劉 輝

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

0 引 言

長慶油田采油一廠、采油三廠已經(jīng)進入開發(fā)中后期，經(jīng)過數(shù)十年的油田開發(fā)，油水井套管存在不同程度的結(jié)垢、腐蝕、變形、破損等情況。截止到2019年底，長慶油田在冊套損井2 700余口，占油田總井數(shù)的3.2%。準確掌握套損狀況，對于研究套損機理及采取保護和修補措施具有十分重要的意義[1]。套損檢測技術(shù)能有效指導修井作業(yè)、檢測施工效果、為嚴重套損井報廢施工提供決策依據(jù)[2]。

常用的套損檢測技術(shù)有多臂井徑、超聲成像、電磁探傷、井溫同位素等測井技術(shù)，在測量原理、對象、適應(yīng)性等方面各有優(yōu)缺點，要根據(jù)需求運用合適的組合檢測技術(shù)，綜合評價套損狀況[3-4]。根據(jù)長慶油田結(jié)垢和腐蝕現(xiàn)象比較普遍的實際情況，采取多臂井徑+電磁測厚組合方式來檢測與評價套損。該組合技術(shù)一次下井可檢測套管結(jié)垢、內(nèi)外壁腐蝕和損傷、形變、剩余壁厚及孔眼等狀況，指示井下管柱結(jié)構(gòu)和工具位置[5-6]。

1 多臂井徑與電磁測厚組合測井技術(shù)

該技術(shù)將多臂井徑儀和電磁測厚儀組合下井，通過綜合解釋測井資料，準確判斷套管的形變和損傷是來源于管壁腐蝕還是受地層應(yīng)力作用導致。

多臂井徑儀是一種接觸式測量儀器，能描繪出套管的三維立體圖，實時顯示當前被測套管內(nèi)壁實際狀況，初步判斷套管內(nèi)徑的變化情況[6]。解釋軟件可顯示被測套管的三維圖像，同時計算出被測套管的工程數(shù)據(jù)。

電磁測厚儀屬于磁測井儀器，主要用于檢測油田套損情況，測量結(jié)果不受井筒內(nèi)氣體、液體介質(zhì)和管壁上的石蠟、水泥塊、鹽垢等沉積物影響，檢測全面、精度較高，能夠定量給出套管厚度[7]。

多臂井徑測井儀單獨測井時，能判斷套管內(nèi)壁的變形及破損情況，但無法區(qū)分腐蝕、結(jié)垢與套管輕微變形，難以準確確定套管內(nèi)壁的腐蝕和結(jié)垢程度。電磁測厚儀單獨測井時測量精度較低，較難定量解釋套損與腐蝕情況。將這兩種測井儀組合測井可優(yōu)勢互補，準確判斷套管破損、測定套管內(nèi)外壁的腐蝕與結(jié)垢程度，為油田開發(fā)提供套損情況的準確描述。兩種儀器技術(shù)特點見表1。

表1 多臂井徑儀、電磁測厚儀技術(shù)指標、技術(shù)特點及不足

2 應(yīng)用實例

多臂井徑和電磁測厚組合測井儀在長慶油田采油一廠、采油三廠的50余口井套損檢測中得到了應(yīng)用，主要用于套管破損、腐蝕、結(jié)垢和射孔情況檢查。

2.1 坊75-XXX井套管破損測井實例

坊75-XXX井位于長慶油田采油三廠紅井子作業(yè)區(qū)黃219油藏西南部，射孔井段2 140.9～2 144.0 m。初期日產(chǎn)液7.7 m3，日產(chǎn)油3.76 t，含水42%。2018年9月含水突然上升至100%。作業(yè)區(qū)下封隔器分別在2 100、2 000、1 500 m封堵，均未試壓成功，分析認為可能存在套破情況，決定對該井實施套損檢測。

該井套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm。本次測井深度范圍為19.57～2 199.92 m，根據(jù)40臂井徑測井曲線及電磁測厚曲線，該井1 483～1 495 m存在異常，如圖1所示。在1 488.7～1 489.6 m處，40臂井徑曲線存在明顯擴徑顯示，套管最大壁厚損失超過7.72 mm，套管壁穿透程度為100%。同時,電磁測厚儀12個探頭接收到明顯的相位及幅度變化，厚度損失情況為100%。經(jīng)數(shù)據(jù)分析，解釋為套破，并作出三維成像圖。作業(yè)區(qū)根據(jù)測井資料，對該井進行封堵試壓，證實在該段存在漏點。

