張金海，李 震，馮朋鑫，周錦鐘，劉 斌，謝海波

（1.中國石油集團(tuán)測井有限公司地質(zhì)研究院，陜西 西安 710000；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；3.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202；4.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710018；5.中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶分公司，陜西 西安 710200）

套管的損壞不僅會降低油井產(chǎn)量，縮短油水井注采井網(wǎng)平衡關(guān)系[1]。套損找漏是目前套損治理的一個重要環(huán)節(jié)，常規(guī)找漏監(jiān)測采用單項測井技術(shù)，存在一定的局限性[2]。國內(nèi)外學(xué)者在套管修復(fù)、封堵效果等方面展開相關(guān)研究[3-4]，李大建等[5]對水平井找水技術(shù)進(jìn)行了相關(guān)方法探討，楊婧[6]通過生產(chǎn)測井組合技術(shù)開展了深層氣井中的應(yīng)用研究，石巖等[7]對淺層套管漏失井監(jiān)測與治理進(jìn)行了相關(guān)研究，在光纖石油測井上，殷鳳磊[8]、金鑫[9]、肖勇[10]通過光纖傳感技術(shù)開展了相關(guān)套損研究。

本文以長停套損井為研究目標(biāo)，該類套損井的油井液量和含水出現(xiàn)迅速增長，含鹽迅速下降（含鹽變化情況視周邊對應(yīng)水井注入水質(zhì)而定），井筒液面上升較快，最后導(dǎo)致油井關(guān)停，原層剩余油未被有效挖潛。長停套損井不同于正常生產(chǎn)油水井，長期關(guān)停井的井筒液面處于靜止?fàn)顟B(tài)，即井筒壓力與的使用壽命，還對鄰井造成一定影響，破壞了區(qū)域地層壓力基本持平，而正常生產(chǎn)油水井的井筒壓力和地層壓力存在一定差異，導(dǎo)致常規(guī)找漏測井技術(shù)在關(guān)停狀態(tài)下無法達(dá)到測試目的。為此，改變常規(guī)測試技術(shù)和測試思路，通過油井臨時改注，使井筒和地層產(chǎn)生一定數(shù)值的壓力差，結(jié)合不同井況，綜合運用生產(chǎn)測井組合找漏技術(shù)，最終實現(xiàn)長停套損井的有效治理。長停井等閑置資源得到充分利用，填補了生產(chǎn)測井組合找漏技術(shù)在長停套損井治理領(lǐng)域的技術(shù)空白。

1 技術(shù)調(diào)研

據(jù)統(tǒng)計，長慶油田平均每年新增套損井200 余口，目前共有3100 余口套損井，包含長期關(guān)停的井有上千口（圖1）。

圖1 長慶油田套損井分布情況

套損出水井的治理問題一直困擾著長慶油田，造成資源閑置，打破了注采平衡關(guān)系，嚴(yán)重影響區(qū)塊的整體開發(fā)。因此，開展精細(xì)找水綜合評價研究勢在必行。

長慶油田套損出水井目前面臨兩大難題。一是套損井存在破損位置，但不一定是出水位置，傳統(tǒng)工程機械測井無法準(zhǔn)確檢測到套破點是否出水，套管壁腐蝕導(dǎo)致卡封密封性差，封隔器卡封找漏現(xiàn)場施工有效率和成功率低等問題。二是當(dāng)套損井井筒壓力（P 井筒）和地層壓力（P 地層）持平時（P 地層≈P 井筒，圖2a），井筒液面處于靜止?fàn)顟B(tài)，即沒有形成可以使井筒流體流動的負(fù)壓時（P 地層大于P井筒，圖2b），單一的流量計測井、井溫測井、噪聲測井等均無法檢測出流量漏失變化情況，出水點位置難以確定。根據(jù)套損井的治理診斷結(jié)果，臨時改注油井，使井筒流體流動起來（P 地層小于P 井筒，圖2c），形成負(fù)壓狀態(tài)下常規(guī)化套破出水井找漏技術(shù)，進(jìn)而有效應(yīng)用套管組合測井系列，達(dá)到測試目的。該技術(shù)可準(zhǔn)確判識套破點出水狀況，能為套損井提供精確可靠的井筒信息，顯著提升套損井治理診斷效率。

圖2 套破井井筒流體狀態(tài)示意圖

2 測井技術(shù)

生產(chǎn)井套管損壞是國內(nèi)外油田普遍存在的問題，套損井出水研究主要側(cè)重于“預(yù)防”、“治理”技術(shù)，對診斷技術(shù)研究相對不足，診斷技術(shù)主要包括井下工具、井下電視、地下管道探頭攝像、工程測井、鉛模印記等[11-12]。本文提出了綜合運用生產(chǎn)測井組合技術(shù)判斷套損井出水點的綜合診斷技術(shù)，主要運用工程測井（套管內(nèi)徑的變化、壁厚的變化評價套管損傷）、流量測井（套管破損處的流量變化來評價破損位置）、井溫測井（套管破損處的井筒流體溫度變化來評價破損位置）、噪聲測井（套管破損處的聲場變化來評價破損位置）等組合技術(shù)尋找出水點位置，設(shè)計出不同條件下的關(guān)停套損井找漏測井方案。

