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[摘 要]在油田套管状况监测中，多臂井径测井是套损监测的一种有效手段。而随着油田开发年限的增加，油水井套管损坏量逐年增加，且井况越来越复杂，给監测工作带来了一定困难。尤其是多臂井径测井在应用过程中受砂卡、井斜影响、分辨率、深度校正等因素的影响，精度会出现较大误差，因此针对这些影响因素，提出针对性的解决对策对于提升资料录取品质，使该项技术能更好地应用于油田动态开发中非常重要。
[关键词]油井套损检测 多臂井径测井；影响因素；解决方案
中图分类号：P631.83 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0035-01
0.引言
随着油田开发的逐步深入，油水井均不同程度出现了套管损坏现象。套管损坏的原因很多，然而由于套管是通过水泥与地层胶结在一起的，很难从井中取出到地面，只能通过井下仪器对其进行检测，以便为套损井的修复提供依据。多臂井径测井能够及时检测套管的状况，为油井作业、大修提供全面的套管状态信息。多臂井径仪广泛应用于套管状况监测中，但是由于井况越来越复杂，在测井过程中出现了一些影响因素，在一定程度上限制了仪器应用。因此，需明确这些影响因素并做好针对性应对以提高测试精确度。
1.多臂井径测井原理
多臂井径测井是通过多臂井径仪来实现的，多臂井径仪是通过多个独立测量臂来实现检查油管、套管的形变、弯曲、断裂、孔眼、内壁腐蚀等情况。该仪器通过电动机拖动测量臂、扶正臂的打开与收拢，仪器在井筒中处于居中情况下进行测量。仪器的测量臂由弹簧支撑，每支测臂都对应一支无触点位移传感器，每个测臂的位移变化直接反映到相应的传感器上。井下信号经编码处理，通过电缆将这些位移量处理、编码、传送到地面，经软件解码后得到套管内径的展开成像，圆周剖面成像，柱面立体成像解释图，清晰反应井下套管的受损情况。
目前生产用的多臂井径测井仪器主要分为两类，一类是独立臂井径测井仪，另一类是非独立臂井径测井仪。目前油田在用的独立臂井径测井仪有16臂、36臂、40臂等多种，其中最常用的是16臂井径仪和40臂井径仪。这些仪器主要依靠对应的独立测量臂输出显示多条井径曲线，并分别根据这些曲线数据，计算出套管变形的最大内径、最小内径数值及套变深度；经过计算机处理，还可以描绘出套管结构状况立体图形和彩色成像显示图。该测井系列数据采集的密度大，再加上高速度的数据传输系统及立体彩色成像技术，使得在任意深度都可以获得套管内径截面图及俯视图，对探测套损形态和准确定位套损深度有着重要的作用。非独立臂井径测井仪不能输出每个独立臂的井徑曲线，只能给出最大井径和最小井径曲线，并计算得出平均井径曲线或者套管的剩余臂厚。
2.影响因素及解决方案
2.1 井内出砂影响
油井出砂是比较常见的现象，由于多臂井径仪器测量系统机械结构特点，探测臂、推杆以及扶正器等机械部分多为敞开式设计，且部件之间空隙较小。仪器下井过程中，细砂极易侵入机械运动部件内部，包括弹簧组件、内测杆、尾槽与测量臂缝隙间，阻碍仪器机械部分的正常运转，从而影响仪器探测臂的正常打开和收回。在测井过程中，会导致部分臂甚至全部测量臂无法张开，影响录取资料准确性甚至对仪器造成损害。
解决方案：根据多年的施工经验，即仪器在地面完成现场刻度后，在测量臂机械系统内注入硅脂，然后收臂，使测量系统中机械部件问充满硅脂，避免井内砂或者杂物进入机械测量系统，确保测量臂能完全张开，伸缩自由。
2.2 井筒斜度影响
