西北油田由塔河区块、顺北区块和其他外围区块组成，奥陶系碳酸盐岩储层是其勘探开发的重点储层，具有埋藏深、压力系统多和地质条件复杂等特点。

塔河区块以碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏为主，井深一般为6 000.00～7 000.00 m，通常为三开井，以漏失井、小井眼井居多。测井施工以电缆测井和电缆钻具输送测井为主，漏失井大多免测。顺北区块是走滑断裂控制的碳酸盐岩超深层油气藏，储层平均埋深超过7 300.00 m，井深普遍超过8 000.00 m，油气聚集存在明显的差异，油气聚集差异的主控因素包括走滑断裂的通源性、纵向输导性和分段性，钻井时表现为断裂附近普遍钻遇放空或大量漏失，断裂带附近的储层纵向上呈条带状分布^[1-4]。随着西北油田勘探开发程度不断提高，顺北区块的勘探潜力逐渐显现^[5-6]，测井方面的问题也愈加突出。虽然顺北区块完钻井数量不断增多，但目的层测井资料获取率偏低，问题主要表现在：钻遇放空漏失或溢流等异常情况较多，从施工安全考虑无法进行常规电缆测井；井深及硫化氢含量高，部分斜井或水平井中钻具与套管环空间隙过小，钻具输送测井湿接头对接难度大，一次成功率偏低，电缆超长通讯不稳定、易损伤，遇井控风险时只能切断电缆关井，电缆钻具输送测井风险较高。虽然，近年来常规泵出存储式测井在部分油气田得到应用，但受工艺及仪器设计的限制，存在井控风险，且取得资料的优质率较低，难以满足储层精细评价要求^[7-9]。

直推式存储测井系统是近年研制出的新一代无电缆钻具输送式测井系统，具有实时监测井下仪器运行和受力状态^[10]、井下数字处理和数据存储等功能，不需要电缆，一次下井即可完成所有常规测井作业任务，与泵出存储式测井系统相比不需要释放仪器，同时自动完成上测和下测，可大大提高作业时效和测井资料质量，能自由组合完成复杂工况下的标准、综合、能谱及交叉偶极子等测井项目。为此，西北油田应用了直推式存储测井工艺，大幅提高了目的层测井资料获取率和完井效率，取得了很好的综合应用效果。

1.   直推式存储测井系统及测井工艺

存储式测井技术近几年不断发展，相继出现了泵出式、过钻杆式和直推式工艺。

泵出式存储测井工艺是用钻具连接测井仪器及保护套下钻到底，通过投球憋压，将测井仪器释放至保护套外，起钻上提测井仪器完成测井。该工艺的主要缺点是：1）憋压释放时常监测不准，导致测井仪器无法成功释放；2）保护套通过能力有限；3）难以完成资料采集。

过钻杆式存储测井工艺是用钻杆替代保护套，将钻具下至指定井深后，测井仪器通过测井电缆下放至井底，然后释放测井仪器，回收电缆后再上提钻具完成测井。该工艺的主要缺点为：1）仪器外径一般较小，测量精度及探测范围有限；2）电缆释放时间较长，钻具无法活动，在长裸眼段施工时极易发生压差卡钻；3）无法进行下测，采集资料有限。

针对上述工艺的不足，研究了直推式存储测井工艺。该工艺通过电磁波将井下部分测井数据发送至地面以监控井下仪器的工作状态，同时将主要的测井数据存储在井下仪器的存储器中^[11-12]。该工艺通过提高仪器各项指标、完善配套设备，不需要释放环节，直接连接钻杆能大幅提高通过能力，完成上下测量，且能基本达到电缆测井仪器测量精度。

1.1   直推式存储测井系统组成

直推式存储测井系统由地面单元和集成化井下仪器串组成。其中，地面单元包括深度测量系统、系统检测单元、司钻显示器、计算机系统和UPS电源，集成化井下仪器串包括硬电极、姿态保持器、绝缘短节、四参数短节、电池短节、发射机主控单元、井下仪器、旋转短节、柔性短节和伸缩短节等。按组合方式不同，井下仪器组合又分常规测井（含双感应-八侧向、双侧向、自然电位、自然伽马、井径、声波、中子、岩性密度和自然伽马能谱等项目）和特殊测井（含核磁共振、偶极声波成像和微电阻率成像等项目），常规测井工具串如图1所示，特殊测井工具串如图2所示。

