套管内测井资料录取技术区别于常规裸眼井测井，是固井作业结束后，在套管内进行的测井资料录取技术，也称过套管测井^[1]。近些年，随着渤海油田开发的不断深入，开发调整井钻井深度逐年增大。同时受平台位置、剩余槽口分布和防碰限制，井眼轨迹越来越复杂，钻井作业难度越来越高，作业中复杂情况频出，造成很多井无法通过裸眼测井进行储层资料录取^[2-3]。而套管内测井资料录取技术的应用恰好能够解决复杂井况条件下测井资料录取难题，提供更安全、经济的测井方式，该技术在渤海油田的复杂井应用中取得了很好的应用效果。

1 套管内测井资料录取技术简介

套管内测井资料录取技术不是测量简单的一个测井项目，而是几种测井项目的组合，常用的套管内测井项目包括自然伽马、电阻率、中子、密度和声波，实际作业中可根据油藏需求组合相应的测井系列。套管内测量中子、密度和声波所用仪器与裸眼测井仪器相同，只需设置相应的套管内测量模式即可。套管内测井的核心技术是过套管电阻率的测量，下面对过套管电阻率测井仪（CHFR）做简单介绍。

1.1 过套管电阻率测井仪

CHFR（cased hole formation resistivity）是斯伦贝谢的过套管电阻率测井工具，仪器结构如图 1所示，其测量电阻率原理与侧向测井原理相同。因套管本身是一个巨大的电导体，在套管中外加电流时，大部分电流会沿着套管流动，只有一小部分泄漏到地层中，CHFR就是测量由套管泄漏进地层的漏失电流的电压差和电流强度，利用欧姆定律计算地层电阻率：

$ R=K\left( \Delta U/I \right) $

(1)

式中：R为地层电阻率，Ω·m；ΔU为漏失地层中的电压，V；I为漏失地层中的电流强度，A；K为仪器常数。

CHFR采用点测方式进行测量，仪器到达测量井段后，通过推靠臂使电极与套管紧密耦合，电阻率测量分为两步：第一步，通过顶部电流电极向套管施加低频交流电流，大部分电流通过套管上下传递最后到达地面；很少一部分从套管漏失到地层，其通过的路径与裸眼侧向测井类似。第二步，称为校准阶段，其电流回路同样开始于电流发射端，但电流沿套管向下流动到测井仪底部电极，泄露到地层中的电流可以忽略，因为电流不需要通过地层完成回路^{[1, 4]}。

完成两步测量后，按图 2公式计算出泄漏到地层的电流ΔI，按下面公式就可计算出地层电阻率：

$ {{R}_{\text{t}}}=K\times {{V}_{\text{ds}}}/\Delta I $

(2)

式中：R_t为地层电阻率，Ω·m；V_ds为测点到地面的电压降，V；ΔI为地层电流，A；K为仪器常数。

CHFR每次测量需要约1 min，可以测得间隔为0.6 m的2个深度点的电阻率^[5]。

1.2 套管内测井资料录取的影响因素

套管内测井资料录取技术主要受仪器偏心和固井质量的影响^[5-6]。如图 3所示，在斜井中，测井工具会躺在井眼低边，有利于探测器贴近地层；同样，套管偏心（斜井有助于套管偏心）会在井眼中形成薄水泥甚至无水泥的一边和相应的厚水泥一边，如果测井仪器位于薄水泥一边则对测井质量有利，反之则很可能探测不到原状地层。在裸眼扩径严重的地方，由于探测器与地层之间被巨厚的水泥填充，使得探测器远离原状地层，测井工具会显得无能为力。一般来说，扩径的地方会导致过套管密度数据偏低，中子孔隙度偏高^[6-8]。

固井质量对过套管测井的影响主要体现在声波测井上。固井质量好，则套管-水泥-地层胶结好，有利于发射的声波进入地层和传回的声波顺利接收；固井质量差则意味着套管和水泥之间（第一胶结面）或水泥和地层之间（第二胶结面）很可能存在间隙，对声波进出地层形成阻抗，进而导致测不到地层信息。