2.1 工程測井

工程測井主要運用多臂井徑儀MIT（Multi-Finger Imaging Tool）和MTT（Magnetic Thickness Tool）完成，通過測量臂和電磁效應(yīng)來研究套管內(nèi)徑和壁厚的變化情況。

定義腐蝕或穿孔級別的Do 劃分標(biāo)準(zhǔn)如表1 所示。其中，腐蝕主體Do 定義為（單根管柱測量最大值-標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)徑/2）/標(biāo)準(zhǔn)壁厚×100%；金屬腐蝕定義為單根管柱的平均腐蝕量相對于標(biāo)準(zhǔn)壁厚的百分比，穿孔定義為腐蝕超過標(biāo)準(zhǔn)壁厚的90%。

表1 套損腐蝕級別劃分

2.2 流量測井

流量測井系列主要包括同位素測井、渦輪流量計測井、氧活化測井等。放射性同位素測井將放射性同位素以一定的方式吸附或結(jié)合于固相載體的物質(zhì)上，再與水配置成一定濃度的活化懸浮液注入井內(nèi)，井壁上附著的載體帶有放射性同位素，測井儀探測器通過檢測這些同位素釋放的信號，以某種差值的形式反饋給地面系統(tǒng)，這種差值的大小就反映了地層的吸水能力[13]。

渦輪流量計在流量測井中應(yīng)用較多，是一種速度式流量計。利用懸置于流體中帶葉片的轉(zhuǎn)子或葉輪感受流體的平均流速而推導(dǎo)出被測流體的瞬時流量和累計流量，得出轉(zhuǎn)子響應(yīng)與流速關(guān)系[14]。

氧活化測井主要通過井下中子發(fā)生器產(chǎn)生14 Mev 的高能中子來活化水中的氧，被活化后的氧原子處于不穩(wěn)定狀態(tài)，釋放出具有強穿透能力的高能快中子和伽馬射線，可穿過油管、套管甚至水泥環(huán)，通過對伽馬射線時間譜的測量來反映油管內(nèi)、環(huán)套空間、套管外含氧物質(zhì)的流動狀況，根據(jù)管子參數(shù)可算出水流量。

2.3 井溫測井

井溫測井主要是通過溫度曲線的異常來反映地層流體或井筒流體溫度的變化情況。其原理是在原始狀態(tài)下，地層溫度與深度的關(guān)系基本成線性變化，斜率即為地溫梯度。當(dāng)井筒內(nèi)有流體變化時，原始地層溫度受到干擾而形成井溫異常。

2.4 噪聲測井

其原理為井內(nèi)液體或氣體運動時，摩擦作用可以產(chǎn)生具有特征頻譜的聲音[15]。當(dāng)井眼內(nèi)湍流通過阻流位置時將產(chǎn)生壓力降，流體的動能在阻流部位轉(zhuǎn)換成熱能和聲能，因此在阻流位置附近可探測到噪聲。噪聲強度的大小隨著流體流速的變化而變化，通常，流速變化可以發(fā)生在流體產(chǎn)出口、泄漏口、注水位置、竄槽或套管縮徑等處。通過測量井筒內(nèi)流體流動產(chǎn)生的自然聲場，并研究其頻率和幅度特征，結(jié)合井筒管柱、射孔位置等相關(guān)信息，就可以確定地質(zhì)參數(shù)和井筒的工程狀況。噪聲和井溫測井組合找漏是利用井筒內(nèi)套管或油管泄漏處流體所產(chǎn)生的溫度異常進(jìn)行綜合技術(shù)分析，找到泄漏點的大致位置，然后利用噪聲測井對可疑點進(jìn)行點測，噪聲測井儀接收流體在泄漏點流動時產(chǎn)生的噪聲，通過曲線的分析解釋，得到泄漏點的準(zhǔn)確位置。

3 技術(shù)方案

多井次的測試實例應(yīng)用效果見表2。

表2 套損井出水判識測井技術(shù)應(yīng)用效果

三參數(shù)測井（伽馬+壓力+磁定位）和工程測井（MIT+MTT）是關(guān)停套損井找漏測試的基礎(chǔ)，根據(jù)

每口井的井況，需針對單井的具體問題具體分析，采用相適應(yīng)的測井系列方案：①三參數(shù)+工程測井+井溫測井+噪聲測井，適用于井筒工具較少，且井口壓力較大，加大注水量相對困難情況下的井；②三參數(shù)+工程測井+井溫測井，適用于井筒同位素沾污嚴(yán)重，井筒水質(zhì)較差情況下的井；③三參數(shù)+工程測井+井溫測井+流量測井（同位素測井、渦輪流量測井、氧活化測井三種流量測井視具體井況選擇），適用于井筒水質(zhì)較好，在井口壓力不大、注水量相對容易的井；④潛在技術(shù)（如光纖測井、井下電視測井等），適用于上述組合測井不適應(yīng)，且光纖的高昂測試成本在后期能挽回的井。

