Development and Application of Visual Cable Sticking Warning System
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摘要:
裸眼电缆测井经常发生电缆粘卡故障，且常规电缆防粘卡技术因井下粘卡识别准确率低，易发生电缆卡死的问题，严重影响测井时效及作业成本。对近几年海上油田发生电缆粘卡油气井的马龙头张力（CHT）和电缆总张力（TTEN）进行研究分析，发现通过CHT曲线和TTEN曲线的相关性可以直观判断井下电缆的状态。为此，将CHT和TTEN的相关系数作为电缆粘卡预警参数，根据发生电缆粘卡油气井的数据统计分析，确定了预警阀值，将电缆粘卡状态按低风险、中风险、高风险3个等级进行预警，并研制了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统。在南海东部油田27井次的现场应用结果表明，该系统能够基于实时采集的电缆张力数据，实现电缆粘卡的颜色、声音实时预警，确保在“黄金3分钟”内采取有效防卡、解卡措施，大幅提高了复杂情况下裸眼电缆测井作业的一次成功率。研究与应用结果表明，WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统避免了因电缆粘卡识别不及时、不准确导致电缆卡死的作业风险，实现电缆粘卡“零打捞”，大大降低了电缆测井成本。
Abstract:With the increase of drilling speed and deep exploration in offshore oil fields, there are more and more directional Wells and complex Wells, and cable sticking accidents occur frequently in open hole wireline logging, which seriously affect the logging time and operating cost. In this paper, by studying the performance characteristics of CHT and TTEN curves of total cable tension of cable sticking in offshore oil fields in recent years, the correlation coefficient C between the two is calculated as the cable sticking warning parameter, the warning threshold C1 and C2 are studied, and the cable sticking status is divided into three levels: low risk, medium risk and high risk. And developed a visual cable sticking early warning system, in the open hole logging, in the cable sticking in the "golden 3 minutes" to realize intelligent identification and early warning, timely remind the field engineers quickly unstuck, to avoid cable stuck accident. Up to now, the early warning system has been applied 27 times in domestic offshore oil fields, realizing the "zero fishing" accident of cable sticking and greatly saving the operating cost.
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Keywords:
- Open hole logging /
- Cable sticking /
- Cable tension /
- Intelligent early warning /
- Total tension /
- Halter tension /
- XXX /
- XXX
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顺北油气田4号、8号断裂带，累计长度约155 km，为中国石化西北油田分公司主要油气上产区域之一，钻井过程中存在二叠系与志留系易漏，桑塔木组侵入体易塌，古生界深部易井斜，一间房组与鹰山组由于压力系统复杂易出现气侵、井漏等问题。前期主要采用承压堵漏、桥浆堵漏来解决漏失问题，采用大颗粒级配封堵防塌[1]，采用单稳定器钟摆钻具通过“轻压吊打”防斜，高温井段则采取定向以及高密度压稳气层等方法，存在堵漏工艺针对性不强、堵漏时间长、钻井液消耗量大，防斜打快效率低，MWD寿命短，高密度钻井液加剧气侵与井漏的矛盾。采用五级井身结构，钻井周期长达304.2 d，不利于降本增效。为此，笔者在分析地层特征的基础上，通过优化井身结构、优选防漏堵漏浆和封堵防塌体系的配方，利用垂直钻井系统与大扭矩螺杆配合防斜打快、优化井眼剖面和定向钻进工艺、采用低密度钻井液+简易控压钻井技术控制井眼轨迹，形成了适用于顺北油气田断裂带超深水平井的优快钻井技术。顺北油气田 4 号、8 号断裂带的6口超深水平井应用了该技术，与未应用该技术的邻井相比，平均机械钻速提高了116.2%，平均钻井周期缩短了41.2%。
1. 钻井技术难点
顺北油气田4号、8号断裂带自上而下钻遇地层为第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系。其中，二叠系砂泥岩、火成岩发育，易发生漏失；志留系砂泥岩地层水敏性强，井眼易失稳，断裂带附近地层承压能力低；奥陶系桑塔木组部分区域含辉绿岩侵入体，井眼易失稳；奥陶系储层一间房组、鹰山组为含气碳酸盐岩层，受断裂带控制，裂缝、溶洞、断裂带发育，存在漏失、井涌风险[2-3]。
1.1 古生界易塌易漏
1）二叠系火成岩为英安岩、凝灰岩、玄武岩，厚度200～300 m，内部缝网结构复杂，缝宽从微米级到厘米级，纵向上漏层分布无规律，承压过高易水力劈裂，沟通缝网，加剧漏失。采用随钻防漏堵漏浆或堵漏浆钻进及进行承压堵漏[4]，不能确保不会发生漏失。5口超深水平井采用密度1.25～1.28 kg/L的钻井液钻进二叠系火成岩，初始承压能力低于1.35 kg/L，瞬时漏失速度大于28 m3/h，平均堵漏周期7.5 d。
2）志留系砂泥岩地层发育非连续分布的小型断裂，位置与规模不确定。在断裂带核心区域，砂岩地层连通性好，易发生漏失；部分区域含高压盐水，需采用密度高于1.40 kg/L的钻井液才能压稳，顺北43X井采用密度1.32 kg/L的钻井液钻进，钻遇断裂带时发生漏失，继续钻进又发生盐水溢流（初始地层孔隙压力系数1.39），通过应用桥浆段塞、高滤失堵漏浆、液体套管及堵漏浆，将地层承压能力提高至1.45 kg/L，耗时45 d。
3）对于奥陶系桑塔木组灰质泥岩地层，若沿着断裂带核心区域向下钻进，需采用密度不低于1.50 kg/L的钻井液才能维持井壁稳定；部分区域含多套辉绿岩，厚度10～20 m，钻进过程中掉块尺寸大、硬度高，卡钻风险高，需采用密度不低于1.40 kg/L的钻井液才能保证井壁稳定。
1.2 奥陶系桑塔木组机械钻速低
桑塔木组位于直井段，厚度约1 200 m，前期采用“PDC钻头+大扭矩螺杆”钻进，钻压大于80 kN时井斜角持续增大，采用“轻压吊打”降斜，单趟钻进尺568 m，平均机械钻速只有4.1 m/h，钻井周期长。选用圆齿PDC钻头吃入地层浅、磨损程度高，攻击力弱；部分井受辉绿岩掉块影响，保径部分易磨损，钻头外径缩小达10 mm。
1.3 高温影响定向仪器使用寿命
储层温度163～190 ℃[5-6]，采用TEL-185型和APS175型定向仪器，受高温影响，易发生脉冲发生器冲蚀、漏油、探管橡胶扶正套脱落等故障[7]；在ϕ120.7 mm井眼进行定向，最大振动幅度达90g，定向仪器的电路板极易损坏。实钻表明，受高温和井下振动影响，定向仪器使用寿命仅30 h，需频繁起下钻更换定向仪器，导致钻井效率低。
