深層高壓氣井試油前的井完整性評價技術研究

楊向同, 劉洪濤, 曹立虎, 劉軍嚴

(中國石油塔里木油田公司油氣工程研究院)

隨著我國能源結構調(diào)整步伐加快和節(jié)能減排任務加重，天然氣作為一種較為清潔的石化能源受到了越來越多的重視。我國剩余油氣資源的63%為天然氣資源，而剩余天然氣資源的57%分布在深層，深層天然氣約16.52×1012m3。近年來，我國深層天然氣的新增儲量呈明顯增長趨勢，在塔里木盆地、四川盆地、南海等地區(qū)新發(fā)現(xiàn)了大量深層氣藏，深層已成為我國天然氣工業(yè)未來最重要的發(fā)展領域。我國深層氣藏通常具有高溫、高壓、高產(chǎn)等特點，同時具有地層復雜(礫石層、膏鹽層和鹽間高壓水層)、天然裂縫發(fā)育(以高角度縫為主)、低孔隙度、低滲透率等特點。惡劣的井況條件給試油作業(yè)和后續(xù)長期生產(chǎn)的完整性帶來了巨大挑戰(zhàn)，同時，惡劣的井況條件造成鉆井階段井身質(zhì)量、固井質(zhì)量等難以保證，井斜、套管磨損、固井質(zhì)量差等問題難以避免，進一步增大了試油作業(yè)過程中的安全風險[1-3]。前期由于缺乏一套系統(tǒng)的高壓氣井試油前的井完整性評估方法，對井潛在風險預計不足，導致多口深層高壓氣井試油過程中發(fā)生油管柱失效、套管變形等事故而造成作業(yè)失敗甚至井報廢[4-5]。

針對深層高壓氣井試油作業(yè)過程中的安全風險，以高壓氣井鉆井轉(zhuǎn)試油階段的井屏障分析為基礎，針對地層、井筒和井口三個井屏障組成單元開展完整性狀況分析，形成了一套深層高壓氣井試油前的井完整性評價方法，通過對鉆井資料、鉆井事故異常情況、井現(xiàn)狀等的深入評估，識別井潛在風險，為深層高壓氣井完整性設計和控制提供了理論依據(jù)。

一、井完整性評價原則

高壓氣井鉆井轉(zhuǎn)試油前的典型井屏障示意圖如圖1所示[6]，鉆井轉(zhuǎn)試油前的第一井屏障為壓井液(以綠色標示)，第二井屏障由防噴器、采油四通、套管掛及密封、套管頭、油層套管、油層套管外水泥環(huán)、尾管、尾管外水泥環(huán)和地層組成(以紅色標示)，第二井屏障也是試油作業(yè)期間和氣井投產(chǎn)后的第二井屏障，在進行試油作業(yè)前，針對已經(jīng)建立好的第二井屏障各組成部件開展完整性分析和評估，識別出潛在風險，為后續(xù)完整性設計和施工提供理論依據(jù)。針對構成第二井屏障的部件，將試油前的井完整性評價分成地層完整性評價、井筒完整性評價和井口完整性評價三部分，分別評價地層、井筒和井口屏障部件的完整性狀況，明確地層、井筒和井口裝置現(xiàn)狀及屏障部件失效后的潛在風險。試油前井完整性評價流程如圖2所示。

圖1 試油前的典型井屏障示意圖

圖2 試油前井完整性評價流程圖

二、地層完整性評價

同后續(xù)試油階段井完整性設計直接相關的地層包括目的層和目的層上部復雜巖性地層，目的層的壓力、溫度、出砂條件等直接影響到后續(xù)作業(yè)的完整性，目的層上部鹽膏層、高壓鹽水層等復雜巖性地層是后續(xù)作業(yè)必須重點注意的問題。針對目的層和目的層上部復雜巖性地層開展評價，識別地層潛在風險。為油管柱及工具設計、施工工藝優(yōu)化等參數(shù)的提供依據(jù)[7]。

1. 目的層評價

目的層的壓力、溫度、出砂條件、流體性質(zhì)等直接影響到后續(xù)作業(yè)的完整性，因此，針對后續(xù)試油作業(yè)完整性的所有潛在影響因素開展評價。

1.1 地層壓力溫度預測

地層壓力溫度是井筒壓力溫度場分布、壓井液密度、油管、井下工具、井口裝置、地面設備等設計的重要依據(jù)，是試油階段井屏障部件完整性設計的關鍵基礎參數(shù)，結合目的層實鉆鉆井液密度、井漏溢流等顯示情況、鄰井實測地層壓力等預測地層壓力，通過測井資料及鄰井實測數(shù)據(jù)預測地層溫度。

