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(jié)構(gòu)調(diào)整步伐加快和節(jié)能減排任務(wù)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(lǐng)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(fù)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(yù)計不足，導(dǎo)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(chǔ)，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(shè)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(shè)計和施工提供理論依據(jù)。針對構(gòu)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(shè)計直接相關(guān)的地層包括目的層和目的層上部復(fù)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(fù)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(fù)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(shè)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(yù)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(shè)備等設(shè)計的重要依據(jù)，是試油階段井屏障部件完整性設(shè)計的關(guān)鍵基礎(chǔ)參數(shù)，結(jié)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(yù)測地層壓力，通過測井資料及鄰井實測數(shù)據(jù)預(yù)測地層溫度。

1.2 出砂預(yù)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(fù)雜情況分析，結(jié)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(chǔ)上分析潛在的地層垮塌或出砂風險，從而在試油設(shè)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(fù)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(xué)反應(yīng)，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(guān)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(shè)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(jié)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(guān)安全風險制定應(yīng)對措施。

2. 上部復(fù)雜巖性地層評價

目的層上部通常存在多段復(fù)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(fù)雜巖性地層分布情況，根據(jù)鉆井井史資料得出上覆復(fù)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(fù)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(fù)雜巖性地層評價，弄清復(fù)雜巖性地層分布井段及巖性、復(fù)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(fù)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(shè)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(jié)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(jié)果，結(jié)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(guān)鍵位置(如尾管喇叭口位置、封隔器坐封井段、復(fù)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(jié)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(guān)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(guān)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(jié)果。根據(jù)評價結(jié)果弄清鉆井、固井、測試作業(yè)過程中出現(xiàn)的井下復(fù)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(shè)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(jié)合鄰井實測數(shù)據(jù)和本井測井數(shù)據(jù)，預(yù)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(yù)測結(jié)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(fù)雜鹽層基本情況分析得出,距離產(chǎn)層最近復(fù)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(fù)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(yīng)補充固井質(zhì)量測井，結(jié)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(shè)計和環(huán)空壓力許可值計算時應(yīng)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(shè)計要求建立，該井完整性狀況良好，但應(yīng)根據(jù)生產(chǎn)套管剩余強度進行后續(xù)的作業(yè)設(shè)計。

六、結(jié)論

以高壓氣井鉆井轉(zhuǎn)試油階段的井屏障劃分為基礎(chǔ)，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(shè)計和控制提供了理論依據(jù)。