1.4 断控体储层溢漏风险高
奥陶系储层属断控体油气藏，发育断裂带、裂缝、溶洞，含凝析气藏，易发生漏失与溢流[8]，邻区处理漏失和溢流的时间超过2个月。利用水平井沟通断裂带有3个问题：1）通过含小型圈闭地层时，瞬时地层压力高，气侵后平推压井，使地层压力持续升高，需采用密度高于2.0 kg/L的压井液才能压稳气层，约要消耗500 m3压井液；2）在断裂带附近，反复钻遇小型裂缝与伴生气，存在溢漏共存，需频繁调整钻井液密度以维持井壁稳定，顺北53X井处理溢漏就耗时1个月；3）钻至主干断裂，地层压力迅速降低，漏失速度在10 m3/h以上，因无法确定钻井液密度降低幅度，需通过多次降低钻井液密度确定合理钻井液密度，要消耗300～600 m3钻井液。
2. 优快钻井技术
2.1 井口位置优化
1）针对二叠系裂缝组成与漏失规律性差，通过应用井震联合识别技术，将二叠系火成岩相位划分为平行相、杂乱相及空白相[9-11]。实钻表明，钻井液密度为1.25～1.28 kg/L时，90%的漏失发生在杂乱相与空白相；平行相的承压能力在1.60 kg/L以上，漏失风险最低。因此，部署井位时应尽量避开强杂乱相与空白相区域，若无法避开，需单独封隔二叠系，再钻开下部志留系。此外，为保障水平井有足够的靶前位移，在温度低于170 ℃的井段完成造斜，造斜点选择在较高的位置，在确保造斜率不变的情况下，优化井口位置。
2）应用井震联合识别技术，描述志留系和桑塔木组断裂带的深度、走向，指导井位部署尽量避开断裂带核心区域；若志留系和桑塔木组的断裂带不能同时避开，优先考虑避开志留系的断裂带，结合解释精度与直井段井眼轨迹自然漂移规律，井眼与断裂带的水平位移要大于100 m。
3）直井段与造斜段应避开地堑、地垒、纵向断裂带等区域[12]，宜从断裂带边部沿稳斜段轨迹沟通位于断裂带内部的储集体。
2.2 井身结构优化
为能封隔易漏、易塌地层，初期采用了五级井身结构，但五级井身结构存在套管层序多、大直径套管重、钻井周期长、钻井成本高的问题。为此，笔者首先利用Drillworks地层压力分析软件[13]分析了桑塔木组断裂带附近已完钻井的测井、试油资料，校正了地层三压力剖面（见图1）：1）地层孔隙压力系数1.02～1.23，属正常压力系统；2）地层坍塌压力系数1.03～1.50，其中二叠系1.1～1.22，志留系1.22～1.30，桑塔木组1.30～1.50；3）地层破裂压力系数在2.0左右。
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图 1 顺北油气田4号、8号断裂带地层三压力剖面Figure 1. Three-pressure profile of No. 4 and No. 8 fault zones in the Shunbei Oil & Gas Field通过分析地层三压力剖面与实钻情况得知：二叠系和志留系的漏失压力当量密度分别为1.28 和1.32 kg/L，钻进桑塔木组需采用密度高于1.50 kg/L的钻井液才能维持井壁稳定。前期采用的五级井身结构有3个必封点，分别是二叠系底部、桑塔木组顶部及奥陶系一间房组顶部[14-16]。其中，因一间房组为碳酸盐岩储层，裂缝发育，存在漏失与井涌风险，需下一层套管封隔一间房组顶部以上地层。
考虑二叠系与志留系漏失压力当量密度仅相差0.04 kg/L，通过采取堵漏技术措施有可以一起钻开的可能；由于奥陶系桑塔木组含断裂带、薄层侵入岩，坍塌压力高，需要将上部地层的承压能力至少提高0.18 kg/L，现有技术难以实现。因此，将必封点优化为2个，分别是桑塔木组顶部、一间房组顶部。根据必封点将井身结构优化为四级井身结构：1）将ϕ365.1 mm表层套管下至井深1 999.00 m，封隔浅部疏松地层；2）将ϕ273.1 mm技术套管下至志留系底部，承压能力较低的二叠系和志留系一起钻开，为三开专打易塌地层奠定基础；3）生产套管下至目的层顶部，提高钻井液密度，专打桑塔木组断裂带、侵入体等复杂地层；4）四开采用ϕ165.1 mm钻头钻开目的层，裸眼完井（见图2）。该井身结构的优势：1）将原来的一开与二开合并，一开井眼直径由444.5 mm缩小至333.4 mm，有利于提高钻井速度；2）可减少一个中完周期（约14 d）。
2.3 长裸眼井壁稳定技术