图  1  直推式常规测井工具串示意

Figure  1.  Tool string sketch of direct-push conventional logging

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图  2  直推式特殊测井工具串示意

Figure  2.  Tool string sketch of direct-push special logging

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连接好井下仪器后，地面系统直接下达工作指令，井下主控单元和各仪器单元开始工作，包括配置仪器采集表、开始工作延迟时间、停止工作延迟时间、断电压力门限和授时时间，然后连接钻具开始下放作业。

工作时，主控单元根据配置表定时向各测量单元发出指令，各单元立即将测量数据发送给主控单元，同时完成本地存储。主控单元接收完数据后，对数据进行打包存储，同时将伸缩短节测量数据、张力短节测量数据、仪器状态信息立即以电磁波形式发送至地面，地面解码单元完成解码后，立即将井下仪器的伸缩量、张力传送至井口司钻显示器。

1.2   直推式存储测井系统主要技术指标

最高工作温度200 ℃，工作时间70 h；最高工作压力170 MPa；套管内测速≤20 m/min，套管外下测速度≤10 m/min，套管外上测速度≤6 m/min；井下仪器电池连续供电时间≥150 h；压断力：通用仪器≤170 kN，特殊结构仪器≤50 kN；常规仪器主体外径为80.0 mm，偶极子声波仪最大外径110.0 mm。

1.3   直推式存储测井工艺特点

从施工影响因素、复杂井况通过能力、测井方式、测井项目、测井质量及井控风险等方面，对直推式存储测井工艺与电缆钻具传输测井和泵出式存储测井工艺进行了对比（见表1），发现直推式存储测井工艺受各因素的影响较低^[13-14]。

表  1  直推式存储测井工艺与其他测井工艺的特点对比

Table  1.  Comparison of the characteristics of direct-push storage logging technology with other logging Technologies

测井工艺	影响因素	抗拉压强度	测井方式	测井项目	测井质量	井控风险
电缆钻具输 送测井	钻井液杂质、湿接头工具、电缆、电路稳定性	抗拉≤77.0 kN 抗压≤18.0 kN	上测/ 下测	常规+能谱+成像类、井径≤120.7 mm无法施工	高	需耗时抢装工具剪断电缆压井
泵出式存储 测井	保护套悬挂、投球泵出、电路稳定性	抗拉≤68.0 kN 抗压≤18.0 kN	上测	常规	中	泵出前后可随时循环压井
直推式存储 测井	电路稳定性	抗拉≤167.0 kN 抗压≤49.9 kN	上测/ 下测	常规+能谱+偶极子	高	随时循环压井

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直推式存储测井工艺具有以下优点：1）适用性强。可以在“三超”（超深、超高温、超高压）井^[14]、大斜度井、小井眼及目的层发生漏失、溢流等复杂工况的井使用，对复杂工况的适应性强。2）安全性好。在复杂井中的通过能力强，处理工程问题的能力高，能够保证井下仪器安全，避免出现井下复杂情况；更突出的是在井控方面，可以按照常规井控流程及时响应，达到本质安全。3）精确度高，实时匹配钻具长度和跟踪钻具深度，深度测量精度高，自动完成上测和下测，一次下井即可完成所有常规与特殊项目的测井作业任务，快速读取井下存储数据，深度匹配和处理数据，可大大提高作业时效和测井资料的质量。

以井深8 000.00 m、测量井段长500.00 m为例，根据石油天然气行业标准《泵出存储式测井作业技术规范》（SY/T 7308—2016）和中国石化西北油田分公司企业标准《钻具输送测井操作规程》（Q/SHXB 0078—2019）测算了不同测井工艺的测井用时，结果见表2。

表  2  井深8 000.00 m、测量井段500.00 m条件下不同测井工艺测井用时对比

Table  2.  Comparison of logging time at depth of 8,000.00 m and logging section of 500.00 m with different logging technologies

测井工艺	各阶段用时/h							测井总用时/h
	仪器组装	下钻	起钻	循环顶通	投球释放	对接及导向	裸眼测井
电缆钻具输送测井	≥2	≥26	≥20	≥4	0	≥4	≥4.0	≥60
泵出式存储测井	≥4	≥20	≥20	≥4	≥1.5	0	≥3.5	≥53
直推式存储测井	≥2	≥20	≥20	正常灌浆	0	0	≥4.0	≥46

