向地球深部进军系列科普｜如何给深井超深井“建档案”？

  当钻头向地层深部挺进，将会面临怎样的深地环境？钻头所钻穿的古老地层与地质学家们的预想相同吗？怎么样才可以提前识别并预警井下事故复杂和井控风险？当初设计预想的深地油气宝藏是否真实存在？录井通过观察、采集、记录、分析随钻过程中的固体、液体、气体等井筒返出物信息，以此来识别和评价油气藏，并为钻井提供井下异常风险预警；测井则利用电、声、核、磁、光等地球物理方法测量地层各项物理参数和井眼技术状况，作出“地下是否有油气”“具置”“可开采多少”“开采的时间和效率”“把井布在哪里”等回答；试油作为“临门一脚”，当一口超深井钻完井后，下入专用试油测试工具，获取井下地层参数和井口流体的性质、产量、压力、温度等资料，并最终验证这口井的真实产能，为油田提供较为合理的勘探开发建议。

  深井超深井在录井、测井、试油方面的难点是什么？技术上取得了哪些突破？与国外超深层特深层录井、测井、试油技术相比有哪些不同之处？本期“向地球深部进军”系列科普，聚焦深层超深层油气勘探开发中的录井、测井、试油环节。敬请关注。

  录井作为钻井现场第一手资料的获取环节与分析环节，在深层超深层油气勘探开发过程中，通过观察、记录、分析钻井过程中的地质、工程信息，识别岩性、恢复地层剖面，发现油气显示、评价油气层，监测工程异常、评估钻井风险，并为石油工程其他专业提供井场信息服务，被誉为“地质家的眼睛、钻井人的智囊、决策者的参谋”。

  近年来，随着地质认识和工程技术的慢慢的提升，深层超深层油气勘探开发脚步日益加快。与常规中浅层相比，深层超深层在油气成因、储存空间等方面更为复杂多变，对油气层快速发现和准确评价更加困难，并且井下高温、高压导致井筒复杂情况频发。集团公司录井技术研发中心通过改进录井工艺及评价方法，来解决超深井岩屑混杂识别难、油气显示弱等问题，特别是在超深井钻井施工全套工艺流程中，能够有效预防井下工程事故，第一时间进行不正常的情况预警，确保钻井安全高效施工。

  在深层超深层钻井过程中，岩屑上返时间长、磨损程度高，造成岩屑细小（80%以上岩屑直径小于2毫米，像芝麻粒一样大小）、混杂（如同将不一样的颜色的芝麻粒混在一起），肉眼无法分辨出岩石成分，不能准确还原地下真实剖面。集团公司录井技术研发中心利用岩屑智能采集装置，实现了样品机械化、自动化采集，某些特定的程度上取代了传统的手工作业，使得深层岩屑样品采集更及时、信息更真实。同时，引进伽马能谱及岩矿扫描等录井设备，对岩石进行X射线扫描，放大千倍后观察岩石内部的微观世界，就如同把一粒米放大到行李箱大小来分析岩石孔隙和结构，让地层深处的信息更加清晰地展示在我们眼前。

  在岩屑从井下返出至地面的过程中，长时间循环导致油气显示弱，复杂介质干扰严重，油气发现和评价难度增大，需要将干扰因素剥离，才能准确评价油气信息，就像小溪流出几公里，混杂泥沙与垃圾后，一定要经过一系列处理才能将其还原成原始状态。经过3年的实验研究，集团公司录井技术研发中心建立了油气组分全碳链分析方法，解决了深层超深层“有没有、有什么、出多少”的问题。首先，通过实时检测钻井液中气体组分，快速发现油气显示，落实地层“有没有”油气；其次，通过定量检测储层烃类丰度和组分信息，确定流体类型，解决地层有气、有油还是有水，又或者是多种流体共存的问题；最后，通过储层物性和流体可动性分析，对产能进行预测与评估，回答地层出多少油气的问题。深层超深层油气发现与评价，要经历采集、处理、分析等“九九八十一道关”后，方可揭开地下油气层的“神秘面纱”。