优化井口位置可避开裂缝核心区域，降低漏失风险，为一个开次钻进二叠系和志留系创造条件，但并不能完全防止漏失和坍塌。为此，进行了长裸眼井壁稳定技术研究。
2.3.1 二叠系防漏堵漏技术
对于含宽度小于3.0 mm裂缝的地层，通过室内试验优选复合纤维、弹性凝胶作为堵漏浆主剂[17]，确定堵漏浆配方为2%～3%超细碳酸钙+2%复合纤维+4%QS-2（100/200目）+2%颗粒状弹性凝胶。该堵漏浆依靠超细碳酸钙颗粒（800/1000目）刚性架桥、弹性凝胶变形填充、高韧性复合纤维拉筋缠绕形成强力链网络，填充渗透层、封堵裂缝[18]。
对于含有宽度大于3.0 mm裂缝的地层，出现复漏或多点漏失时，将钻井液转换为堵漏浆快速钻穿漏层 [19]，堵漏浆配方为2%～4%超强滞留颗粒堵漏材料+3%～5%多孔高强颗粒堵漏材料A+3%～5%多孔高强颗粒堵漏材料B+1%～2%高韧性复合纤维。根据拓展广谱颗粒级配，堵漏材料需含有3.0～5.0 mm三角锥大颗粒堵漏材料，其加量10%～20%可调，进行笼统堵漏。钻进过程中振动筛使用60/80目筛布，并加密清理沉砂罐，以减少堵漏浆消耗量。
2.3.2 志留系井壁强化技术
志留系发育少量天然裂缝，缝宽0.1～0.4 mm，易产生诱导裂缝，根据“应力笼”[20]增强井周应力原理[9]，提出了纳米、亚微米级材料致密封堵的思路[21-22]，形成了配方为3%井壁强化剂+3%柔性防塌剂+3%乳化沥青+3%柔性纳米封堵剂的封堵体系。该体系抗温180 ℃，高温高压滤失量低于8 mL，封堵率97%，可封堵裂缝、调控井周应力场，阻止天然裂缝开启，使地层承压能力提高0.07～0.10 kg/L，拓宽薄弱地层安全密度窗口。
2.4 防斜打快技术
桑塔木组岩性以灰质泥岩为主，倾角2°～10°，各向异性指数4～6，可钻性级值4～7，抗压强度40～125 MPa，针对于此，采用“尖圆齿PDC钻头+垂直钻井系统+大扭矩螺杆”的防斜打快技术。
遵循“强攻击钻头+自动扶正+强参数”[23]的提速思想：1）选用尖圆齿PDC钻头[24]，该钻头5刀翼、ϕ16.0 mm双排齿，尖齿切角由90°优化为45°，兼顾攻击与抗研磨，保径部分采用尖锥齿，错位双排分布，有利于破碎掉块；2）选用ϕ171.5 mm垂直钻井系统，该钻井系统利用3个呈120°相位分布的巴掌交替伸缩控制井斜，可将井斜角自动控制在1°以下；3）考虑双级钻井工具力臂更长，钻头吃入深，反扭矩更大，选用等应力大扭矩螺杆，该螺杆在等壁厚定子基础上，微调橡胶厚度，并增强橡胶硬度，螺杆压降由7 MPa提高至10 MPa，输出扭矩提高55 %；4）增大钻压，钻压由80 kN增至140 kN，钻压增大可增大钻头的吃入深度，提高破岩效率。
2.5 高温超深水平井定向钻进技术
1）剖面优化。对于中曲率半径、垂距大于500 m的水平井，考虑后期完井工具的下入，将其剖面优化为“直—增—微增—稳”的高曲率半径剖面，井眼曲率由22°/30m优化为10°/30m+2°/30m，其中，微增斜造斜率小于2°/30m；在温度低于170 ℃的井段和钻遇断裂带前，完成高曲率造斜井段；温度超过170 ℃的井段进行微增斜钻进。同时，为提高微增井段中靶精度，将井斜角增量控制在10°以内。
2）螺杆优选。选用抗温180～200 ℃的ϕ127.0 mm螺杆。通过模拟计算得知，螺杆弯角为1.50°～1.75°，可满足造斜要求。ϕ127.0 mm螺杆的输出扭矩为4 780 N·m，与ϕ120.7 mm螺杆相比，输出扭矩增大，可以提高破岩效率。为满足微增斜与稳斜要求，螺杆要自带ϕ158.8 mm稳定器[25]。
3）定向钻头优选。考虑造斜率低、定向进尺长，为降低起下钻次数，设计采用PDC钻头定向。为降低PDC钻头与井壁的摩阻，采用浅内锥–短外锥的冠部、22°螺旋保径结构；为保证钻头受力均衡，将冠部、外圈和保径位置切削齿的后倾角优化为15°、20°和25°。
4）井眼轨迹测量仪选型。温度低于170 ℃的井段，采用额定抗温175 ℃的APS-MWD型无线随钻监测仪测量井眼轨迹参数。为降低振动对测量结果的影响，增加稳定器的数量。提高钻井液循环排量，以降低井筒温度 [26]。温度高于170 ℃的井段，采用抗温260 ℃的多点测斜仪测量井眼轨迹参数，每钻进100～150 m就投放多点测斜仪测量一次，视井眼轨迹控制情况，加密测量。
