塔里木H油田超深油井套管找堵漏技术实践及认识

周怀光，单全生，沈建新，欧如学，孙玉国，陆爱华，贺湘辉，徐继昌

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石油塔里木油田分公司 开发事业部，新疆 库尔勒 841000；3.中国石化胜利油田 胜利采油厂，山东 东营 257061)

塔里木H油田超深油井套管找堵漏技术实践及认识

周怀光1,2，单全生2，沈建新2，欧如学2，孙玉国2，陆爱华2，贺湘辉2，徐继昌3

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石油塔里木油田分公司 开发事业部，新疆 库尔勒 841000；3.中国石化胜利油田 胜利采油厂，山东 东营 257061)

对于超深油井而言，找漏堵漏施工难度比浅井更大。针对塔里木H油田油井高压、高温、高矿化度及井身结构复杂特点，通过优化工艺和施工步骤,总结出适用H油田的找堵漏技术。通过2015年8口找堵漏实践，堵漏成功率100%，累计增油3.16×104t，证明了该技术基本满足H油田超深井套管找堵漏需求。

超深井；套管找漏；套管堵漏；塔里木

塔里木H油田主要有东河砂岩、薄砂层两个主力油藏，整体超深(埋深大于5 000 m)、油层薄(最薄0.4 m)、储油丰度低(平均40.15×104t/km2)，整体采用水平井开发，初步实现高效开发；该油田自2005年以来，套管漏失造成油井停产的数量逐渐增加，严重影响油田正常生产，降低油藏开发效果。2015年共发现8井次因套管漏失导致油井停产，主要表现为油井含水突然上升至100%，电泵井或有杆泵井动液面、产液量上升，套管漏失后平均单井日产油能力下降24 t。因此，及时发现套管[1]漏失，并有针对性的堵漏，可以快速有效恢复油井产能，提高生产时率、提高油藏开发效果。

1 H油田超深油井套管漏失原因和特点

1.1 地质因素

在下第三系和三叠系砂泥岩界面(对应深度2 300 m～2 500 m、3 400 m～4 100 m)处存在地应力突变现象，另外部分油井套管漏失井段靠近断层，这是形成套损漏失的主要内因。

1.2 工程因素

1)由于井身结构简化造成水平井的直井段自由套管超长(3 000 m～4 000 m)，固井质量不合格；另外超深井固井工艺不合理导致固井质量较差。

2)受井深影响部分油井套管丝扣腐蚀或固井分级箍失效。

3)局部施工压力超过该处套管抗内压强度。

4)机采参数不合理导致单井压差变化过大或过于频繁，加剧套管薄弱处漏失。

2 超深井套管找堵漏技术

2.1 超深井套管找漏技术

国内套管破损后找漏技术主要包括井下作业找漏技术和测井找漏技术，包括打铅印、工程测井、套管试压找漏、负压找漏等[2]。通过对2015年8口井找漏、堵漏技术总结分析，受深井高压、高温、高矿化度、完井管柱结构的影响，产液剖面测试、电磁探伤测井等常规的找漏技术难以广泛使用；逐渐形成套管试压找漏、负压找漏、工程测井技术为主，静温梯度测试等技术为辅的超深油井套管找漏技术。

2.1.1 工程测井找漏技术

H油田检测套管质量的工程测井技术主要是多臂井径测试技术。MIT多臂井径成像仪主要利用触臂上提运动过程中内径改变量来反映套管现状的测井技术；内径改变量通过触臂传感器传输传至测筒内压力杆轴上，然后模拟信号被转变成输出的电压信号或数字信号；在地面电脑人工操作下，完成对信号的编译和解码，最终计算出油、套管内径的变化量，达到套管现状的检测目的。仪器同时带有定位仪，可以确定井斜角和方位角，多臂井径测试技术可录取套管最大内径、最小内径、剩余壁厚三个参数，可对套管的变形、腐蚀、破损等工况进行检测，可以定量解释。如AH4-2H井，2015年7月工程测井，井段 0 m～4 820.0 m，结果显示3 024.1 m处套管穿孔或可能穿孔，经过封隔器打压判断3 017.96 m～3 027.52 m 为漏点井段。

