張興彥

（大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163453）

0 引 言

井筒完整性對(duì)于油田的安全高效生產(chǎn)具有重要的意義[1-3]，油套管泄漏監(jiān)測(cè)或套管環(huán)空竄漏監(jiān)測(cè)是注水井井筒完整性管理中的重要環(huán)節(jié)。大多數(shù)泄漏或竄漏開始時(shí)是少量的，隨著時(shí)間推移泄露會(huì)越來越嚴(yán)重，注水井管柱竄漏使得注入水無法按要求到達(dá)目的層，影響注水效果，進(jìn)而降低開采效率。管柱竄漏監(jiān)測(cè)最常用的方法有井溫頻譜噪聲測(cè)井、電磁探傷測(cè)井及放射性示蹤測(cè)井等[4-5]。井溫頻譜噪聲測(cè)井需要通過上下移動(dòng)測(cè)井儀器來檢測(cè)竄漏位置，這會(huì)改變?cè)揪残孤c(diǎn)的周緣特性，增加檢測(cè)難度，特別在漏點(diǎn)位置未知的情況下，檢測(cè)時(shí)間長(zhǎng)且成功率低。電磁探傷測(cè)井獲取的是油套管壁厚參數(shù)，當(dāng)壁厚大面積變薄時(shí)，可定性推斷出發(fā)生泄漏的位置，該方法主要針對(duì)大面積腐蝕或管柱錯(cuò)斷等情況進(jìn)行管柱竄漏監(jiān)測(cè)，但是靈敏度和準(zhǔn)確度無法保證。放射性示蹤測(cè)井受環(huán)境因素影響，無法檢測(cè)近地表處竄漏，該方法包括同位素測(cè)井、示蹤相關(guān)測(cè)井及脈沖中子氧活化測(cè)井[6]。同位素測(cè)井受沾污（包括管壁沾污、接箍沾污）影響嚴(yán)重，使測(cè)井結(jié)果具有多解性；示蹤相關(guān)測(cè)井中示蹤劑難以長(zhǎng)距離隨注入水流到漏點(diǎn)；脈沖中子氧活化測(cè)井流量測(cè)量下限高（油管內(nèi)為2 m3/d，環(huán)套內(nèi)為7 m3/d），無法檢測(cè)微小竄漏。近年來分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)在油田監(jiān)測(cè)中逐步開展應(yīng)用，該技術(shù)可以同時(shí)監(jiān)測(cè)井下溫度和聲波剖面，已經(jīng)在氣井找漏方面取得較好應(yīng)用效果[7-8]。其優(yōu)點(diǎn)是無需井下儀器，監(jiān)測(cè)時(shí)只需一根光纜，無需上下移動(dòng)光纜就可實(shí)現(xiàn)對(duì)溫度、聲波剖面的實(shí)時(shí)連續(xù)監(jiān)測(cè)，節(jié)省監(jiān)測(cè)時(shí)間，提高監(jiān)測(cè)效率。

本文介紹了基于分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)的管柱竄漏監(jiān)測(cè)測(cè)量原理，并應(yīng)用分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)在注水井中對(duì)套管竄漏、油管竄漏和井底竄漏這3種情況進(jìn)行了管柱竄漏監(jiān)測(cè)。

1 基于分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)的管柱竄漏監(jiān)測(cè)測(cè)量原理

分布式光纖監(jiān)測(cè)系統(tǒng)包含分布式光纖溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)（Distributed Optical-fiber Temperature Sensing System）和分布式光纖聲波監(jiān)測(cè)系統(tǒng)（Distributed Optical-fiber Acoustic Sensing System）兩部分，是一種分布式、連續(xù)的、功能型光纖傳感系統(tǒng)。光由地面系統(tǒng)射入光纜中，在光纜中發(fā)生散射，散射光又經(jīng)光纜返回到地面系統(tǒng)，通過監(jiān)測(cè)后向散射光的強(qiáng)度、頻率、相位等參數(shù)變化，得到井下各個(gè)深度點(diǎn)溫度、聲波數(shù)據(jù)[9]。

