一種新的、高密度數字測井技術點亮了井眼中的高扭曲度區域，改善了生產設備的井下安置，減少了設備的損壞率。數字技術提供的高密度井眼扭曲測井，解決了鉆井和油氣開采作業的諸多問題。一個未討論的領域，即高密度井眼扭曲測井是如何幫助確定人工舉升設備最佳的井下安置，延長一口井的壽命。
在過去，測井方案并未涉及井眼扭曲測井，而是依靠隨鉆測量（MWD）進行井下勘測或者采用帶測徑器的間歇陀螺儀進行測量，分析基于狗腿度（DLS）的井眼幾何形狀。這種測量，對于特定的應用雖然其測量質量通常是可以接受的，但并不提供高精度、高分辨率井眼扭曲度和遇阻分析。為了解決市場設備的這一缺陷，Gyrodata服務公司開發了一種新的擁有專利權的高密度井眼測井技術，稱作MicroGuide。從這一新技術給人的印象來看，在如何處理現代油田中套管井的測井方面呈現出了一個步驟的變化。
理論

在規劃如何鉆一口井時，井眼的預定軌跡通常被認為是一條相對平滑的曲線。偏離這一軌跡一般被稱作井眼扭曲，井眼扭曲又可以井眼扭曲度來衡量，井眼扭曲度是通過取兩點之間實際距離的比率來確定的，包括任何曲線或弧線，將其除以直線距離。當井眼軌跡在較短的距離內發生較大的變化時，會出現各種問題，包括穿過軌跡偏離段的套管設定和下入，以及穿過同一井段安裝和通過采油設備。之前和目前的系統都在很大程度上探索使用測量井眼的狗腿來提供有關井眼軌跡的信息，但這些信息往往很難利用，因為其缺乏真正優化井眼定位所需的細節和清晰度。

MicroGuide系統在井下運行，接收來自井眼測井記錄多個測量點的數據。數據采自陀螺儀工具、磁性儀器，或其組合。此外，該系統根據接收到的數據，為井眼軌跡定義參考線，確定井眼軌跡與參考線的位移。通過基于這一輸入信息的一系列計算，能以三維（3D）形式可視化井眼形狀，因為這一物理系統被下入井下、在井下運行、發送數據到地面。將這一信息輸入進計算機并呈現出來，可讓石油公司就油氣井的開發做出關鍵決策，更有效地鉆一個低扭曲度且與計劃軌跡一致的井眼。在鉆完該井段后運行MicroGuide系統的情況下，了解和掌握井眼扭曲度能幫助石油公司就人工舉升和其它設備的井下安置做出更好的決策，將井下設備安置在低扭曲度區域。否則，如果沒有利用該系統獲得細節和精度更高的數據，就不可能做出這種預先知情的決策。

應用
改善電潛泵ESP的位置安放，提高產量，消除設備損壞。中東一家石油公司在鉆完一個側鉆井眼后，之前曾在5800ft（ft英尺，1ft=0.3048m）的測量深度安置了一臺電潛泵。雖然電潛泵最初的產量徘徊在日產原油390桶左右，但此后不久下降至0桶/日。在開始修井作業之前，需要進一步調查，確定井眼狀況，因為該公司懷疑產量不良的原因是電潛泵潛入或安置的深度不足。電潛泵最初安放選在了一個淺的位置（約在5700至5900ft測量深度之間），因為7in尾管處于井眼較深的高DLS（5°至7°/100ft）井段，如常規MWD測量所示。  

圖1
Gyrodata服務公司評估了現有的井下數據，以確定合適的行動路線。根據現有的信息，實施了MicroGuide高密度井眼扭曲測井服務，對井眼進行評估，給出一個更準確的電潛泵的安放位置。向該石油公司提供了扭曲度、最大工具外徑，以及其它與之有關的分析結論，這些信息通常不是通過傳統MWD工具的DLS計算獲得的。MicroGuide技術表明，穿越6000至7500ft的高扭曲區域，將電潛泵安置在7570和7770ft之間是可能的，這是產量高產出的首選深度。見圖1（圖1：利用常規MWD技術，該石油公司認為最佳的電潛泵安置位置在5700ft和5900ft測量深度之間，然而，高密度井眼扭曲測井發現了另一個低DLS區域，在這個區域安置電潛泵會獲得更高的產量，故障也會較少）。在進行了新的位置確定后，這家石油公司繼續使用該技術，以確保安全操作，避免在向井下輸送過程中對電潛泵造成任何損傷。