1.2 出砂預測

依據(jù)目的層巖性分析、鉆井試壓壓力、鉆井期間的垮塌縮徑等復雜情況分析，結合電測解釋成果、巖心實驗和鄰井資料，定性分析目的層在測試或生產(chǎn)壓差下是否會垮塌出砂，在此基礎上分析潛在的地層垮塌或出砂風險，從而在試油設計中制定針對性措施來避免套管擠毀、堵塞或埋卡管柱等井完整性復雜情況的發(fā)生。

1.3 地層流體

地層流體不僅有油、氣、水，還可能含有H2S、CO2等酸性介質(zhì)，同時鉆井過程中漏失到地層的流體試油和后續(xù)生產(chǎn)階段也可能隨油氣一起產(chǎn)出，地層流體對試油及后續(xù)作業(yè)的潛在危害包括：

(1)地層水與試油工作液發(fā)生化學反應，形成沉淀物，在井下工具變徑、臺階面形成堆積，造成井下工具開關失效或管柱堵塞。

(2)含酸性介質(zhì)的地層流體對井下油管、工具、套管、地面設備造成腐蝕。

(3)鉆井漏失流體或堵漏材料返排造成油管、地面流程的堵塞、沖蝕等風險。

通過鄰井試油和生產(chǎn)資料分析，結合鉆井過程中漏失的液體組分、漏失量等資料評價，確定目的層可能產(chǎn)出流體性質(zhì)、成分和含量，研究試油和后續(xù)生產(chǎn)過程中油管、地面流程等潛在的堵塞、沖蝕、腐蝕等風險，為管柱和井口選材提供參考依據(jù)，同時為相關安全風險制定應對措施。

2. 上部復雜巖性地層評價

目的層上部通常存在多段復雜巖性地層，包括鹽層、石膏、泥巖等塑性蠕變地層及高壓鹽水層等，根據(jù)地質(zhì)錄井資料得出上覆復雜巖性地層分布情況，根據(jù)鉆井井史資料得出上覆復雜巖性地層段套管固井情況，根據(jù)電測固井質(zhì)量曲線及解釋成果得出封隔復雜巖性地層的套管固井質(zhì)量，根據(jù)連續(xù)25 m以上固井質(zhì)量優(yōu)良的水泥環(huán)才能作為一個有效的井屏障原則來開展井屏障有效性評價。通過開展上覆復雜巖性地層評價，弄清復雜巖性地層分布井段及巖性、復雜巖性地層段是否被固井水泥環(huán)及套管有效封隔、上覆復雜巖性地層是否存在管外竄及套管擠毀變形的可能等。

三、井筒完整性評價

在試油作業(yè)前開展井筒完整性評價，通過開展井身質(zhì)量、套管剩余強度及實際承壓能力、固井質(zhì)量等評價，掌握井筒的薄弱點，為封隔器坐封位置、最低試油替液密度、最高環(huán)空操作壓力等參數(shù)的設計提供依據(jù)。

1. 井身質(zhì)量評價

通過開展井徑、井斜、狗腿度等數(shù)據(jù)的分析，結合下套管、鉆井過程中的阻卡位置、噸位等阻卡情況分析，掌握井身質(zhì)量狀況，作為試油封隔器坐封位置和后續(xù)作業(yè)管柱通過性的判斷依據(jù)。

2. 套管評價

根據(jù)鉆井井史提供的井斜、鉆具組合、起下鉆次數(shù)、鉆進參數(shù)、鉆井液類型，定量計算井下套管磨損程度，然后根據(jù)磨損程度計算套管的剩余抗內(nèi)壓、抗外擠強度。射孔段套管宜根據(jù)射孔孔眼直徑、孔密、相位、套管直徑、壁厚、管材屈服強度等參數(shù)，采用室內(nèi)實驗方法或理論分析獲得射孔段套管剩余強度[8]。根據(jù)套管剩余強度，考慮鹽巖蠕變、軟泥巖膨脹、斷層運動對套管的影響，計算套管安全控制參數(shù)，確定是否需要回接套管、最低替液密度、環(huán)空壓力操作界限及壓井液最高密度，并為環(huán)空加壓射孔、壓控工具操作和儲層改造平衡壓力選擇提供依據(jù)。

3. 固井質(zhì)量評價

分析電測結果，結合固井期間漏失情況、塞面位置是否正常、鉆塞是否出現(xiàn)放空、鉆塞期間是否有后效顯示等，分析關鍵位置(如尾管喇叭口位置、封隔器坐封井段、復雜巖層井段)固井質(zhì)量[9],為后期補救措施或方案制定、油套壓控制參數(shù)選擇、封隔器封位選擇等提供依據(jù)。依據(jù)鉆井和測試期間的試壓數(shù)據(jù)，分析人工井底的承壓能力，判斷其封固質(zhì)量是否滿足后期試油、改造的要求。

