状态,即相同时间内仪器旋转的角度基本稳定,为组合测井的解释方法研究和软件编制提供了前提条件。

2.1 算法研究

2.1.1 测臂归位

对于测井过程中仪器明显存在旋转的井,通过实测资料形态分析,确定仪器旋转的总角度,进而确定单位长度内仪器旋转的角度;对于四十臂井径资料上仪器旋转显示不明显的井,可以不用进行测臂归位。

(1)

ωi=ω0+ωr×H

(2)

式中,ωr为单位长度内仪器沿轴心旋转总角度;ωT为选取井段内仪器沿轴心旋转总角度;HT为用于计算仪器旋转角度的总段长;ωi为第i点仪器相对初始位置旋转总角度;ω0为所选取井段位置仪器旋转角度。

2.1.2 仪器中心点坐标计算

对于点测陀螺数据,由于采样点之间深度间隔较大,2个测点中间的任意一点对应的井斜角、方位角、东西位移、南北位移等参数需要通过插值处理进行计算,本文涉及的测井数据处理解释采用空间曲线积分法[10],它将相邻2井斜测点的连线视为一渐变空间曲线其精度将高于常用的井眼轨迹计算方法。

设井斜测量中2个相邻测点A、B的井深、井斜角和方位角分别为LA、αA、φA和LB、αB、φB增量为ΔL=LB-LA,Δα=αB-αA,Δφ=φB-φA;井斜角和方位角算术均值为αV=(αB+αA)/2,φv=(φB+φA)/2。井眼轨迹计算的目的就是要计算各测量点相对井口位置的各种位移量。

将过A、B点的实际井眼曲线L=L(s)(以弧长s为自变量的空间曲线)分成n个小弧段,每个小弧段的长度均为ΔL/n。将井斜角和方位角增量亦分成n分,且设第1个小弧段的井斜角和方位角为αA和φA,以后每个小弧段的井斜角和井斜方位角均比前一个小弧段增加Δα/n和Δφ/n。当n相当大时,每个小弧段均可近似的看成长度均为ΔL/n的空间小线段,这样便将空间曲线L(s)用n个小线段近似。第i个小线段的长度ΔL/n,井斜角αA+iΔα/n,方位角φA+iΔφ/n,i=0,1,2,…,n-1,得到公式

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

式中,α为井斜角;φ为方位角;ΔL为测井斜深增量;ΔS为水平位移增量;ΔH为垂直深度增量;ΔN为南北位移增量;ΔE为东西位移增量。

Ei+1=Ei+ΔE

(8)

Ni+1=Ni+ΔN

(9)

Hi+1=Hi+ΔH

(10)

式中,Ei、Ei+1分别为第i、i+1深度点仪器中心x坐标;Ni、Ni+1分别为第i、i+1深度点仪器中心y坐标;Hi、Hi+1分别为第i、i+1深度点仪器中心z坐标。

2.1.3 任意测量臂末端对应坐标计算

xj=Ei+rcos(φ+ωi)

(11)

yj=Ni+rsin(φ+ωi)

(12)

zj=Hi+ΔLsinθi

(13)

式中,xj为第i深度点第j条测臂末端x坐标;yj为第i深度点第j条测臂末端y坐标;zj为第i深度点第j条测臂末端z坐标;φ为方位角;r为横截面半径值;ΔL为测井斜深增量。

2.2 软件编制

在算法研究基础上,编制四十臂井径成像与陀螺测斜组合测井资料解释软件,通过该软件,可综合利用四十臂井径曲线、三维网格图、三维立体图准确判断管柱变形位置及形态,还可以指示变形的方位,为后期套损机理、地应力分布等研究提供依据。

3 组合测井仪器室内模拟实验

3.1 实验条件和实验设备

(1)实验条件。维修检验工房,供电有净化电源,室内空间满足,技术人员充足。

(2)实验设备。组合测井仪器1套,陀螺测斜仪地面采集装置1套,四十臂井径仪地面采集1台,模拟电缆盒1个,仪器支撑架2个,陀螺校验台1个,四十臂刻度规1个,连接线若干。