常見的注水井竄漏一般分為油管竄漏、套管竄漏以及層間的竄流等[10]。若注水井井下管柱存在竄漏，當(dāng)正常注水時(shí)，注入水除通過在注水層射孔進(jìn)入注水層外，在竄漏位置也會(huì)產(chǎn)生油管與套管間、套管與地層間以及地層與地層間流體的流動(dòng)。流體的流動(dòng)不僅會(huì)引起竄漏位置溫度的異常，也會(huì)使得竄漏位置聲源響應(yīng)強(qiáng)度高于其他位置。竄漏位置溫度經(jīng)常表現(xiàn)為溫度負(fù)異?；驕囟日惓煞N，這與竄漏類型、竄漏位置原始溫度和注入水溫度相關(guān)。溫度正異常指某一深度位置流體溫度曲線的溫度值遠(yuǎn)高于附近其他位置溫度值，溫度負(fù)異常指某一深度位置流體溫度曲線的溫度值遠(yuǎn)低于附近其他位置溫度值。竄漏在聲波能譜圖上表現(xiàn)為聲波強(qiáng)度值高于附近位置聲波強(qiáng)度值。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)在大慶油田累計(jì)完成管柱竄漏監(jiān)測(cè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)7井次，成功監(jiān)測(cè)到管柱竄漏6井次，其中套管漏失2井次，油管漏失1井次，井底套管竄槽3井次。根據(jù)監(jiān)測(cè)結(jié)果，有2口井經(jīng)過封堵措施后，其注入壓力上升，解決了竄漏問題。同時(shí)對(duì)這些井進(jìn)行電磁流量計(jì)和脈沖中子氧活化測(cè)井，證明分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)的監(jiān)測(cè)結(jié)果與電磁流量計(jì)測(cè)井和脈沖中子氧活化測(cè)井結(jié)果一致，且克服了脈沖中子氧活化測(cè)井儀測(cè)量下限高、因環(huán)保要求而無法在近地表測(cè)井的缺點(diǎn)。

2.1 套管漏失井

井1為3級(jí)分層配注井，射孔井段為989.2 ～1 132.8 m，監(jiān)測(cè)到注入壓力降低，懷疑出現(xiàn)套管漏失。第1級(jí)配注段的保護(hù)封隔器位于986.0 m，應(yīng)用電磁流量計(jì)測(cè)量870.5 m深度點(diǎn)以上油管內(nèi)注入水流量為65 m3/d（見表1），由于沒有測(cè)量通道，電磁流量計(jì)無法進(jìn)行套管漏失監(jiān)測(cè)。應(yīng)用分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)進(jìn)行監(jiān)測(cè)，分別進(jìn)行了開井、關(guān)井兩種工作狀態(tài)下的溫度、聲波剖面監(jiān)測(cè)，成功監(jiān)測(cè)到封隔器不密封和套管漏失。圖1為井口附近的溫度梯度，在井口附近0 ～30.0 m深度段存在溫度異常。開井溫度梯度在0 ～30.0 m深度段變大，由于開井時(shí)流體溫度主要受注入水溫度影響，且注入水的溫度高于同深度地層溫度，因此，在0 ～30.0 m深度段開井流體溫度梯度值高于正常梯度值。關(guān)井溫度梯度在0 ～30.0 m處出現(xiàn)溫度正異常，在23.2 m處達(dá)到溫度最高值。關(guān)井時(shí)流體溫度受地層原始溫度影響，隨著時(shí)間推移流體溫度逐漸趨近原始地層溫度。開井時(shí)注入水從漏點(diǎn)處進(jìn)入地層，導(dǎo)致地層升溫，停止注入后，注入水仍存在于地層中，該處溫度值高于附近其他位置溫度值，綜合分析溫度梯度曲線，認(rèn)為此處套管存在漏點(diǎn)。

圖1 井1溫度梯度曲線

表1 電磁流量計(jì)測(cè)量結(jié)果表

圖2為井1在0 ～200.0 m深度段開井聲波能譜圖，圖2中顏色越偏紅表示聲波強(qiáng)度越大，即顯示強(qiáng)聲源。圖2中在21.2 m深度點(diǎn)附近有持續(xù)強(qiáng)聲源，開井時(shí)注入水在漏點(diǎn)處的流動(dòng)使得該位置聲波強(qiáng)度大于其他深度點(diǎn)聲波強(qiáng)度，說明此處存在漏失。 圖3 （b）為井1在900.0 ～1 150.0 m射孔段的聲波能譜圖，圖3 （a）為與圖3 （b）深度點(diǎn)對(duì)應(yīng)的井下工具，箭頭表示水流方向。1級(jí)、2級(jí)和4級(jí)封隔器對(duì)應(yīng)深度均有強(qiáng)聲源顯示。說明這3處的封隔器不密封，注入水從封隔器處漏失至封隔段以外，引起該處聲源強(qiáng)度高于附近其他位置。1級(jí)封隔器不密封，1級(jí)配水器注入的水從封隔器處流入上部油套空間，使得工具以上油套空間內(nèi)存在向上水流，這一結(jié)果與電磁流量計(jì)870.5 m以下井段測(cè)量結(jié)果一致。