大斜度井多臂井径测试最大的难题就是仪器在井内无法居中，出现“偏心”现象而影响测试资料的质量。在斜井中，仪器受自身重力作用的影响，在井内不能完全居中，测量出来的最大井径、最小井径、平均井径曲线往没有变形的升段内不重合，且差异较明显，当井斜大于30度的深井中问题尤为突测井资料显示井筒截而为椭圆，曲线较难反应套管内径变化的真实情况。
解决方案：在仪器两端加装强度可调的弹片式扶正器，根据井斜状况调节好，与仪器自身的扶正臂组成两套扶正系统，在斜井中有效克服重力影响，保证仪器居中。
2.3 采样率影响
在射孔状况检查及找漏失位置状况上，采样率有着极大影响。常规套变测试中，一般采用的采样率64点/m，测速为600m/h。但是在射孔状况检测上，此设置下将会漏测射孔数量。分析原因主要是在64点m采样率的情况下，纵向分辨率为15.6mm，而目前大部分井为89弹的孔洞，孔径在7—12mm左右，由于锈蚀或结垢导致孔径变得更小，难以测全。
解决方案：在仪器臂径向间距离是固定值，机械结构不变的情况下，纵向分辨率和采样率正比，要想测全射孔数量，必须提高仪器的纵向分割率，由不同采样率下的分辨率表可知，256点/m的采样率能够满足要求，增至测井软件中。另一方而，增加采样率后必须降低测井速度，仪器每帧数据周期为45ms，如果采用256点/m的采样率，经过计算，测井速度小于300m/h为佳。经现场测试，在射孔检测上，资料品质得到大幅提升。如果条件允许，刮削、洗外后测试效果更好。
2.4 深度校正影响
在现场多臂井径测井中，一般采用短套来校深，而在测试井段没有短套时，大多采用延长测试井段（包含短套），由于测量井段增加，加大测量臂的磨损。如果套变位置比较浅，则根据电缆拉伸大致估算深度，导致套变实际位置不准确
解决方案：多臂井径仪挂接伽马仪，采用自然伽马曲线进行校深，实现多臂井径和自然伽马组合测井，能够准确判定套损位置。这个实现起来比较容易，此外，部分仪器厂家已经设出与多臂井径配套的伽马仪，实现伽马与井径曲线同时测量。
2.5 遇阻影响
在多臂井径测井中，由于套拟、破裂的彬响，仪器遇阻是经常发生的事情。国内油田应用最多的是外径73mm的四十臂，提前遇阻导致测不全或测不到变形位置，通常只能测试遇阻位置之上井段。
解决方案：测前采用大于仪器外径的通井规进行通井，在国内油田，作业队为提高施工效率，通常采用油管+笔尖进行通井冲砂工序，由于油管外径73mm，油管节箍外径89mm，对于四十臂仪器可以满足要求。但是还存在一种现象，由于通井管柱重量远远大于井下仪器重量，即使通井管柱能够下过的位置，仪器依然会遇阻。在这种情况下，遇阻位置下井段，采用小直径仪器补充测量。需要特别注意的是在遇阻位置时，仪器在井筒内处于轻微倾斜状态，打开测试臂上提仪器时，仪器要自行转为垂直状态，此时探测臂与套管壁会有一个相对作用力，加之电缆扭力致仪器一定程度旋转，导致探测臂受损。因此，现场施工时尽量不在遇阻位置就打开探测臂进行上提测量，而是留1—2米的“口袋”作为缓冲区，先上提电缆，使仪器在井内处于竖直状态，然后再打开探测臂上提仪器测井，确保仪器安全。
3.结论
多臂井径测井技术在油田套损防治领域作用重大、前景广阔，但由于油水井套管损坏逐年增加，且井况越来越复杂，给监测工作带来了一定困难，降低了测量精度，统计分析发现砂卡、井斜影响、分辨率、深度校正等因素是影响多臂井径测井精准性的主要原因，因此需及时加以分析，并得出解决办法，同时要进一步加强仪器及施工工艺的优化和改进，使其满足测井要求。
参考文献
[1] 夏竹君.四十臂井径测井资料精细解释方法探讨[J].石油仪器，2011，25（5）：26-28.
