Petrophysics 2025年第4期论文摘要翻译

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本期摘要【译者：阎泽华、甘力雄、黄海涛、刘森、梅前哲、马家驹、杨烁奇、廖文龙、周迎、王明星，校稿：许巍、邓瑞、宋红伟、聂昕、赵彬，单位：长江大学】

从档案利用到弃井作业：应用生成式人工智能优化老旧油井的封堵与废弃流程

Jayabrata Kolay, Simon Copping, Håkon Våge Arild, Andrew Reisdorf, and Abdou Benslimani

 井筒封堵与弃置（P&A）作业因安全环保因素成为油气行业的关键环节。有效的弃置作业需要全面掌握井下内容物信息，包括完井结构、地层构造和储层特性等统称为井筒数据的综合资料。在启动任何P&A项目前，必须完整收集候选井的所有相关数据。然而行业始终缺乏确保数据准确性和P&A设计方案有效性的数据采集流程。本研究旨在通过运用生成式人工智能（GenAI）技术，从历史手稿、井况报告和档案文献中系统提取井筒数据，从而设计并实施优化的P&A工作流程。

    本文阐述了如何利用GenAI工具扫描井筒文件以提取完整数据，确保信息无遗漏。通过训练AI模型识别并提取各类历史资料中的相关信息，经验证的数据将集成至Wellbarrier井筒完整性管理系统（WIMS），该系统用于设计与执行P&A工作流程（Omar等，2023）。研究表明，GenAI技术的应用显著提升了P&A作业的精确性、效率与可靠性。这种人工智能数据提取的创新方法能有效捕获并利用所有相关历史数据，从而生成契合每口井特定条件和需求的优化P&A方案，全面提升退役井作业的安全性与有效性。该研究实现了P&A流程的多项重大改进：数据准确性提高、作业效率提升、工作流程优化。通过确保法规符合性与风险防控，研究成果将有力保障弃置井的长期完整性及环境保护，并为井筒完整性管理领域的发展提供宝贵经验与方法论借鉴。

开创性的测井技术：光纤在井筒完整性监测中的作用

Abdulaziz Bazaid, Noureddine Benlakhdar, Vishnu Raveen, and Mohamed Sheshtawy

 维护井筒完整性是确保油气生产安全、高效和经济可行的关键环节。传统的完井诊断工具（如井径、单点声波和温度测井）虽然被广泛用于评估井况，但在面对复杂、间歇性或分布式异常时，往往因其固有的时空局限性而难以胜任。这些局限可能导致诊断结果模糊或不确定，浪费大量时间并增加修复成本。

 本研究对比分析了传统方法与最新分布式光纤传感（DFOS）技术的优劣。特别强调了分布式温度传感（DTS）与分布式声波传感（DAS）在两个实际油田案例中的诊断能力。在这些案例中，传统工具未能精确识别油管与套管环空之间的异常通信来源；而光纤技术则提供了全面、实时的洞察，并能在极短时间内准确定位异常区域。

 研究表明，光纤传感的引入不仅显著提升了诊断的准确性，还将诊断时间缩短了85%以上。这些结果显示，光纤技术标志着井完整性评估方法的范式转变：从解释性和被动响应，迈向实时、高分辨率、主动式的诊断体系。

