組合測井方法在深層氣井套管質(zhì)量評價中的應(yīng)用

姜大偉

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163153)

0 引 言

某油田油氣當(dāng)量再續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，大型壓裂成為挖潛氣井產(chǎn)能的主要手段，但套管的損壞及破漏直接影響氣井的壓裂效果及后續(xù)產(chǎn)能，因此套管質(zhì)量評價對延長套管使用壽命和提高油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益有著重要意義。目前，油井普遍使用多臂井徑儀進(jìn)行套管質(zhì)量評價[1]。多臂井徑儀通過多個獨(dú)立的測量臂與管柱內(nèi)壁直接接觸，測量套管的變形、腐蝕、錯斷等套損情況。注入井使用電磁探傷測井儀進(jìn)行油、套質(zhì)量評價[2]。電磁探傷測井儀利用低頻渦流檢測技術(shù)檢測管柱厚度變化、破裂、變形等損壞狀況。對于深層氣井如何檢測套管質(zhì)量，使用多臂井徑儀還是電磁探傷測井儀，或者兩種儀器組合應(yīng)用，需要討論研究。

1 深層氣井套管質(zhì)量評價技術(shù)方案

1.1 深層氣井特點(diǎn)

某油田深層氣井井深在3 000 m以上，最深達(dá)到5 366.20 m，這就決定了深層氣井具有高溫高壓的特點(diǎn)[3]。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，深層氣井區(qū)塊的地層壓力介于37.48～43.33 MPa之間，地層實(shí)測溫度介于125.6～162.4 ℃。選擇測井儀器必須考慮這一客觀條件，儀器的耐溫耐壓指標(biāo)和信號傳輸方式是首要條件。原則是儀器耐溫指標(biāo)大于地層實(shí)際溫度，耐壓指標(biāo)介于地層壓力1.2～1.4倍，即選擇耐高溫高壓儀器，耐溫175 ℃，耐壓80 MPa。同時，為了防止井噴和油氣泄漏，使用耐壓70 MPa的高壓密閉防噴裝置。由于脈沖方式在井深超過3 000 m后通過測井電纜無法傳輸?shù)降孛?，因此根?jù)井深選擇曼徹斯特碼傳輸?shù)倪b測方式。

深層氣井天然氣含有腐蝕性氣體CO2[4]和少量的H2S，因此高壓密閉防噴裝置和井下儀器必須防腐蝕。有文獻(xiàn)表明，含Cr鋼材可以有效降低CO2腐蝕。17-4PH合金鋼是由銅、鈮/鈳沉淀、硬化構(gòu)成的馬氏體不銹鋼，經(jīng)過熱處理后[5]，產(chǎn)品的機(jī)械性能更加完善，可以達(dá)到1 100～1 300 MPa的耐壓強(qiáng)度和耐300 ℃高溫[6],它對H2S具有良好的抗腐蝕能力[7-9]。目前井下儀器普遍采用熱處理后含Cr的17-4PH合金鋼，可以保證井下儀器不受腐蝕性氣體CO2和H2S腐蝕。

1.2 多臂井徑儀和電磁探傷測井儀特點(diǎn)

多臂井徑儀以測量臂與管柱內(nèi)壁接觸判斷井下管柱受損情況，其機(jī)械結(jié)構(gòu)決定了機(jī)械總成外徑粗。多臂井徑儀長度一般大于2 m，外徑139.7 mm的生產(chǎn)套管內(nèi)徑從121.4～127.3 mm不等，當(dāng)套管有變形或遇大斜度井時，36臂井徑儀、40臂井徑儀、60臂井徑儀外徑不小于70 mm，下井困難。在保證多臂井徑儀順利下入的前提下，又要保證測井資料全面性，因此選擇外徑43 mm的24臂井徑儀。多臂井徑儀機(jī)械結(jié)構(gòu)決定了井下有異物、結(jié)蠟時，測量臂一旦被卡，測井資料就會失真；此外，測量臂接觸測量也無法檢測管柱厚度、橫向和縱向裂縫。而小直徑電磁探傷測井儀(外徑40 mm或42 mm)采用低頻渦流檢測技術(shù)，彌補(bǔ)了多臂井徑儀的缺陷，因此將二者結(jié)合，可綜合分析井下管柱工作狀態(tài)[10]。

通過分析深層氣井特點(diǎn)以及多臂井徑儀和電磁探傷測井儀的優(yōu)缺點(diǎn)，深層氣井套管質(zhì)量評價采用小直徑多臂(24臂)井徑儀和電磁探傷測井儀組合測井方案。

2 小直徑多臂井徑和電磁探傷測井技術(shù)應(yīng)用

通過對小直徑多臂井徑和電磁探傷測井技術(shù)在AS9-P5、AS27-P1、AS3-P2 3口深層氣井中套管質(zhì)量檢測資料的綜合分析，均發(fā)現(xiàn)了套管存在的不同質(zhì)量問題，得到甲方的認(rèn)可，為下一步方案的制定提供了可靠的依據(jù)。