在7650ft的位置成功安裝了電潛泵后，根據測井數據，電潛泵再次開始生產，產量從390增至600桶/日。除了幾乎54%的產量增長外，該石油公司還通過避免每3至4周電潛泵的啟/停作業，包括中途修井，實現了時間和成本的節約。通過揭示傳統MWD定位的局限性，MicroGuide測井服務成為了石油公司未來油氣井設計規劃的部分內容，使他們能在井下正確的放置電潛泵，避免出現意外過早的損壞。

在拉丁美洲，一家石油公司正面臨電潛泵故障的挑戰，因時間損失和設備損壞而遭遇重大成本損失。在遭遇了困難的下套管作業后，該石油公司懷疑井底鉆具組合（BHA）存在問題，但井已按計劃進行了鉆井，而且，依據的是MWD傳感器采集的數據實施的定向鉆井。為了找出設備損壞和故障的原因，該石油公司決定在井的9?-in.套管段下入MicroGuide系統實施高密度測井。

最初鉆這口井采用了旋轉導向系統（RSS），井下采用了一套降陀螺 + MWD工具進行測量，下至2705m（8875ft）。MWD測量只收集數據至總井深3272m（10750ft）。MWD最后測量的400m（1312ft）數據表明，就方位角而言，這部分井段從58°傾斜至70°。然而，有跡象表明，12¼-in. BHA在起出井眼過程中出現了一些問題，從3290至2775m （10794至9104ft）進行了倒劃眼作業，從3290至3156m（10794至10354ft）進行了必要的井眼清理。在下9?-in.套管時，管柱在3264m（10709ft）處遇卡，且無法繼續下入。重新嘗試上提管柱無效，油公司必須執行一次清理作業，將套管遇卡區域清理干凈。在下入完井設備并將電潛泵安置就位后，油氣生產可以短暫地進行，直到電潛泵出現故障為止。
 
圖2
運行MicroGuide系統能讓石油公司以1ft的間隔跟蹤井眼軌跡，這表明，相比石油公司以前僅憑MWD數據看到的結果與井是如何鉆進的真實結果有著截然不同的情景。見圖2（圖2：灰色線顯示了最初的井眼軌跡，采用了每個點采集的測量數據。根據從MicroGuide系統獲得的測井數據，紅色線表示真實的井眼軌跡。套管柱的嚴重扭曲和微狗腿造成了設備的損壞，電潛泵未安置在最佳的位置）。雖然檢查MWD傳感器數據未見到有嚴重誤差的證據，但這口井未曾像預期的那樣按正確軌跡鉆井，而是根據陀螺儀測量的數據決定鉆進的。該石油公司已因時間損失和設備損壞支付了超過700萬美元的費用，而MicroGuide系統在套管內識別出的微狗腿并未被MWD測量系統所檢測到，同時，MicroGuide系統還采集了微狗腿長度間隔點的數據。高密度井眼數據揭示了現有BHA的性能缺陷，它幫助石油公司確定電潛泵的最佳安放地點為井眼向上150m（492ft）的位置，避免了電潛泵的進一步損壞。

檢測到井眼異常后優化抽油桿引導器的安放位置。一家石油公司在美國德克薩斯州接近加拿大的阿納達科盆地為一口井配備了一個有桿泵人工舉升系統來提高產量。僅僅一周后，該系統就崩潰了。該公司發現抽油桿存有大范圍損壞，抽油桿在4700ft測量深度處已經脫離或斷開。盡管采取了常規鉆井測量，但由于測量沒有在最初選擇的深度標明任何標記，所以該公司無法確定抽油桿損壞的原因。該公司設定了新的目標，了解該系統曾發生了什么情況，以便更好的定位抽油桿引導器，最大程度地提高油井產量。