[关键词]油井套损检测 多臂井径测井；影响因素；解决方案
中图分类号：P631.83 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）25-0035-01
0.引言
随着油田开发的逐步深入，油水井均不同程度出现了套管损坏现象。套管损坏的原因很多，然而由于套管是通过水泥与地层胶结在一起的，很难从井中取出到地面，只能通过井下仪器对其进行检测，以便为套损井的修复提供依据。多臂井径测井能够及时检测套管的状况，为油井作业、大修提供全面的套管状态信息。多臂井径仪广泛应用于套管状况监测中，但是由于井况越来越复杂，在测井过程中出现了一些影响因素，在一定程度上限制了仪器应用。因此，需明确这些影响因素并做好针对性应对以提高测试精确度。
1.多臂井径测井原理
多臂井径测井是通过多臂井径仪来实现的，多臂井径仪是通过多个独立测量臂来实现检查油管、套管的形变、弯曲、断裂、孔眼、内壁腐蚀等情况。该仪器通过电动机拖动测量臂、扶正臂的打开与收拢，仪器在井筒中处于居中情况下进行测量。仪器的测量臂由弹簧支撑，每支测臂都对应一支无触点位移传感器，每个测臂的位移变化直接反映到相应的传感器上。井下信号经编码处理，通过电缆将这些位移量处理、编码、传送到地面，经软件解码后得到套管内径的展开成像，圆周剖面成像，柱面立体成像解释图，清晰反应井下套管的受损情况。
目前生产用的多臂井径测井仪器主要分为两类，一类是独立臂井径测井仪，另一类是非独立臂井径测井仪。目前油田在用的独立臂井径测井仪有16臂、36臂、40臂等多种，其中最常用的是16臂井径仪和40臂井径仪。这些仪器主要依靠对应的独立测量臂输出显示多条井径曲线，并分别根据这些曲线数据，计算出套管变形的最大内径、最小内径数值及套变深度；经过计算机处理，还可以描绘出套管结构状况立体图形和彩色成像显示图。该测井系列数据采集的密度大，再加上高速度的数据传输系统及立体彩色成像技术，使得在任意深度都可以获得套管内径截面图及俯视图，对探测套损形态和准确定位套损深度有着重要的作用。非独立臂井径测井仪不能输出每个独立臂的井徑曲线，只能给出最大井径和最小井径曲线，并计算得出平均井径曲线或者套管的剩余臂厚。
2.影响因素及解决方案
2.1 井内出砂影响
油井出砂是比较常见的现象，由于多臂井径仪器测量系统机械结构特点，探测臂、推杆以及扶正器等机械部分多为敞开式设计，且部件之间空隙较小。仪器下井过程中，细砂极易侵入机械运动部件内部，包括弹簧组件、内测杆、尾槽与测量臂缝隙间，阻碍仪器机械部分的正常运转，从而影响仪器探测臂的正常打开和收回。在测井过程中，会导致部分臂甚至全部测量臂无法张开，影响录取资料准确性甚至对仪器造成损害。
解决方案：根据多年的施工经验，即仪器在地面完成现场刻度后，在测量臂机械系统内注入硅脂，然后收臂，使测量系统中机械部件问充满硅脂，避免井内砂或者杂物进入机械测量系统，确保测量臂能完全张开，伸缩自由。
2.2 井筒斜度影响
大斜度井多臂井径测试最大的难题就是仪器在井内无法居中，出现“偏心”现象而影响测试资料的质量。在斜井中，仪器受自身重力作用的影响，在井内不能完全居中，测量出来的最大井径、最小井径、平均井径曲线往没有变形的升段内不重合，且差异较明显，当井斜大于30度的深井中问题尤为突测井资料显示井筒截而为椭圆，曲线较难反应套管内径变化的真实情况。