4 實例應(yīng)用

X 井是長慶油田采油十一廠的一口采油井，套管規(guī)格為139.70 mm，套管內(nèi)徑為124.26 mm，套管外徑為139.70 mm，套管壁厚為7.72 mm。該井于2011年7 月完鉆，2011 年12 月投產(chǎn)延10 層，射孔段為1 977～1 979 m（測試過程中遇阻，射孔段未測到）。投產(chǎn)初期日產(chǎn)液4 m3，日產(chǎn)油1.7 t，含水57.9%；2017 年12 月含水率突然升至100%，含鹽量由80 000 mg/L 降至8 000 mg/L 左右，井筒動液面從1 400 m 上升至400 m 左右，初步懷疑由套管破損導(dǎo)致高含水。2018 年4 月在1 864 m 處下Y221-114 封隔器進(jìn)行隔采，隔采未見效，2018 年9 月該井因高含水停井。停井前該井日產(chǎn)液5.6 m3，日產(chǎn)油0，含水100%，井口壓力21 MPa，累產(chǎn)油2 700 t。

從X 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析可知，受水淹的影響，井產(chǎn)油量下降明顯（日產(chǎn)油從1.3 t 降為0）。分析認(rèn)為，原層仍有較大的復(fù)產(chǎn)潛力。

2019 年3 月20 日，對該井實施工程測井（MIT+MTT）結(jié)果顯示，1 400～1 480 m 井段存在明顯套損現(xiàn)象（圖3）。

從圖3 可知，X 井在1 400～1 480 m 井段存在多處套損現(xiàn)象，且計算的Do 值均大于90%，屬于穿孔級別，但具體出水點位置目前還無法判斷，計劃實施其他生產(chǎn)測井技術(shù)測試。

圖3 X 井1 400～1 480 m 井段MIT+MTT 測井成果

X 井停井時間較長，井筒液面長期處于平衡狀態(tài)，即井筒流體處于類似靜止?fàn)顟B(tài)，常規(guī)的流量、井溫和噪聲測井在此條件下無法測量。為此，將該井臨時轉(zhuǎn)注，使井筒壓力與地層壓力形成負(fù)壓狀態(tài)，使流體流動起來，達(dá)到測試條件。

2019 年4 月3 日，對該井進(jìn)行井溫測井（日注量為7 m3，考慮井口壓力較大，且泄壓較快，無法加大注入量，未考慮氧活化測井），從井溫測井曲線上看（圖4），該井僅在1 444.0～1 448.3 m 井段井溫和微差曲線變化明顯，且在1 447.2 m 附近變化幅度達(dá)到峰值，呈“負(fù)異常”，說明該位置存在熱交換，可能存在套破現(xiàn)象。

圖4 X 井1 430～1 460 m 井段井溫測井解釋成果

2019 年4 月8 日對該井進(jìn)行噪聲測井，從噪聲測井曲線上看（圖5），該井僅在1 447.2 m 附近噪聲信號最強，進(jìn)一步確定1 447.2 m 為該井的出水泄漏點。

圖5 X 井1 439～1 452 m 井段噪聲解釋成果圖

根據(jù)以上測試結(jié)果，經(jīng)過深入研究，最終確定 井深1 447.2 m 處為X 井的出水點位置，通過工藝封堵措施后，該井含水、動液面下降，恢復(fù)正常生產(chǎn)產(chǎn)能。

從以上測試技術(shù)可看出，常規(guī)的測試思路無法滿足特殊情況下相關(guān)測試要求，且單一的測試手段難以獲取準(zhǔn)確的解釋成果，需通過多種方式相結(jié)合，才能達(dá)到最終測試目的。

5 結(jié)論

（1）套損井存在破損位置，不一定是出水位置，傳統(tǒng)工程測井無法確定套破點位置是否為出水點位置。

（2）針對關(guān)停套損井找漏，單一的生產(chǎn)測試手段難以檢測出流量漏失變化情況，需改變常規(guī)測試思路，以滿足測試條件。采用生產(chǎn)測井組合找漏技術(shù)可準(zhǔn)確判識套破點出水位置，能為套損井提供精確可靠的井筒信息，顯著提升套損出水井治理診斷效率。

（3）關(guān)停套損井造成資源閑置浪費，嚴(yán)重影響區(qū)塊的整體開發(fā)效益。生產(chǎn)測井組合找漏技術(shù)在關(guān)停套損井尋找套破出水點位置中應(yīng)用需求廣泛，且應(yīng)用效果較好。