复杂完井多管柱系统的首次腐蚀状态评估与完整性研究

Ahmed E. Fouda, Junwen Dai, Huiwen Sheng, Mahmoud Saada, and Sushovon Roy

  完井作业通常包含一系列多重屏障，这对于保证生产活动和保护含水层免受污染物侵入至关重要。监测完井结构完整性，对于确保油气生产可靠性、保护环境具有重要意义。在涉及不同压力梯度、复杂地层情况或腐蚀性环境的完井作业中，屏障的数量可能超过五层以增强保护，评估此类井筒内管柱完整性的难度显著增加。即使可以进行油管提取，多重永久性屏障的存在也加剧了当前无损检测技术准确评估各层屏障内金属损失的难度。本文通过一个全尺寸实验装置进行了全面论证，重点介绍了一种采用多发射器和多接收器阵列的多频电磁（EM）管柱检测仪器的应用，该仪器可在七层屏障的情况下用于评估屏障的壁厚。该实验装置由七根外径（OD）从2.875英寸到24英寸不等的管道组成，内含非均匀的机械加工缺陷，以模拟真实腐蚀引起的金属损失形态。通过利用从全尺寸实验装置获取的场地试验数据和真实井场数据，证明了该仪器在七层管柱场景下的有效性。这些测试结果证明，该仪器能够精确测定多达七层嵌套管柱中每一层屏障的腐蚀程度与位置。此外，现场试验表明，这种无损检测工具在评估此类复杂完井中金属损失的根本原因方面能够发挥重要作用，为修复措施的制定提供了理论基础。

新型扇形电磁扫描技术在井筒完整性挑战中的应用

Rehan Jawed, Abdulaziz Bazaid, Alexey Malyazin, and Ehsan Murad

 本文探讨了新型扇形电磁扫描工具在气井井筒完整性问题诊断中的应用，例如金属腐蚀和管柱变形等。该工具增强了对井的第一道屏障（即最内层的管柱）的缺陷检测能力，能够实现方位分辨率和壁厚的局部测量。而传统的电磁探伤测井方法采用环向平均的测量方式，可能忽略局部异常，从而低估井的完整性风险。

 研究结合实验室和现场应用验证了该工具的性能。实验室测试涵盖了多种管柱结构，包括单层屏障、双层屏障以及铬合金完井结构，用以评估工具的灵敏度和准确性。此外，该工具能够区分均匀和局部金属损耗，诊断能力优于传统的平均电磁测量方法。

 现场应用在一口产气井中进行，井中含有4.5英寸油管和带有孔洞的4.5英寸套管。油管为较小直径的管道，安装于外层固井管柱内，主要用于将储层流体从产层输送至地面；套管为嵌入另一段固井管道内的段式水泥管，通常用于隔离特定层位、加强井筒结构、阻止层间流体窜流或优化特定储层区的产能。扇形工具与传统的机械多臂井径仪（MFC）及平均电磁测量法配合使用。

 该工具还能检测套管的变形，与井径测井中观察到的椭圆化现象相对应。其扇形测量显示出不同径向传感器之间金属响应不一致，反映出传感器与管壁之间距离不均，表现出机械变形的典型特征。

 扇形电磁扫描工具具备多项优势，包括完整的环向覆盖、方位分辨率测量能力，并能在所有流体环境中运行，包括充满气体的井筒。其非接触式测量方式确保了其与涂层管柱和内衬管道的良好兼容性。

 研究结果表明，该工具在井完整性管理中的应用前景广阔，能够实现局部缺陷的早期发现，降低维护成本，提高井筒安全性与作业性能。

采用创新方法增强对带熔结环氧（FBE）涂层非常规完井的井筒完整性评价

Abdulaziz Bazaid, Rehan Jawed, Apoorva Kumar, and Abdou Benslimani

 非常规管材如带熔结环氧（FBE）涂层的套管的水泥胶结评估对现有的传统超声波技术提出了诸多挑战。涂层界面作为一个额外的界面，影响了传统超声波测井仪声阻抗测量的准确性。本研究详细介绍了为应对这些挑战而进行的弯曲波与超声波组合测井仪的测试和验证工作。

 研究在地面加压安全罐中使用了新型的弯曲波和超声波换能器，该换能器发射并接收超声波以探测套管、水泥以及水泥与地层/第二层套管之间的界面。测试了四根FBE涂层管样；这些样品的不同之处在于其外径以及固结所用水泥浆的密度。