圖2 井1開井聲波能譜圖

圖3 井1射孔段聲波能譜圖及管柱結(jié)構(gòu)圖

綜合溫度梯度與聲波能譜圖監(jiān)測(cè)結(jié)果可知，井1在23.2 m處存在套管漏失。由于漏失位置在井口以下23.0 m，遵循安全環(huán)保要求不具備氧活化測(cè)井條件。

2.2 油管漏失井

井2為2級(jí)分層配注井，射孔井段1 027.8 ～1 045.8 m。2022年3月19日至2023年5月7日，注入壓力由12.0 MPa下降到5.7 MPa，注入量10 ～15 m3/d。圖4為井2開井聲波能譜圖，圖4顯示在開井階段井下520.0 ～600.0 m深度段有3處存在持續(xù)聲源響應(yīng)，聲波強(qiáng)度大于附近其他位置，而這3處不是射孔層段，說明此段存在漏失。圖5為溫度梯度曲線，開井溫度剖面在520 ～620 m存在低溫異常段，關(guān)井溫度剖面低溫異常消失。分析認(rèn)為，由于注入水溫度低于地層溫度，開井時(shí)注入水由520 ～620 m深度段從油管進(jìn)入套管，引起此深度段溫度降低；關(guān)井后注入水停止注入，此處溫度恢復(fù)地層溫度，異常段逐漸消失，說明此段存在油管漏失。

圖4 井2開井聲波能譜圖

圖5 溫度梯度曲線

綜合圖4與圖5分布式光纖監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行解釋，井2在520 ～600 m深度段存在漏失。圖6為該井脈沖中子氧活化測(cè)井成果圖，600 m處油套空間向上流量為60 m3/d，590 m處油套空間向上流量為0，表明在590 ～600 m處存在漏失，漏失量為60 m3/d。分布式光纖監(jiān)測(cè)結(jié)果與脈沖中子氧活化測(cè)井結(jié)果相符。

圖6 氧活化測(cè)井成果圖

2.3 井底套管竄槽井

井3為籠統(tǒng)注水井，射孔井段922.50 ～1 031.60 m，注入量20 m3/d。2020年12月3日進(jìn)行壓裂，壓裂后井口壓力約為4 MPa。 圖7為開井聲波能譜圖，在喇叭口（906.19 m處）下方和吸水層（922.50 ～945.00 m）位置均有聲源顯示，可以清晰顯示出井下工具位置和吸水層吸水情況，在射孔層以下964.00 ～979.00 m深度段存在除產(chǎn)層和工具外的強(qiáng)聲源。溫度梯度曲線（見圖8）顯示在976.90 m附近存在低溫異常點(diǎn)。脈沖中子氧活化測(cè)井測(cè)量下限高，在該井未監(jiān)測(cè)到竄漏，綜合分布式光纖溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)與分布式光纖聲波監(jiān)測(cè)系統(tǒng)監(jiān)測(cè)結(jié)果解釋960.00 m以下存在微漏情況。

圖7 開井聲波能譜圖

圖8 溫度梯度曲線

3 結(jié) 論

（1）分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)在大慶油田注水井竄漏監(jiān)測(cè)中成功應(yīng)用，適用于常見的分層注水井和籠統(tǒng)注水井。該技術(shù)應(yīng)用于油田管柱竄漏監(jiān)測(cè)，可以定位竄漏位置，識(shí)別油管竄漏、套管竄漏、井底竄漏等不同竄漏情況，相對(duì)于其他常規(guī)技術(shù)，不受測(cè)量下限等因素的影響，測(cè)試效率高。（2）應(yīng)用分布式光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)進(jìn)行注水井管柱竄漏監(jiān)測(cè)，有助于注水井管柱竄漏原因分析，為制定治理方案提供準(zhǔn)確信息。