2 在渤海油田的应用

套管内测井资料录取技术在渤海油田主要应用于开发井和调整井测井作业，探井暂无应用。开发调整井裸眼内测井，通常的测井项目为自然伽马、电阻率或加中子孔隙度和密度，俗称“两条线”和“四条线”。套管内测井项目与裸眼测井基本一致，因为密度测井探测深度浅，只有9 cm左右，受其探测器极板位置、井斜和水泥环等因素影响，套管内密度测井很难有效获得地层信息，所以套管内测井组合应用声波全波列测井替换密度测井，且长源距声波测井质量好于短源距声波。

2.1 复杂井况条件下应用

海上钻井受平台位置和防碰限制，钻井难度相对更高，而且日费高，对时效要求高，钻井中出现复杂情况，快速处理是关键^[9]。

A井是一口开发评价井，8.5 in（1 in=2.54 cm）井眼（目的层）裸眼段长1 275 m，起下钻困难，频繁憋压憋扭矩，完钻后通井处理泥浆超过48 h，为了减少井眼暴露时间，避免井况进一步恶化，尽快顺利地将套管下到位，决定应用套管内测井资料录取技术代替裸眼测井。通过套管内测量自然伽马、电阻率、中子和声波，获得了地层物性和含油性等各项参数（图 4），准确完成了储层评价。从图中可以看到，测井曲线变化准确，无拖曳无平头，各条曲线形态变化具有一致性，对比邻井发现，曲线值与邻井一致，测井曲线能够真实反应储层物性和含油性。

在复杂井况条件下应用套管内测井资料录取技术可以有效解决因井眼状况差，无法进行裸眼测井，取不到测井资料的问题；将大幅降低复杂井况处理难度，减少处理时间，井眼只需达到顺利下套管即可，避免井眼因长时间浸泡，状况进一步恶化。海上钻井钻机日费昂贵，套管内测井可以不占井口作业，无钻机占用时间，有效降低费用，大于2 000 m的井，至少可以节省一个船天。

2.2 根据油藏需求加测

海上钻井平台作业，平台补给和作业物料由拖轮运送，受平台空间和海上运输的限制，海上测井作业设备需要提前准备运至平台。如果测井作业期间出现设备缺少或临时加测项目，由陆地紧急动员设备至平台一般需要较长时间，而这段时间平台只能空井等待。此种情况下应用套管内测井资料录取技术可以使平台无需等待，直接进行下套管作业，节省因等待造成的费用增加。

B井随钻测量“两条线”，完钻后通井测量中子和密度过程中设备故障，因现场无备用仪器，进行了套管内中子和声波测量。图 5是裸眼LWD与套管内测井曲线的对比，从图上可以看到，受井眼扩径影响LWD中子测井曲线（TNPH）变化强烈，测井值偏小严重，已不能有效反应地层信息，而套管内中子（CNCF）受井眼扩径影响较小，曲线整体质量明显好于裸眼LWD中子；套管内测井曲线变化平缓，薄层分辨能力要弱于裸眼测井。

C井是一口调整井，测井曲线如图 6，该井设计随钻测井测量“两条线”，根据油藏井位预测该井在开发目的层存在气顶，完钻后从录井气测和“两条线”测井曲线上看不出任何气顶特征，与钻前预测矛盾。为了进一步证实，需加测中子测井。因平台上无相关设备，紧急动员需要10 h，综合考虑成本时效和油藏需求，最终采用套管内测量中子孔隙度来识别气顶。图 6为该井目的层随钻测井与套管中子组合图，第三道为套管内测量的中子孔隙度曲线，该曲线在开发目的层顶部具有明显的“挖掘效应”，曲线特征明显，能够有效识别气层，该井最终应用套管内中子孔隙度测井证实储层确实存在气顶并确定了气油界面位置，为后期完井避气射孔方案制定提供了重要依据。

3 总结

套管内测井资料录取技术在渤海油田的应用实践表明，当固井质量合格的情况下，套管内测井能够获得品质较高的资料，能够满足油藏开发调整需求；但套管内密度测井探测深度浅受井眼和固井质量的影响最大，较难测得地层有效值，不作为主要的测量项目。在井眼扩径严重井段，套管内中子测井品质要优于裸眼测井，但薄层分辨率降低。针对海上油田作业风险大，成本高的特点，套管内测井资料录取技术应用可以有效降低作业难度，增加复杂井钻井成功率；在钻井平台上，套管内测井与其它作业同时进行，不占用钻机时间，可以有效降低成本。渤海油田稳产3 000×10⁴ t，开发调整井数量逐年增多，套管内测井资料录取技术具有良好的应用前景。