 为验证弯曲波与超声波组合测井仪在FBE涂层套管中的响应，将7英寸和9.625英寸的FBE涂层套管设置在罐体中，以模拟每种套管尺寸的测量。模拟包括两种场景。首先是自由管测量：将罐内充满淡水（声阻抗1.48 MRayls），先后以7英寸和9.625英寸套管为目标，且其环空外部为自由管（即无水泥）。其次是水泥胶结管测量：对两个目标套管施加水泥环，7英寸套管使用121磅/立方英尺（pcf）的水泥浆，9.625英寸套管使用91 pcf的水泥浆，同时保持罐内为淡水（1.48 MRayls）。

 使用弯曲波与超声波组合测井仪成功对7英寸和9.625英寸管样进行了测试。该仪器通过同时采集超声波脉冲回波测量数据和弯曲波成像，能够提供高分辨率的套管壁厚和水泥分布图，并在涂层套管中实现全井周覆盖。结果表明，所测样品的套管壁厚和套管内半径均符合预期。在自由管和水泥胶结管条件下，从弯曲波测量获得的7英寸和9.625英寸管样环空材料的声阻抗值，其精度均在±0.5兆瑞利的范围内。经验证后，该弯曲波与超声波组合测井仪已成功在超过50口带涂层套管的井中进行了作业，并为所有这些井提供了增强的水泥胶结和腐蚀评价。

    本项工作展示了先进技术和专业技术的结合，能够实现可靠的屏障评估，从而保障井筒完整性。

利用高分辨率声学成像技术革新中东地区复杂套管完整性分析

Mohammed F. Alatigue, Peter I. Egbe, Raed Aljedawi, and Trent Pehlke

 高分辨率声相成像技术首次在中东地区成功应用，对多口井的套管井筒完整性和完井性能进行评估。此次基于完整性需求的检测标志着该创新技术首次实际下井进行井筒完整性风险调查。本文介绍了这项新技术，展示并验证其在井筒完整性评估中的核心应用，重点呈现2023年实施测井的三口井的检测成果。

 该固态声学成像技术采用环绕工具头部的多达512个独立传感器阵列。每个传感器采集振幅（声波强度信号）和飞行时间测量数据，通过专有表面检测与缺陷定位算法，将数据处理成三维渲染图像、常规二维测井曲线以及所有缺陷的亚毫米级精确测量结果。传感器阵列完全通过电子化软件控制，可将声波能量聚焦于套管壁，且聚焦距离可实时调整，从而实现单次下井即可评估不同直径的多层套管或油管柱。

 该技术可检测套管井的内外径腐蚀与点蚀、套管变形、连接缺陷（如过扭矩）、破漏以及射孔/工程穿孔等问题，显著提升套管井完整性检测的效率和价值。

 本文展示了通过该技术成像的井完整性缺陷实验室验证结果，并提供了2023年全程检测的井例实证。检测中发现多个独特现象，本文还将呈现部分最具价值发现的新型图像。

脉冲涡流测井技术在第三层管柱的过油管套管损伤检测

Rehan Jawed, Marvin Rourke, William Redfield, Moustafa Ismail, and Neil Sookram

 在稠油井蒸汽吞吐增产过程中，如何确保井内管柱的长期完整性是一项复杂且严峻的挑战。注蒸汽产生的极端热应力以及井筒沿程的温度波动，可能导致套管发生挤毁或断裂等失效事故，严重威胁油井生产效能。要识别并管控此类风险，必须对潜在套管损伤实施有效监测与早期预警。脉冲涡流（PEC）电磁（EM）探伤测井技术正是达成该目标的有效手段，其提供的关键数据可为制定风险缓解策略提供核心依据。

 PEC技术的一项显著优势在于其具备全生命周期连续监测能力。通过在注汽前实施基线检测并开展周期性复测，作业者可系统追踪井筒完整性的动态演变。这种时移监测模式对潜在风险的前置识别至关重要，能有效避免故障升级引发的重大损失。PEC的另一核心优势是免起管柱的套管损伤检测能力，该特性显著降低了修井作业相关的操作成本与非生产时间。