  同时，地层深处具有更高的温度和压力，在邻井资料匮乏的条件下，地层不确定性大，对钻井来说更是举步维艰，有的还未钻到地质层位，就遇到各种工程事故，造成时间、成本的浪费。如何突破可能遇到的重重束缚，成功助力油田探测深层“油气宝藏”呢？集团公司录井技术研发中心针对深层超深层井涌、井漏风险高的特点，研发了高温录井传感器，扩充了参数采集接口，全方位、全天候监测各项参数，对出现的复杂情况做及时预警。同时，利用高精度流量测量装置，快速、准确识别流量变化，预测井下压力异常，帮助工程项目施工变“被动”为“主动”。同时，通过连续分析返出岩屑质量，结合摩阻、掉块等数据，给井筒“做体检”，识别卡钻隐患，确保钻井安全高效施工。就像医生在了解胃肠病患者外在症状的基础上，结合各项检查指标，最终给出合理的治疗建议，保持肠道健康。

  与此同时，集团公司录井技术研发中心以现场综合录井仪为载体，同步打造了EISC远程技术支持中心，第一时间解决深层超深层钻井过程中遇到的复杂问题。利用卫星、5G等通信技术，搭建现场与基地之间的“高速传输通道”，将现场数据实时、准确、完整地映射到后方，深度还原施工场景。后方专家协同“会诊”，实现地质工程一体化数字化管理，提高了决策的时效性和科学性，可谓“运筹帷幄之中，决胜千里之外”。目前已在12个国家和地区应用4000余口井，确保了重点井和复杂水平井的优质施工。

  找油寻气，逐梦深地。录井同其他工程技术一样，在锻造深地油气探测利器中行稳致远，在加快实现高水平科技自立自强征途中砥砺前行，发挥录井作为“勘探开发的纽带、地质工程的桥梁、信息共享的平台”作用，为保障我国能源安全贡献录井力量。

  作为深层超深层油气勘探开发的重要技术支撑，测井是石油勘探开发中的关键一环。它贯穿于油气井全生命周期，在油气开发所钻的井筒中，用各种仪器采集、记录、分析与地层及其中介质的物理性质有关的信息，又称“矿场地球物理”。就好比用CT、核磁共振仪给人体做体检，测井针对地层岩石不同的物理性质，利用电、声、核、磁、光等地球物理仪器给地层做检查，识别油气层在哪里，评价油气有多少，打开油气通道让油气流出来，监测油气生产动态保障油气生产。

  在中国石油当前的非常规油气储量中，26%的油和70%的气“位居”深层。随着油气勘探开发迈向深层超深层，更为复杂的地质环境给储层有效性评价、流体精准识别等带来非常大挑战。当测井仪器朝着地心不断探寻，到达近万米的狭窄拥挤的空间时，高温度高压力、油基/盐水泥浆侵入等复杂的井筒环境，让超深层测井面临更严峻的考验。

  超深井的浅层都是大尺寸井眼，部分井眼超出了现有测井仪器井筒的测量范围，成了精准测量的难题。不一样的测井仪器下井后，有的需“居中”测量，有的需“靠边”测量。面对超深井浅层井眼“大”的困难，中油测井技术人员创新研发出超大井眼测量的多功能动臂井径测井仪，将四臂井径的测量范围从550毫米拓展到了1200毫米。通过将“四臂只能同时张合”升级为“单臂可以独立控制”，以单臂应用满足放射性等仪器的“偏心”测量要求；通过创新式地同时应用两个四臂井径，来满足声波等仪器“居中”测量的“扶正”要求。同时，开展超大井眼环境测量数值准确性研究，拓展了仪器大井眼的测量范围。目前，这项技术已过柘探1井等3口大井眼井的试验验证。