5）定向工艺优化。第1增斜段采用“1.75°单弯螺杆+定向PDC钻头”钻至井斜角70°，段长约210 m，纯钻时间100 h，将需2趟钻完成的高造斜段，用1趟钻完成；第2增斜段采用“1.50°单弯螺杆+PDC钻头”滑动钻进或与复合钻进交替钻至入靶点（井斜角约80°），段长500 m，纯钻时间160 h。
6）钻具组合优选。造斜段采用1.75°抗高温螺杆+光钻杆+ϕ88.9 mmG105钻杆+加重钻杆的钻具组合，可持续进行定向钻进，若需要复合钻进，可将转速控制在10～20 r/min；稳斜段采用1.25°～1.50°抗高温螺杆（带ϕ158.8 mm稳定器）+ϕ161.9 mm螺旋稳定器的钻具组合[27]，通过将钻压控制在20～40 kN，转速控制在20～40 r/min，实现自然增斜与稳斜。
2.6 低密度钻井液+简易控压钻井技术
针对断控体油气藏气侵、井漏的钻井难题，采取了以下技术措施：1）精准描述井眼轨迹上小型圈闭与主干断裂的位置，掌握调整钻井液密度的时机；2）针对含圈闭的异常高压层，结合邻井初始关井压力推算地层压力系数[28]，采用密度1.60 kg/L的钻井液开钻，压稳高压气层；3）针对断裂带附近小型裂缝与气侵，基于漏失压力方程[29]，探索漏失速度与压差的关系，指导钻井液密度的调整，并利用旋转控制头控制井口回压低于5 MPa，实现漏失速度低于5 m3/h的微漏钻进[30]；4）针对主干断裂放空漏失，起钻至安全井段，迅速将钻井液密度降至1.10～1.25 kg/L，保持微漏钻进。
3. 现场应用
顺北油气田4号、8号断裂带的6口超深水平井应用了优快钻井技术，这6口井的平均机械钻速为7.35 m/h，平均钻井周期为178.84 d。与未应用该技术的邻井相比，平均机械钻速提高了116.2 %，平均钻井周期缩短了41.2%（相关数据见表1）。下面以TT4-1H井为例，说明现场具体应用情况。
表 1 优快钻井技术应用效果Table 1. Application effect of the optimal and fast drilling technologies井名 完钻井深/m 钻井周期/d 机械钻速/（m·h−1） 备注 TT42X 7996.00 218.83 5.35 应用后 TT41X 8472.00 159.50 6.58 TT4-1H 8036.61 161.88 8.35 TT44X 8261.69 185.83 8.10 TT4-4H 8483.70 165.00 8.57 TT4-2H 8587.04 182.00 7.13 XX1 7874.00 304.20 3.40 应用前 3.1 长裸眼井段
TT4-1H井二开井段（段长3 828 m）通过应用随钻堵漏浆和堵漏浆，并配套提速技术，钻井周期36.4 d，机械钻速10.89 m/h，与邻井未应用堵漏技术和提速技术的二开井段相比，钻井周期缩短了77.6 d，机械钻速提高了77.1 %，处理堵漏时间缩短了65.3 %，漏失量由348 m3降至84.3 m3。
3.2 防斜打快
TT4-1H井三开采用防斜打快技术1趟钻完成进尺1 465.00 m，井斜角控制在1°以下，钻井周期10.85 d，机械钻速8.33 m/h，与邻井未应用防斜打快技术的三开相比，钻井周期缩短了52.3 d，机械钻速提高了175.6%。
3.3 低密度钻井液+简易控压钻井
TT4-1H井利用井筒压力控制技术，将钻井液密度由1.45 kg/L逐步降至1.14 kg/L，回压控制在0.5～5.0 MPa，顺利钻穿635 m厚的漏失层。而邻井TT8X井未采用低密度钻井液+简易控压钻井技术，发生了漏失和气侵，处理井漏气侵耗时16.5 d。
3.4 超深水平井井眼轨迹控制
TT4-1H井低温造斜段采用APS175型测斜仪监测井眼轨迹，该测斜仪工作时间超过150 h，工作温度创183 ℃的纪录。采用PDC钻头+1.75°弯角螺杆进行定向钻进，单趟钻进尺415 m，机械钻速4.21 m/h，与邻井相比提高了95 %。
4. 结论与建议
1）应用井震联合识别技术，将井口位置由断裂带核心区域移至边部区域，降低了钻井难度。同时，配套了防漏、防塌钻井液技术，提高了长裸眼段地层承压能力，满足了安全钻井需求。
2）通过分析地层特征，建立了三压力剖面，确定了2个必封点，将五级井身结构优化为四级井身结构。