 本论文深入探讨PEC套管探伤技术在热采井完整性监测中的应用，系统阐述其物理原理、作业流程及针对第三层管柱损伤的优化检测方法。由于热采井套管断裂通常发生在套管接箍附近，而传统方法在准确识别此类问题时存在困难，因此该技术具有重要意义。文章还将PEC检测结果与传统的多指井径仪测井结果进行了对比，验证了其可靠性。文中所列应用实例表明PEC技术成功实现了对第二、三层管柱损伤的检测，在数百口稠油井应用中保持近100%的检出率，进一步证明了该技术在帮助作业者维持热采井完好性方面的有效性。

基于信号模式分解和物理信息决策的井筒完整性测井中多层金属套管自动化异常检测

Ze Wang, Moustafa Ismail, Karim Khalil, Lijian Jiang, and Noureldien Darhim

利用井筒完整性测井进行异常检测对于多层金属套管井而言至关重要，因为它能帮助运营商节省高昂的维修成本，避免油井可能面临的报废风险。然而，接箍和伪影等特征常常会掩盖外管的信号，这使得异常解释工作变得格外具有挑战性。为解决这一问题，一种自动化异常检测方法应运而生，该方法能够从复杂的测井结果中有效分离出接箍信号与腐蚀信号。这种方法显著提高了具有多达五层套管的油井的分析准确性和效率。

该异常检测方法以脉冲涡流电磁仪器获取的套管井测井图像为输入，分别输出接箍和异常的位置信息。该方法包含两个步骤——信号模式分解和决策过程。其中引入了一种新的分层多分辨率变分模式分解（HMVMD）方法，通过将输入分解为一组基于频率的模式，来提取与异常相关和与接箍相关的信号。决策阶段采用基于贝叶斯定理设计的决策树，其过程通过马尔可夫建模得以简化。此外，设计中还融入了套管井完井的先验知识，以进一步优化结果。

为评估所提出的方法，已在生产井中开展了现场试验。通过从原始数据中分离出与厚度相关的信号，原本被掩盖的异常变得可解释。该方法在数据去噪方面表现出色，通过将信噪比（SNR）提升至29分贝，有效降低了噪声干扰。它节省了测井分析师手动区分接箍所花费时间的90%——传统上这一工作需要数小时，从而显著提升了解释效率。在五套管场景中，结果显示内层三根套管的检测准确率约为99%；对于信噪比低且外管信号被内层掩盖的第四和第五根套管，其准确率分别保持在90%以上和75%以上。此外，在涉及完井设备和偏心等复杂井况下，该方法仍能保持较高的准确率。

    这种新方法为解释专家提供了一种高效且准确的多金属套管异常分析工具。

一种基于数据驱动的 Koopman 建模与集合卡尔曼滤波的随管套管变形检测方法

Linh Ho Manh, Yuan Zi, QinShan Yang, and Alexander Tarasov

 维持井筒完整性对油气工程的作业安全、环境保护与经济高效至关重要。套管变形是管柱完整性的关键问题之一，其成因包括地层膨胀与沉降、构造应力、盐岩蠕变、腐蚀及热应力，并受完井缺陷与工况影响。现有套管检测通常需起出油管后实施，成本高、周期长；因此，开展随管（through-tubing）检测具有现实需求。
常规电磁随管检测主要受两方面制约：其一，油管屏蔽效应显著，磁通穿透至套管的比例仅约20%，导致有效响应偏弱；其二，油管在套管内的偏心/贴靠普遍存在，增加资料处理与解释的不确定性。