2.1.2 静温梯度测试找漏技术

静温梯度测试是测量井身剖面的温度变化趋势。静温梯度找漏法原理：在油井关井(或井口不出液)条件下，生产层一般无液体产出，此时井筒内压力和温度应保持相对平衡。如果存在套损，套损处地层流体与井内流体压力、温度场不同，发生套管渗漏和向产层倒灌，打破原有平衡，导致渗漏点压力上升、温度梯度下降，温度梯度在渗漏点会出现明显拐点。静温梯度测试仪器下入井中(现场一般同时测试静压、静温)，从上向下(或从下向上)选择不同深度点停留并自动记录该点压力和温度，处理资料时，通过计算两测点之间压力、温度的变化率，即可获得该处的压力梯度和温度梯度[4]。其中温度梯度关系式为：

(1)

式中:G为静温梯度，℃/100m；H1、H2为井筒内两个不同深度值，m；T1、T2为对应深度H1、H2处的温度值，℃。

如AH4-42井，2015年12月测静温梯度3 178 m～3 388 m存在异常，经过封隔器试压判断3 293.34 m～3 306.85 m为准确漏点井段，与测试结果基本相符。

2.1.3 套管试压找漏技术

套管试压找漏技术就是将封隔器及配套工具下入井内，利用封隔器将可能漏失的井段与产层分隔，根据找漏目的从油管或套管内打压，通过压力变化来确定套管漏失情况；在目前的技术条件下，套管试压找漏施工简单，结论准确可靠，成功率高，是一种有效的找漏方法[3]。结合H油田超深油井的井况及油井寿命，通常采用加长胶筒封隔器作为主要工具进行找漏(简称封隔器找漏，以下均用此名称)。首先通井、刮壁确保井筒通畅，考虑该油田地层压力系数0.85左右的特点，下可取式复合机桥至油层顶部，将产层与井筒封隔，保护油层不被污染，再下加长胶筒RTTS封隔器进行全井段分段打压找漏。受井深的影响，封隔器找漏施工时间长，因此常用工程测井和静温梯度测试初步确定可能漏失点，再用封隔器找漏，确定具体漏失段。如AH4-64H井，2015年11月测静温梯度，在1 655 m～1 755 m存在异常，下RTTS封隔器试压判断1 768.21 m～1 777.69 m、3 479.72 m～3 503.13 m为漏点井段。

2.2 超深井套管堵漏技术

针对H油田超深油井，主要采用挤堵剂封堵和双封卡堵[5]两种堵漏技术，对于挤堵剂封堵效果较差的油井，在挤堵剂施工后再下双封卡堵套管漏失点；个别电泵井采用过电缆封隔器封堵电泵上部漏失点，其次是采用套管补贴技术堵漏，该技术使用后对后期采油工艺选择影响较大，使用范围较小，一般不在H油田使用。

2.2.1 挤水泥(堵剂)封堵

通过对套管漏失井段挤入固井水泥或化学堵剂[6]进行堵漏；第一种方法是若漏失点上部无第二漏失点，在漏失点以下井筒内下入复合桥塞，将挤堵管鞋上提至漏失点上50 m～100 m，油管正挤使水泥进入漏失段，侯凝后起到封堵作用；另外一种挤堵剂方法是漏失点上部有第二漏失点，在第一漏失点之上下可取式挤注封隔器(或RTTS加长胶筒封隔器)，挤高强度耐温抗盐堵剂封堵套管漏失点。如AH4-42井，找漏发现3 293.34 m～3 306.85 m为准确漏井段，实施挤水泥封堵后，全井筒试压不降，证明套管漏失井段堵漏成功。