圖1 套破井段(深度1 483～1 495 m)多臂井徑+電磁測厚曲線及成像圖

2.2 王7-XX井套管腐蝕與結(jié)垢測井實例

王7-XX井位于采油一廠王窯油藏東部塞6區(qū)，完鉆井深1 260 m，1991年11月投產(chǎn)，射孔井段為1 189～1 206.2 m，共6段。投產(chǎn)后產(chǎn)能、含水保持平穩(wěn)。2004年4月復(fù)壓后含水上升，懷疑洛河層套損，下封隔器后見效。該井套損結(jié)垢嚴重。2015年8月實施二固，二固后含水由33.7%突變?yōu)?00%，座封無效。2016年5月對其實施套損檢測。

本井套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm，本次測量范圍為為11～1 214 m，共監(jiān)測套管112根。單根管柱最大金屬腐蝕量0～10%的有3根，達到10%～20%的有70根，達到20%～40%的有28根，達到40%～85%的有9根，超過85%的有2根(均在射孔段)。

圖2是腐蝕井段多臂井徑+電磁測厚曲線及成像圖。從圖2可見，測井曲線在1 178～1 189 m存在異常。40臂井徑測井曲線顯示該段套管最大壁厚損失達到4.626 mm，穿透程度59.9%，存在明顯的內(nèi)腐蝕；同時電磁測厚曲線顯示該段有明顯金屬損失，損失程度達到34.9%。經(jīng)數(shù)據(jù)分析，解釋為重度內(nèi)腐蝕。

圖2 腐蝕井段(深度1 178～1 189 m)多臂井徑+電磁測厚曲線及成像圖

在922～963 m處，多臂井徑+電磁測厚曲線及成像圖如圖3所示。40臂測井曲線顯示該段套管內(nèi)壁不光滑，有縮徑顯示，平均厚度增加2.214 mm，穿透程度-28.67%；電磁測厚曲線顯示該處金屬損失程度為5.93%，即幾乎沒有金屬損失。經(jīng)數(shù)據(jù)分析，解釋為套管內(nèi)壁結(jié)垢。

圖3 結(jié)垢井段(深度922～963 m)多臂井徑+電磁測厚曲線及成像圖

2.3 王12-XXX 井套管外腐蝕與射孔檢查

王12-XXX位于采油一廠王窯中西部，完鉆井深1 331 m。2013年11月投注，射孔井段1 217～1 223 m，1 225～1 231 m，1 231～1 232 m。采油廠準備開展空氣泡沫驅(qū)試驗，為確保正常生產(chǎn)，在開展試驗前，對該井全井段進行套損檢測，檢查套管腐蝕情況與射孔情況。

本井套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm。本次測量范圍為9.91～1 301.04 m，共監(jiān)測套管127根。單根管柱最大金屬腐蝕量0%～10%的有25根，達到10%～20%的有98根，達到20%～40%的有2根，超過85%的有2根(射孔層)。該井實測射孔層為1 217～1 223 m、1 225～1 231 m、1 231.5～1 232.0 m，40臂井徑曲線顯示該段套管最大壁厚損失達到7.72 mm以上，穿透程度100%，如圖4所示；同時，電磁測厚曲線顯示該段有明顯金屬損失，最大損失程度達到100%；射孔孔眼顯示明顯，射孔效果較好。

圖4 射孔井段(1 217～1 232 m)多臂井徑+電磁測厚曲線圖及成像圖

1 247～1 255 m電磁測厚曲線發(fā)現(xiàn)異常，有相位及幅度變化，計算金屬損失情況為37.5%，如圖5所示。該處40臂井徑曲線顯示該段套管最大壁厚損失為0.46 mm，穿透程度5.98%。綜合解釋為該處存在套管外腐蝕。

圖5 外腐蝕井段(1 247～1 255 m)多臂井徑+電磁測厚曲線圖及成像圖

3 結(jié)束語

多臂井徑與電磁測厚組合測井技術(shù)用于套損檢測，可以確定套管破損情況、評價射孔效果、判斷套管內(nèi)外壁腐蝕、測定腐蝕與結(jié)垢程度。測井實例顯示，三維成像解釋技術(shù)可直觀展示套管內(nèi)外表面的損傷和腐蝕情況，為采油廠制定措施方案提供依據(jù)。