3.2 组合测试仪器实验室模拟实验

(1)标识高边对应臂。利用仪器支撑架将组合仪器倾斜放置,与地面夹角大于20°。标识四十臂井径仪某一测量臂,使其运行面与地面垂直向上,按动该臂,通过曲线变化确定臂号并记录。使陀螺工作,进行高边归零校正。此时,选定测量臂为陀螺高边位。

(2)四十臂井径变形位置确认。仪器竖直放置,随意选择几个臂按动,其曲线发生变化,模拟管柱变形位置。从曲线变化辨识所选变形臂的位置臂号并记录。

(3)陀螺测斜测量高边及方位。陀螺测斜仪工作,获取标识臂当前高边位置及其与真北方位差值,设置为0。

(4)确定变形位置和方位对应关系。利用测出的高边角所在的方位加上臂与臂之间的固定角差乘以相隔臂的个数可推算变形臂所在的方位(固定角差为9°)。

模拟试验的测试结果见表2。从曲线变化可看出所选3个臂的位置分别是26、27、28号臂。

表2 模拟实验结果

由此可以获得套变部位的地理真方位(测井仪器各传感器与地理北N的夹角)

α=φ+T+β+σ

(14)

式中,α为套变部位方位角;φ为井眼轨迹方位角;T为工具面角;β为第1个测量臂(传感器)与工具面的夹角;σ为第n个测量臂(传感器)与第1个测量臂(传感器)的角度。

4 四十臂与陀螺组合测井现场应用

运用四十臂井径与陀螺测斜的组合测试技术对G2井进行了现场试验,确定了变形的深度、形状和方位,并分析了地应力方向。G2井井深1 850 m,最大井斜深度在1 650 m,井斜角为1.44°。该井在作业过程中出现工具串起下不畅的情况,怀疑套管存在变形,进行了方位井径测试,测试井段为1 230～1 350 m,1 580～1 830 m。从测试结果分析,该井套管在1 248～1 251 m、1 639～1 642 m存在2处弯曲变形显示,其他部位除射孔响应外无明显变形[(图2(a)、(b)] 。

图2 G2井四十臂井径成像测井曲线

根据图2(a)四十臂井径测井资料分析,该井1 248.3 m处存在极小值,从图3(a)方位井径图分析,目前套管横切面相对于原横切面(红色线)并没出现大的椭变,极大值区域与极小值区域呈对称分布,表明该段套管由于断层移动等原因,套管轴心出现一定偏移,呈现较为严重的弯曲变形,由于井径曲线平滑且连续,因此套管并未发生错断。从受力方向分析,该段套管受到了西北东南方向力的作用。

图2(b)显示该井1 638～1 643 m射孔段也存在轻微的弯曲变形,井径曲线同时存在极小值与极大值,其中1 640.8 m处弯曲最为严重。1 640.8 m处井径曲线图分析[见图3(b)] ,该井横切面出现了轻微椭变,怀疑是由于射孔破坏造成了该段套管承压能力下降导致,套管轴心出现东西向轻微偏移,但程度较低,对于修井过程中工具串起下影响不大。

图3 G2井方位井径图

5 结 论

(1)通过四十臂井径与陀螺测斜组合测试仪器的结构、电性参数匹配,实现电路和机械连接,提高现场采用单项或组合测试的灵活性。

(2)通过室内模拟试验和现场试验,显示2支仪器能够组合在一起进行供电、互不干扰地工作,并能达到单项的测试精度,录取到合格的测试资料。

(3)通过对实验数据以及测试资料的分析和研究,获得了套损部位的地理真方位(测井仪器各传感器与地理北N的夹角)。该组合测试技术不仅能够了解变形井段的深度、变形情况还能够准确地掌握变形井段的方位,从而为油田套损套变井的修理和预防提供可靠的技术手段。