  越往地球深处，岩石的温度和压力越高。超深层的钻井井眼就像个锥子，越深井眼就越小。在狭窄拥挤的空间的高温度高压力条件下实现测井，小直径超高温度高压力的测井仪器是前提。面对超深层测井“高”的困难，中油测井依托集团公司重大专项及现场试验项目，研制了230摄氏度180兆帕小直径测井仪器，正在加快常规仪器温度压力性能升级与现场试验，加紧阵列感应、远探测阵列声波、电成像等阵列成像仪器的研制，加强超高温度高压力测井仪器检试验平台的建立，并依据首口深地科探井的钻完井周期倒排计划，聚力聚智攻关试验，确保用自主仪器取全取准测井资料，打造高温度高压力测井装备利器。目前，这个仪器已成功完成千探1井等12口井的高温度高压力测井试验，基本验证了仪器性能，并积极进行260摄氏度210兆帕特高温度高压力测井仪器的研制项目立项。

  测井电缆是连接测井仪器与地面系统的桥梁，它将测井仪器送达万米井底，并给井下仪器供电和通信，被称作测井的“生命线米以深、万米以深的特深井，“高强度”测井电缆与“强动力、大容量”动力系统的配套，是测井仪器“下得去、上得来”的关键。面对超深层测井“深”的困难，中油测井配套了万米测井绞车和12.4毫米高张力电缆，形成了成熟的万米测井工艺及配套技术，成功完成了8882米的轮探1井、9026米的蓬深6井等超深井测井。目前，正加快进行超万米高张力动力系统的研制。

  电缆测井最大的特点是数据直读，“所见即所得”，其能力取决于测井电缆的电气性能与井下遥传系统的匹配效果。测井电缆越长，对电信号的衰减就越大，对地下与地面信息传输的驱动能力有一定的要求就越高。这就好比两个人距离越远，就越需要大声“喊话”，或如在船上“打旗语”，对方才能接收到。1.1万米超深井测井需配套超1.3万米长电缆，高温度高压力环境对电缆测井遥传系统的稳定通信能力提出挑战。面对超深层测井“长”电缆的困难，中油测井技术人员通过调整遥传的频率宽带、改进编码方式、控制传输速率、减少下井仪器组合，对现有遥传进行升级。同时，加紧开展260摄氏度210兆帕遥传及井下控制存储技术的研究。

  超深井目的层一般都是古老地层。如四川盆地元古界震旦系，距今超过5亿年历史，经历了漫长的演化过程，受强压力和更长期、更强成岩改造作用等地质因素影响，形成了复杂岩性和特低孔渗储层类型，岩性十分复杂，储层多为多重介质，孔、洞、缝并存，储层品质因“深埋”而一下子就下降，储层评价好似“蒙上毛玻璃看画”，储层有效性评价、流体精准识别、产能预测等，都是世界级难题。面对超深层测井解释评价“新”的困难，中油测井解释人员充分结合测井与地质，优选高温度高压力高精度测井仪器保障测井采集品质，借助井场原位岩芯实验分析，以岩芯标定储层参数，并通过选择合理的解释模型，将储层的岩性、物性、含流体性做得准确可靠，将一幅幅储层画面清晰地展示出来。

  试油被称为油气勘探开发的“临门一脚”。它通过射孔、改造、诱喷等多种方式，使地层流体进入井筒、流出地面，并录取产层流体的性质、产量、压力等地质资料，通过一系列分析处理这些资料来对地层进行定性评价。直面地球深部油气宝藏的勘探开发风险，对储层进行辨别，给单井做实力测评，分出达标油气流、一般、无油气等区别，抑或是针对目前不出油气但潜力无限的单井提出可行的“复健”方案。这便是试油的核心——“用我们的努力发现更多的油气田”。

  在油气勘探开发过程中，试油至关重要，是取得油气藏基本地质资料的主要手段，更是发现油气藏或证实油气藏存在与否的重要手段，被称为自油气勘探环节到油气开发环节的“临门一脚”。试油成功，规模储量就将非常有可能快速转化为规模产量，否则就依然要在“黑夜”中摸索前行。

  作为物探、钻井、录井、测井、固井等这条油气勘探业务链上的终点，试油结合前期钻进过程中油气显示等资料，运用相关试油测试技术，对可能出油或气的地层油气水产量、温度、压力及油气水性质进行测评，以鉴别和认识油气水层及其“含金量”。