采用傳統的鉆井測量系統是為了確定最初抽油桿的安放位置。系統下井后，石油公司了解到采用這種90ft測量間隔的方法在此次應用中是不夠的。為了克服這一局限，該公司運用了MicroGuide系統，為的是獲得更高的1ft間隔分辨率的高精度測量數據。利用MicroGuide系統記錄2?-in油管內10550ft的深度，為該石油公司提供進入扭曲段的更多洞察或領悟，包括最大可用的工具外徑、以及該井真實的微狗腿的情況。使用MicroGuide系統后，該公司發現了一個大的異常。

由MWD設備提供的最初的DLS分析表明，整個這部分井段（約在4150ft之前）DLS幾乎未超過1°，如圖3所示（圖3：傳統MWD最初在4150ft之前測量的這部分井段報出DLS不到1°）。然而，僅憑DLS并不能提供井下一切情況的全貌，而MicroGuide系統還能計算側向力。如圖4所示（圖4：MicroGuide測井解釋了利用DLS來了解井筒狀況固有的局限性，還需加上計算側向力，才能強化之前MWD測量未捕獲到的存有幾處高扭曲區域的斷言），在4640ft和4690ft之間明顯存在額外的高扭曲區域，而這一高扭曲井段是抽油桿泵系統過早失效的根本原因。更好地了解井筒剖面能使石油公司最大程度地提高產量，延長井的壽命，而精準的井筒剖面可以通過高密度測井數據和阻塞分析來實現。由于井下設備過早的損壞、以及所導致的生產損失，作為一項額外的好處，石油公司通過避免每年需要平均三次的修井作業來實現成本節省。
 
圖3
另一家在俄克拉荷馬州Debuhr油田的石油公司，在他的其中一部人工舉升系統作業期間曾經歷過持續的抽油桿引導器故障，每1個半月就不得不進行一次抽油桿斷脫維修。該公司使用一個標準的抽油桿引導器設計程序，試圖實現幾種不同的抽油桿設計，但還是不斷出現問題和多達10 次替換。進一步檢查發現，嚴重的對抗油管的側負載是導致抽油桿重復出現疲勞故障的原因，造成了巨大的經濟損失。每次故障平均維修花費5000美元，造成長達兩周的停機時間，導致每日約4桶的產量損失。為了彌補這些損失并制定一項更好的未來計劃，該石油公司要求對井筒剖面和井下狀況進行一次深入調查。

圖4
最初，該石油公司只有單射孔數據，數據表明該井有一個小于1.7°的傾斜；井被假設為是垂直的，這與使用傳統的MWD測得的數據結果一致。然而，使用MicroGuide系統允許以1-、5-、和25-ft的間隔進行測量，再對這些真實的高分辨率數據記錄進行分析。Gyrodata服務公司發現在3000ft的測量深度有一個明顯的傾斜尖峰，這在采用傳統MWD測量的方法時未被探測到。在分析了MicroGuide系統的扭曲計算結果后，很明顯，井筒中存在一些抗壓強度和彎曲的區域。這些問題導致了抽油桿引導器在3000ft測量深度處出現疲勞故障，此處存在明顯的對抗油管的側負載。

使用MicroGuide系統，石油公司可以通過識別圖5中3000ft測量深度處孤立的狗腿來獲得一個更清晰和更準確的井筒狀況的描述（圖5：紅色線代表高密度側負載數據，數據顯示了在3000ft測量深度處一個巨大的尖峰側載荷，“與孤立的狗腿有關”，MWD設備未能檢測到這一異常）。高分辨率數據改進了建模計算，從而能夠開發一種新的抽油桿引導器設計。實施新設計后，該石油公司消除了與抽油桿引導器相關的故障。到目前為止，與之前相比，該系統為這家石油公司節省了超過5萬美元的維修費用，每年節省修井作業時間70天，減少了生產成本損失和抽油機停機時間。
 
圖5
能源行業將繼續探討傳統設備與數字技術之間發揮協同作用的各種方式，這將改變商業模式和創新范例。在先進設備和技術的相交處，為了了解井眼中的扭曲和阻塞區域，Gyrodata服務公司已開發出一個獨特的產品。由于各石油公司都試圖通過結合各種其它技術組件來規劃出更清晰、更精準的井下設備安置，他們會明智地考慮擁有高密度井眼測井數據的好處，以便更好的為其決策提供更具價值的信息。（文獻源自Gyrodata服務公司）