2.1 AS9-P5井套管質(zhì)量檢測

AS9-P5井是X氣田一口開發(fā)待投產(chǎn)水平氣井，該井在可溶橋塞射孔壓裂聯(lián)作工藝改造后，對封堵段橋塞進(jìn)行解封，在第一級橋塞解封后，下加深打撈橋塞管柱及下反循環(huán)打撈管柱遇阻，下鉛模，結(jié)果顯示遇阻處可能為套管斷裂。為確定井下套管狀況，進(jìn)行了小直徑多臂井徑和電磁探傷測井，測井成果圖如圖1所示。通過多次磁定位、多臂井徑和電磁探傷測井資料綜合分析解釋，最后確定為套管脫落，脫落位置從2 627 m到魚頂2 749.2 m，脫落122.2 m。作業(yè)隊(duì)根據(jù)測井資料，經(jīng)過近兩個月數(shù)次尋找套管脫落點(diǎn)未果，最后放棄施工，此口深層氣井未投產(chǎn),報廢。

圖1 AS9-P5井測井成果圖

2.2 AS27-P1井套管質(zhì)量檢測

AS27-P1井計(jì)劃開展電纜泵送可溶橋塞射孔壓裂聯(lián)作工藝進(jìn)行改造。2017年11月泵送第一級橋塞過程中工具遇阻，遇阻深度為2 531 m，用電纜連接Φ114 mm鉛模下井打印，發(fā)現(xiàn)最大印記處外徑Φ110 mm，有3處明顯印記，該井在大型壓裂改造前未進(jìn)行套管質(zhì)量檢測，導(dǎo)致在壓裂過程中出現(xiàn)嚴(yán)重漏液，壓裂方案無法繼續(xù)進(jìn)行。鑒于這種情況，為了解井內(nèi)套管真實(shí)狀況，進(jìn)行小直徑多臂井徑和電磁探傷測井，根據(jù)測井結(jié)果判斷出井下套管風(fēng)險程度，為后續(xù)方案制定提供依據(jù)。AS27-P1井使用防腐13Cr套管。

2.2.1 判斷套損

圖2中，2 530～2 532 m井徑測井曲線異常。多個探頭曲線異常，解釋為套管損壞。井溫曲線出現(xiàn)低溫異常，分析為套管漏氣或地層低溫異常區(qū)，其中2 531.3 m處最小井徑值為118.09 mm，最大井徑值為144.38 mm。2 518.8～2 528.7 m井徑測井曲線及電磁探傷曲線均異常，解釋為套管輕微變形，最小井徑值為119.76 mm，最大井徑值為123.49 mm。通過小直徑多臂井徑和電磁探傷測井資料的綜合解釋分析，判斷2 530～2 532 m套管嚴(yán)重?fù)p壞、破漏，無法按照原計(jì)劃進(jìn)行電纜泵送可溶橋塞射孔壓裂聯(lián)作工藝改造，甲方根據(jù)套管質(zhì)量檢測結(jié)果改變壓裂方式，最終以油管輸送射孔方式順利完井。

圖2 AS27-P1井2 518～2 534 m多臂井徑及電磁探傷測井解釋成果圖

2.2.2 識別13Cr管材磁導(dǎo)率

圖3為AS27-P1井2 480～2 504 m電磁探傷測井解釋成果圖。

在2 499 m附近，探測外管的多個探頭曲線異常，解釋為外套管結(jié)束，井況由雙層管變?yōu)閱螌庸堋Ｕｋp層管情況下，內(nèi)層管接箍響應(yīng)幅值大于外層管。而本井的接箍幅值對比相反，內(nèi)層管接箍幅度低，正常情況下解釋為內(nèi)層管壁厚小。但是通過地面測量，內(nèi)層管壁厚符合要求。因此確定含13Cr管材磁導(dǎo)率偏小，導(dǎo)致接箍幅度低。

圖3 AS27-P1井2 480～2 504 m電磁探傷測井解釋成果圖

2.3 AS3-P2井套管質(zhì)量檢測

基于以上兩口井的套管問題，在AS3-P2井壓裂工藝改造前，甲方要求對其進(jìn)行全井套管檢測。圖4所示是其中的部分測量結(jié)果。

圖4 AS3-P2井多臂井徑和電磁探傷資料成果圖

全井測井資料顯示，幾乎每根套管均有兩處異常，分別位于接箍上下2.5 m至4 m處，而且多臂井徑和電磁探傷測井曲線均顯示明顯，說明全井防腐的13Cr套管存在質(zhì)量問題。該問題對后期壓裂改造存在極高風(fēng)險，因而建議甲方選擇13Cr套管進(jìn)行地面檢測，避免壓裂施工中出現(xiàn)套管破裂風(fēng)險。

3 結(jié) 論

1) 小直徑多臂井徑和電磁探傷組合測井方法準(zhǔn)確、詳實(shí)地描述了井下套管狀況，為廠家下一步壓裂、完井方式和修井方案的選擇提供了堅(jiān)實(shí)的依據(jù)。

2)深層氣井防腐的含13Cr管材磁導(dǎo)率偏小，導(dǎo)致電磁探傷儀器測量的接箍幅度低。

3)建議所有深層氣井壓裂前進(jìn)行套管質(zhì)量檢測，避免因套管管材質(zhì)量存在問題，影響后期壓裂施工。