  如果把地下超深层的流体比作“油龙气虎”，那试油就等于将其从地下带到地面“遛个弯”，做个“体检”，测评其性能，并且还要“完璧归赵”。护送途中，不但要应对超高压、超高温、含硫化氢等风险，还需要仔细考虑如何顺利“出笼”、如何顺利“体检”、如何安全“回笼”。

  第一步要保障其“出得来”。就是要先确保井下试油管柱、地层测试工具耐高温度高压力，能应用自如。超深层油气藏试油期间，油套管管柱承受交变载荷（大小、方向随时间呈周期性变化的载荷作用），易发生变形、挤毁、断裂。这导致井下工具选择受限、操作压力窗口窄等，要提升井筒这条通路的整体性能，确保“油龙气虎”从地下顺利来到地面。中油技服试油测试技术中心采用高性能合金材料、耐高温橡胶密封材料，将测试工具耐温性能由177摄氏度提高至232摄氏度，测试工具抗静压强度从200兆帕提升至260兆帕，形成多阀一封等试油测试管柱、射孔测试联作等超深井试油技术，能够最终靠管柱安全评价技术，对管柱的强度和安全来进行检验评价，用以保障“油龙气虎”安全抵达井口。

  第二步要保障其测得准。就是要先确保“油龙气虎”出井口后，通过全套地面测试装备的监测，精准录取到地面条件下井口、分离器的压力、温度、油气水产量等资料，同时采用试井手段获得井下高温、高压条件下的压力、温度等参数，并通过对井下流体取样以及地面流体常规取样，获取第一手数据，精准评价储层。面对超深超高温超高压，在高压、高速流体冲蚀下，只有提升测试极限阈值，提升装置耐冲蚀性能，才能确保“油龙气虎”在地面顺利完成“体检”。以往装置逼近极限使用阈值，国内外均没有超过140兆帕的地面测试装置，遇到8000米以深的井，压力一旦冲到140兆帕以上，便没有办法进行测试。为了确认和保证耐高压高温，中油技服试油测试技术中心开展全球首套175兆帕超高压地面测试装备攻关研发，解决材料力学、工程流体力学等技术难题，开展模拟冲蚀、阀体强度有限元分析、材质优选、结构优化、试验检测的新方法等研究，先后完成132次室内试验，历时两年，成功研制出全球首套可承压175兆帕、耐温180摄氏度的超高压地面测试装备，形成了175兆帕地面测试技术，填补了国内外超140兆帕的地面测试装备及技术的行业空白。

  与此同时，测试过程中高温度高压力高产，部分高含硫、地层出砂（盐），冲蚀地面流程、堵塞生产通道，人员在现场近距离操作风险高。通过自动化操作、一体化远程控制，可以在远离“油龙气虎”的位置操作“体检仪器”，用高强度的“笼子”阻挡以保护现场员工不受伤害。经过多年实战，中油技服试油测试技术中心形成了集自动控制、紧急关断、在线除硫、油气水自动计量、数据实时采集传输于一体的地面测试远程控制技术，实现高压区“无人值守”、能承受压力的容器区“自动控制”、计量区“自动计量”，自动实时处理排出流体中的硫化氢及残酸等腐蚀液体，使环境中硫化氢浓度始终控制在安全范围内。数据实时数字化采集、存储和传输，与试油一体化平台融合，为工程技术等提供决策依据，可实现远程监控、远程专家支持。

  第三步要保障其“回得去”。在完成资料录取后，要能保证通过压井、封闭等手段，顺利将“油龙气虎”送回地层深处，确保其安全“回笼”。把“体检”完的“油龙气虎”送回近万米深地，首先要进行压井。待压井平稳，实现“回笼”，但“油龙气虎”也随时有可能趁着守门员打盹的间隙跑出来，所以要在关闭“笼子”的同时，给“笼子”上紧锁。试油过程中，涵盖了电缆桥塞封闭、注水泥塞等技术，就是给“笼子”加固上锁的步骤。完成全部“体检”，若是发现“油龙气虎”能量巨大，在录取完全部地质资料后，通常进入收尾环节——交给采油业务，进行能源集中采集与输送。