 本文提出一种结合Koopman 算子—动态模态分解（DMD）与集合卡尔曼滤波（EnKF）的数据驱动方法。将测量过程视作动态系统以表征变形演化，并在 EnKF 中引入由有限元仿真训练的观测模型，覆盖不同井筒情景与测井条件，并以套/油管直径、钢级（重量）及仪器位置为参数；同时融入物理约束以提升反演稳定性。
结果表明，该方法能有效削弱油管屏蔽效应并定量估计油管偏心，从而去除相关非线性效应；即便在油管贴靠套管的极端情况下亦能稳定工作。工具性能已在实验室与现场条件、跨多种套/油管组合下得到验证；仿真评估显示，对于最大直径 13.375 in 的套管，变形率反演精度约为 5%。

    该技术适用于生产井、注入井、储气井与地热井的随管井筒完整性监测，并可用于卡管诊断、封井弃置（P&A）阶段的偏心评估以及控制线定位中的抱箍方位识别。随管变形测量亦可与多指测径、电磁厚度等工具集成，形成管柱完整性综合评估方案。

过油管水泥胶结质量评价的挑战与对策

Mohamed Larbi Zeghlache, QinShan Yang, Alexander Tarasov, and Marvin Rourke

 井筒完整性是油气安全高效作业的根本前提。水泥胶结质量——特别是套管与地层之间水泥环的胶结状况——直接决定井筒稳定性、流体窜槽风险及环境污染防控水平。传统的水泥胶结评价依赖水泥胶结测井（CBL）和超声技术，但这些工具必须与套管表面直接接触，必须提前起出生产油管，耗时长、成本高、组织难度大。

 过油管水泥胶结评价（TTCE）技术可在不起出油管的情况下完成水泥质量检测，却面临两大挑战：多界面反射导致信号严重衰减；油管偏心（ECC）引起波形畸变，降低解释精度。

    本研究提出一套综合解决方案，整合了选择性非谐振激励（SNHR）、机电阻抗（EMI）和机器学习ECC实时校正算法。选择性非谐振激励（SNHR）能够连续扫频激发，通过共振功率损耗评价水泥胶结质量；机电阻抗（EMI）使用压电换能器实时测量导纳，对套管—水泥界面变化极为敏感；机器学习ECC实时校正算法基于现场大数据训练，动态修正偏心影响，显著提高胶结指数（BI）的可靠性。采用有限元模拟和室内实验验证了提出的技术。结果表明：仿真与实测数据高度一致，可清晰区分固井良好段与自由套管段。SNHR、EMI与机器学习算法的融合，为TTCE提供了稳健、经济的无钻机井筒完整性评价手段。

基于时变波场分离的套后地层慢度估算方法

Xuekai Sun, Chunhao Yu, Xianping Liu, Siyi Li, Hao Sun, Ran Zhang, and Li Zhang

    在完井阶段，套管波的处理方式对于固井质量检测和地层评价都具有重要的实际意义。在套管井中，套管波的存在通常被视为水泥胶结效果差的标志。套管波通常具有能量强、持续时间长的特征，会严重干扰原始井孔波场，使得地层慢度估算成为一项具有挑战性的任务。尽管已有诸多研究方法，但成效有限：基于模拟的方法需要井眼尺寸、泥浆性质和固井材料等大量先验知识；而多数基于变换的方法则高度依赖时间窗、频率等精细调节参数。本文提出一种利用单极子测井波形估算套后地层慢度的新方法。该方法首先利用套管波在慢度和频率上相对稳定的特性，将其从原始波场中分离。这种初始分离可能会同时去除部分地层波特征，因此引入加权策略以更好地约束分离过程并保护与地层相关的波动信息。此外，在Radon变换域采用增强处理方法提升分离后波形质量。最终通过慢度-时间相干(STC)或频散分析揭示套后地层慢度。该解决方案能高效自适应地处理各类套管波，在显著减少人工干预的情况下获得可靠的地层慢度估计。通过直井案例逐步演示各处理流程的细节，并特别展示在具有挑战性的水平井中的应用——该案例中地层纵波慢度与套管波慢度极为接近。结果表明，即使在慢度差异微小的情况下，该方法仍能有效恢复被掩盖的地层慢度特征。