四、井口完整性評價

鉆井轉(zhuǎn)試油時的井口裝置由套管頭、采油四通、防噴器組組成，通過開展井口裝置完整性評價，結合環(huán)空壓力現(xiàn)狀風險，明確井口完整性風險。核實井口裝置情況，檢查井口裝置試壓數(shù)據(jù)，根據(jù)相關標準補充井口裝置完整性驗證測試[10]。

根據(jù)鉆井井史資料，了解鉆井期間B、C、D環(huán)空是否帶壓及帶壓值，同時分析各環(huán)空泄壓情況及放出物類型、放出量等，針對環(huán)空帶壓井初步分析環(huán)空帶壓原因。為后續(xù)環(huán)空壓力分析與管理提供依據(jù)[11-12]。

通過試油前的井完整性評價，明確對試油前井屏障所作測試不符合標準及規(guī)范要求的，根據(jù)實際情況進行判斷，并按相關標準及規(guī)范進行補救，補救后的井屏障重新進行測試，以獲得準確的測試結果。根據(jù)評價結果弄清鉆井、固井、測試作業(yè)過程中出現(xiàn)的井下復雜、事故對井屏障的負面影響，識別試油作業(yè)過程中的潛在風險，為針對性削減措施的制定提供依據(jù)。

五、實例分析

塔里木油田某高壓氣井鉆井至6 811 m后試油作業(yè)。在進行試油工藝設計前，先開展井完整性評價，繪制井屏障圖，識別各井屏障部件的測試要求及測試情況，具體見表1所示。

表1 井屏障部件測試要求及情況

1. 地層完整性評價

結合鄰井實測數(shù)據(jù)和本井測井數(shù)據(jù)，預測本井投產(chǎn)層段6 667～6 780 m中部深度6 723.5 m地層溫度為165℃、地層壓力為122 MPa，地層壓力系數(shù)1.82。根據(jù)類比法，本井措施后在10 MPa生產(chǎn)壓差下，產(chǎn)氣量約86.8×104m3/d，無阻流量281.7×104m3/d。該井出砂預測結果顯示，臨界生產(chǎn)壓差為18～38 MPa，平均為27 MPa。鉆井期間漏失情況如下表2所示。

表2 實例井鉆井期間地層漏失情況

通過復雜鹽層基本情況分析得出,距離產(chǎn)層最近復雜巖層井段：6 298～6 644 m，采用密度1.90～2.25 g/cm3的鉆井液鉆經(jīng)該段未發(fā)生垮塌或縮徑。距離產(chǎn)層最近的復雜巖層大部分被?215.9 mm+?139.7 mm雙層套管封固，下部有8 m被?139.7 mm單層套管封固，上部有11.58 m被?215.9 mm套管單層封固。

2. 井筒完整性評價

通過井筒完整性評價得出，本井固井施工過程未見異常，但未做固井質(zhì)量測井，尾管和油層套管均按照要求試壓合格。下步應補充固井質(zhì)量測井，結合測井數(shù)據(jù)確定封隔器坐封位置，同時開展負壓測試驗證?139.7 mm尾管喇叭口的完整性。由于本井下部井段狗腿度嚴重，生產(chǎn)套管磨損嚴重，下步試油工藝設計和環(huán)空壓力許可值計算時應采用磨損后的套管強度值。

3. 井口完整性評價

井口裝置全部按照要求試壓合格，該井B環(huán)空壓力為11.2 MPa，C環(huán)空壓力為6.4 MPa，D環(huán)空壓力為2.2 MPa,各環(huán)空壓力值均在環(huán)空壓力許可范圍內(nèi)。

通過地層、井筒和井口的完整性評價，得出該井完整性狀況較好，各井屏障部件均按照設計要求建立，該井完整性狀況良好，但應根據(jù)生產(chǎn)套管剩余強度進行后續(xù)的作業(yè)設計。

六、結論

以高壓氣井鉆井轉(zhuǎn)試油階段的井屏障劃分為基礎，針對地層、井筒和井口三個井屏障組成單元開展完整性狀況分析，形成了一套高壓氣井試油前的井完整性評價方法，通過對鉆井資料、鉆井事故異常情況、井現(xiàn)狀等的深入評估，識別井潛在風險，為高壓氣井完整性設計和控制提供了理論依據(jù)。