  经过10余年技术攻关，中油技服试油测试技术中心保障了准噶尔南缘、塔里木库车山前、青海柴达木等多个油气田，以及包括中国石化“深地一号”在内的多个超深区域不断获得油气流，打破国际、国内多项纪录，装备、流程性能不断的提高，试油测试技术方面始终保持领先水平，有力保障了油气田高效勘探。

  与常规中浅层相比，深层超深层接近200摄氏度的超高温和140兆帕以上的超高压，会使井下地质和工程情况更为复杂，对录井工艺及评价方法产生非常大程度的影响。未解决这样一些问题，集团公司录井技术研发中心首次开展了岩矿扫描、连续轻烃等核心技术攻关，为深层超深层油气显示及时有效地发现与精准评价提供了技术支撑；研发了耐高温录井传感器、钻井溢漏早期快速监测系统、岩屑返出在线监测与评价系统、随钻地层压力预监测系统、井筒液位监测系统等新型录井装备，获省部级科技成果奖励12项，通过省部级科技成果鉴定7项，获得授权国家发明专利5项，形成适用于深层超深层的特色录井技术共12项。这些技术与自动化、智能化融合发展，助力安全高效经济钻井，目前已达到国际领先水平。其中，自主研制的钻井溢漏早期快速监测系统，可实时精准监测流量、密度等4项数据，对钻进循环、停泵、起下钻等多种工况进行监测，与传统综合录井监测方法相比，可以提早发现异常，为钻井方处理风险争取宝贵时间，实现事件分析由“定性”向“定量”转变、钻井风险由“监测”向“预测”转变，为深井超深井顺利施工保驾护航。

  紧随超深井特深井测井需求，中油测井全力发展CPLog成套装备和CIFLog软件系统，形成了系列化的技术配套。其中，175摄氏度20小时常规测井、阵列成像测井系列已成熟并规模化应用，过钻具测井系列已成为水平井等复杂井测井的主力装备，直推存储测井很好地解决了超深井易喷易漏复杂性测井问题，万米绞车实现成龙配套，形成了9500米以浅的作业能力。此外，破解了射孔枪材质及密封件承受巨大的液体压力、射孔系统的炸药在高温状态下保持物理和化学稳定性等难题，射孔弹采用高钨粉末药型罩配方，独创“双锥双弧四组合”药型罩结构、高密度压制工艺等关键技术，达到“一击即穿”的国际一流射孔性能。超深井特深井测井解释评价充分的利用高精度测井和测井新技术，通过常规+元素测井，结合录井+岩芯，可靠分析储层岩性，为后续骨架的确定并求准孔隙度奠定基础；通过常规+成像+核磁共振，可靠计算孔隙度、溶洞、裂缝，保障了井筒物性参数的准确性；通过远探测声波评价井筒远端裂缝、断层的发育状况，为构建井周附近及远端裂缝分布提供先进手段，服务保障油气发现及新层系勘探突破。

  超深层普遍具有超高温、超高压等特点，施工风险高，试油测试作业面临着一系列世界级技术难题。近年来，中油技服试油测试技术中心通过引进探索、巩固提升和创新拓展三个阶段，立足于将核心测试工具研发从以进口为主向国产自研替代全方面转型，突破了超140兆帕地面测试装备材料力学、流体冲蚀评价等技术瓶颈，将测试工具耐温性能由177摄氏度提高至232摄氏度、耐压性能由197兆帕提升至230兆帕，形成了超深井多阀一封测试、射孔测试联作等关键技术，研制出全球首套175兆帕地面测试装备，填补了国内外技术空白。针对多个试油层，在大国工匠谭文波团队的引领下，解决了在超深地下工具有限空间内电能与动能转换难题，利用液压驱动全面替代传统火工品爆炸压力驱动，创新研制出电缆电动液压桥塞坐封工具，实现了超深井高效封闭转层。接下来，中油技服试油测试技术中心还将继续基于可靠性的超深高温度高压力管柱设计办法来进行探索，升级APR测试技术，攻关耐温204摄氏度的测试封隔器，解决超深高温度高压力射孔-测试联作技术难题，为万米井筒做好完井井筒准备，攻关解决全生命周期井完整性关键技术，确保管柱安全及施工稳定。