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由表2可知，与其他2种测井工艺相比，直推式存储测井工艺的时效性大幅度提高：无须使用电缆，一次下井即可完成所有常规与特殊测井项目，与泵出式存储测井工艺相比，不需要释放仪器，与电缆钻具输送测井工艺相比，不需要导向、电缆与仪器对接等环节。对比电缆钻具输送测井和泵出式存储测井工艺，测井时间分别缩短了14 h和7 h，工作效率分别提高了39.1%和15.2%，表明直推式存储测井工艺在时效上具有十分明显的优势。

2.   现场应用效果分析

直推式存储测井工艺已在西北油田超深井、复杂井、漏失井进行广泛应用，截至目前累计在塔河区块施工3井次，在顺北区块施工22井次，施工成功率100%。其中，顺北区块目的层测井资料获取率从2017年（未应用直推式存储测井工艺，完钻11口井，只有5口井取得目的层测井资料）的31.25%提高至2020年（完钻11口井，10口井应用直推式存储测井工艺并取得目的层测井资料）的90.91%，目的层测井资料获取率大幅度提高；另外，顺北53-2H井四开标准直推存储式测井创造了亚洲陆上最深定向井测井施工纪录（8 874.40 m）。现场应用结果表明，直推式存储测井工艺具有施工可靠、结果可信的优势，具备推广价值。下面通过实例具体分析应用效果。

2.1   测井资料质量分析

直推式存储测井系统与哈里伯顿公司Excell2000测井系统在玉中2井的测井结果进行对比，测量井段为奥陶系鹰山组碳酸盐岩地层。对比分析发现，Excell2000测井系统所测电阻率高值部分较直推式存储测井系统稍高，但两者形态基本一致，其余测井曲线接近重合，数值大小基本一致，证明直推式存储测井的自然伽马、补偿声波、补偿中子、双侧向电阻率、自然伽马能谱的测量值稳定可靠，满足测井评价要求。

2.2   应用实例分析

2.2.1   在漏失井中的应用

受储层特征影响，西北油田的塔河、顺北区块在钻进目的层时发生井漏的现象较为普遍。在发生失返性漏失后，为保证井下安全，一般不进行测井，而是直接进行完井测试。但目的层测井资料缺失，会严重影响塔河、顺北区块奥陶系油气藏的储层评价、储量计算及后期开发方案制定等工作。应用直推式存储测井工艺后，这一问题得到一定程度的解决。

TH10443X井设计井深6 748.00 m，是典型的目的层发生失返性漏失的开发井，三开钻至井深6 470.00 m时发生失返性漏失，此时井斜角为66°，无法建立循环，在不清楚井下情况的条件下强钻至井深6 731.85 m提前完钻，起钻过程中又遇卡，用时3 h才解卡。该井钻井液累计漏失量超过1 400 m³，实时监测环空液面在井深1 300.00 m左右，井下情况相当复杂，采用直推式存储测井工艺一次下井取全了标准测井资料，资料真实可靠。TH10443X井奥陶系部分井段的测井资料如图3所示。

图  3  TH10443X井奥陶系部分井段测井资料

Figure  3.  Logging data of some sections in Ordovician in the Well TH10443X

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从图3可以看出，TH10443X 井储层发育段岩性较纯，自然伽马、无铀伽马均呈低值，声波时差略有增大，深、浅侧向电阻率值相对上下围岩的高电阻率值背景有所降低，并具有较明显的正差异（深侧向电阻率大于浅侧向电阻率，即R_D>R_S），伽马、声波时差及电阻率曲线均符合该地区储层测井响应规律，满足储层测井评价要求。

可见，在如此复杂的井况下，采用直推式存储测井工艺，可以安全、高效、优质地取得常规标准测井资料。

2.2.2   在小井眼及复杂井中的应用

为满足西北油田老井侧钻挖潜或复杂井井身结构设计需要，最后一个开次越来越多地采用ϕ120.7 mm钻头完成，这使测井面临以下困难：1）钻杆和套管间的环空间隙一般达不到《钻具输送测井操作规程》（Q/SHXB0078—2019）的要求；2）使用ϕ88.9～ϕ92.0 mm测井仪器时因井眼环空间隙太小、狗腿度大，难以通过。