解决方案：在仪器两端加装强度可调的弹片式扶正器，根据井斜状况调节好，与仪器自身的扶正臂组成两套扶正系统，在斜井中有效克服重力影响，保证仪器居中。
2.3 采样率影响
在射孔状况检查及找漏失位置状况上，采样率有着极大影响。常规套变测试中，一般采用的采样率64点/m，测速为600m/h。但是在射孔状况检测上，此设置下将会漏测射孔数量。分析原因主要是在64点m采样率的情况下，纵向分辨率为15.6mm，而目前大部分井为89弹的孔洞，孔径在7—12mm左右，由于锈蚀或结垢导致孔径变得更小，难以测全。
解决方案：在仪器臂径向间距离是固定值，机械结构不变的情况下，纵向分辨率和采样率正比，要想测全射孔数量，必须提高仪器的纵向分割率，由不同采样率下的分辨率表可知，256点/m的采样率能够满足要求，增至测井软件中。另一方而，增加采样率后必须降低测井速度，仪器每帧数据周期为45ms，如果采用256点/m的采样率，经过计算，测井速度小于300m/h为佳。经现场测试，在射孔检测上，资料品质得到大幅提升。如果条件允许，刮削、洗外后测试效果更好。
2.4 深度校正影响
在现场多臂井径测井中，一般采用短套来校深，而在测试井段没有短套时，大多采用延长测试井段（包含短套），由于测量井段增加，加大测量臂的磨损。如果套变位置比较浅，则根据电缆拉伸大致估算深度，导致套变实际位置不准确
解决方案：多臂井径仪挂接伽马仪，采用自然伽马曲线进行校深，实现多臂井径和自然伽马组合测井，能够准确判定套损位置。这个实现起来比较容易，此外，部分仪器厂家已经设出与多臂井径配套的伽马仪，实现伽马与井径曲线同时测量。
2.5 遇阻影响
在多臂井径测井中，由于套拟、破裂的彬响，仪器遇阻是经常发生的事情。国内油田应用最多的是外径73mm的四十臂，提前遇阻导致测不全或测不到变形位置，通常只能测试遇阻位置之上井段。
解决方案：测前采用大于仪器外径的通井规进行通井，在国内油田，作业队为提高施工效率，通常采用油管+笔尖进行通井冲砂工序，由于油管外径73mm，油管节箍外径89mm，对于四十臂仪器可以满足要求。但是还存在一种现象，由于通井管柱重量远远大于井下仪器重量，即使通井管柱能够下过的位置，仪器依然会遇阻。在这种情况下，遇阻位置下井段，采用小直径仪器补充测量。需要特别注意的是在遇阻位置时，仪器在井筒内处于轻微倾斜状态，打开测试臂上提仪器时，仪器要自行转为垂直状态，此时探测臂与套管壁会有一个相对作用力，加之电缆扭力致仪器一定程度旋转，导致探测臂受损。因此，现场施工时尽量不在遇阻位置就打开探测臂进行上提测量，而是留1—2米的“口袋”作为缓冲区，先上提电缆，使仪器在井内处于竖直状态，然后再打开探测臂上提仪器测井，确保仪器安全。
3.结论
多臂井径测井技术在油田套损防治领域作用重大、前景广阔，但由于油水井套管损坏逐年增加，且井况越来越复杂，给监测工作带来了一定困难，降低了测量精度，统计分析发现砂卡、井斜影响、分辨率、深度校正等因素是影响多臂井径测井精准性的主要原因，因此需及时加以分析，并得出解决办法，同时要进一步加强仪器及施工工艺的优化和改进，使其满足测井要求。
参考文献
[1] 夏竹君.四十臂井径测井资料精细解释方法探讨[J].石油仪器，2011，25（5）：26-28.