3）“垂直钻井系统+螺杆”防斜打快技术，大幅提高了桑塔木组的机械钻速，可进一步推广应用。
4）低密度钻井液+简易控压钻井技术保障了井控安全，实现了分阶段降低钻井液密度，大幅缩短了处理溢漏等井下故障的时间。
5）设计的四段制井眼剖面与微增钻具组合，初步实现了温度超175 ℃井段的定向钻进，下步需完善“微增+稳斜”的定向规律，提高井眼轨迹控制精度与钻井效率，或研发性能稳定的、可抗温200 ℃的MWD仪器。
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图 1 南海东部某油田A井地层测试时电缆CHT和TTEN曲线变化特征
Figure 1. Variation characteristics of CHT and TTEN curves under three states of cable sticking
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图 2 低通滤波前后CHT曲线对比
Figure 2. Comparison of tension curves before and after low-pass filtering
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图 3 某井井深1 215.75 m处测点CHT和TTEN数据在不同窗长N下的相关系数C曲线
Figure 3. Comparison of curve C of correlation coefficient calculated with different window length N of 1215.75m measurement point data
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图 4 利用Ⅰ区域数据计算的不同窗长N下的相关系数C曲线
Figure 4. Comparison diagram of C curve of correlation coefficient calculated from the data in the first section of 1215.75m measuring point
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图 5 利用Ⅱ区域数据计算的不同窗长N下的相关系数C曲线
Figure 5. Comparison diagram of correlation coefficient C calculated from the second section of the 1215.75m measuring point
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图 7 XJ−1Sa井井深2 427.0 m处取心过程中电缆粘卡预警图
Figure 7. Cable sticking warning diagram in 2427m coring process of XJ-1Sa well
表 1 19口井发生电缆粘卡时的相关系数C统计情况
Table 1 Analysis and statistics of correlation coefficient C when cables are stuck
相关系数C 累计次数/次 电缆状态 风险级别 措施 电缆最终状态 0～0.1 56 卡死状态 高风险 解卡 卡死状态 0.1～0.2 34 卡死状态 高风险 解卡 卡死状态 0.2～0.3 12 卡死状态 高风险 解卡 卡死状态 0.3～0.4 3 卡死状态 高风险 解卡 卡死状态 0.4～0.5 3 卡死状态 高风险 解卡 卡死状态 0.5～0.6 2 卡死状态 高风险 防卡 卡死状态 0.6～0.7 3 异常状态 中风险 防卡 正常状态 0.7～0.8 9 异常状态 中风险 防卡 正常状态 0.8～0.9 4 异常状态 中风险 防卡 正常状态 0.9～1.0 44 正常状态 低风险 无 正常状态 
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