玉中2井是部署在玉北区块以奥陶系鹰山组为目的层的一口探井，完钻井深7 733.00 m，完井钻井液密度1.19 kg/L，钻头外径120.7 mm，井底温度155 ℃。在复合钻至井深7 501.32 m的过程中扭矩达13.7～14.3 kN·m，频繁憋停顶驱，井下工况十分复杂。其中，五开小井眼裸眼段长达740.00 m（6 993.00～7 733.00 m），起下钻摩阻大于200 kN，采用常规测井工艺风险大。为此，选用直推式存储测井工艺，在该井段进行自然伽马、自然电位、井径、补偿声波、补偿中子、双侧向电阻率、自然伽马能谱、井斜方位和偶极子声波测井，顺利完成了全部测井工作。

玉中2井7 332.00～7 733.00 m井段共解释Ⅲ类储层12层，累计视厚度77.50 m。部分解释成果如图4所示。

图  4  玉中2井奥陶系蓬莱坝组综合解释成果

Figure  4.  Comprehensive interpretation of the Ordovician Penglaiba Formation in the Well Yuzhong-2

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由图4可知，玉中 2 井储层发育段声波时差、补偿中子略有增大；深、浅侧向电阻率值相对上下围岩的电阻率值均呈明显降低趋势并具有一定的正差异（即R_D>R_S），孔隙度测井曲线与电阻率测井曲线具有较好的相关性，储层测井曲线响应符合该地区储层段电阻率降低，声波时差和中子孔隙度均相应增大的规律，可以满足储层测井评价要求，测试结果与测井解释评价结果也较为符合。

2.2.3   在超深、高温高压复杂井中的应用

顺北55X井是西北油田顺北区块的一口探井，完钻井深8 725.00 m，井斜角86.1°，井底压力高达146 MPa，井底温度接近170 ℃。前期钻井中出现遇阻、卡钻等井下故障，钻至井深8 667.73 m时放空0.21 m，发生了漏失，气测显示活跃，同时存在环空小、无法进行钻具输送测井的问题，测井施工面临的安全风险极高。经过反复论证，最终采用直推式存储测井工艺进行测井。

第一趟下井顺利取得标准和能谱测井资料，第二趟下井顺利取得补偿中子和偶极声波测井资料。相比钻具输送测井，省略了安装旁通短节、起下电缆、泵下枪对接、井口电缆导向和调校绞车同步等存在安全风险的工序，单次即可节约作业时间15 h以上。测井资料质量优良，能满足储层评价及地质研究要求。

其中，正交偶极子声波测井波列记录齐全可辨，提取的单级纵波、横波时差在储层发育段具有明显的响应；储层段纵波横波能量和斯通利波能量均有一定程度的衰减，指示储层具有较好的渗透性。斯通利波反射干涉图像呈“V”字形或“人”字形，指示储层段可能发育有裂缝。这表明正交偶极子声波测井质量较为可靠，可以满足储层测井评价要求。最终解释为4层储层，累计视厚度22.00 m。其中，奥陶系鹰山组部分井段综合解释成果如图5所示。

图  5  顺北55X井奥陶系鹰山组部分井段综合解释成果

Figure  5.  Comprehensive interpretation of some well sections in the Ordovician Yingshan Formation in the Well Shunbei-55X

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3.   结论与建议

1）西北油田各区块井况条件不同，表现出超深、高温、高压、大斜度、小井眼和多漏失等一系列复杂情况，现有测井仪器及配套工艺无法满足储层评价需求，需要新技术、新设备、新工艺来解决测井中存在的问题。

2）通过工艺对比、技术分析和现场试验，认为直推式存储测井工艺能应用于西北油田碳酸盐岩油气井测井。进一步应用表明，该工艺取得的测井资料质量满足常规储层的解释评价要求，可满足储层评价和储量计算需求，而且该工艺适用范围井眼较大，从安全生产、经济价值和提速提效等方面评价的结果均较好，具有良好的推广应用价值。

3）目前，直推式存储测井系统的密度测井资料还没有达到该系统测井时的偏心要求，难以取得合格的测井资料，建议对该测井系统的结构进行优化。