2.2.2 自验封双封隔器卡堵

在套管漏失井段下入自验封双封隔器堵漏管柱(SVS自验封封隔器+油管+SVS自验封封隔器)，上封隔器下至漏失井段上部位置，下封隔器下至漏失井段下部，中间使用油管连接，达到封堵套管漏失井段的目的。自验封封隔器下至设计位置后，投球打压至封隔器启动压力，封隔器活塞启动使上下胶筒实现密封油套环形空间，此时锁定活塞实现座封；油管内继续打压，下封隔器剪短验封销钉，验封活塞移位进而连通出液孔，压力不降则下封隔器验封合格；环空反打压验证上封隔器密封，压力不降证明上封隔器验封合格。自验封双封隔器的使用，实现了液压双封隔器管柱下封隔器自行验封的功能，较大提高了超深井封堵效果。如AH4-3H井，找漏发现2 096 m～4 798 m井段存在多点漏失，下入自验封双封隔器堵漏管柱， 7″自验封封隔器封位2 429.21 m、5 1/2″自验封封隔器封位4 398.6 m，封隔器自验封合格，环空打压15 MPa，30 min内不降，上封隔器验封合格，封堵成功。

3 矿场实践效果

2015年塔里木H油田共实施找堵漏8井次，成功8井次，成功率100%，堵漏后日恢复产油能力233 t，措施后累计增油3.16×104t(见表1)。

典型井：AH4-65H井：2004年9月27日完井投产，初期日产油165 t，不含水，生产期间压力、产液缓慢下降，2006年9月16日转电泵生产，生产期间含水逐年上升，至2015年11月1日该井日产液235 t，日产油20 t。2015年11月30日化验含水率100%，日产液由235 t上升至269 t，动液面由1 105 m回升至500 m，初步判断该井套管漏失，需要找漏、堵漏作业。2015年12月测静温梯度，在3 415 m～3 745 m存在异常(见图2)，下复合机桥至5157.65m，保护油层；经过RTTS封隔器试压判断3 687.48 m～3 697.05 mm 为漏点井段，下长胶筒RTTS封隔器挤水泥管柱，对3 687.48 m～3 697.05 m注水泥浆

表1 塔里木H油田2015年油井套管找堵漏效果统计

12 m3，侯凝后钻磨至3 723 m以下井筒试压15 MPa，稳压30 min不降，继续钻磨复合机桥至人工井底，为保证封堵效果下入自验封双封隔器堵漏管柱(上封隔器3 448 m，下封隔器3 753 m)验封合格，堵漏成功。组下电泵完井投产(见图3)，初期日产液204 t，日产油3 t，生产期间含水缓慢下降，20 d后日产油恢复至21 t,该井套管漏失前后采油曲线(见图4)，94 d增油1 597 t，堵漏效果显著。

4 结论与认识

1)塔里木H油田套管漏失井段主要分布下第三系和三叠系，另外多集中在自由套管段，套管漏失表现为短时间含水率上升至100%，油井产液量、动液面明显上升。

2)H油田用测试静压静温梯度找漏技术指导封隔器找漏是成功的，封隔器打压确定的漏点均在静温梯度法分析的异常井段内。

3)通常根据漏失井段吃入量的大小确定套管漏失封堵方式。对于吃入量大的漏失段采用挤水泥的方法进行封堵；对于吃入量较小或挤水泥堵漏效果较差的漏失段采用挤堵剂封堵，挤堵剂挤入量小的漏失段，采用自验封双封隔器堵漏技术进行二次封堵。

4)H油田超深油井套管堵漏方法：首先在油层顶界下复合机桥，保护油层免受污染；静温梯度或工程测井测试技术初步判断漏失位置，封隔器打压找到准确漏失井段；其次根据漏失井段吃入量选择挤水泥(堵剂)或自验封双封隔器封堵；封隔器反打压或气举负压排液验证封堵效果；最后组下机采完井管柱投产。

[1] 张全胜.油田套管损伤的治理技术研究[J].石油矿场机械,2008,37(6):20-23.

[2] 窦霁虹,张义宽,崔志明.油(水)井套管缺陷的三维模拟及其识别方法[J].石油勘探与开发, 2001,28(5):91-92.

[3] 刘会绪.封隔器找漏技术的原理与应用[J].中国石油和化工标准与质量,2011,12(1):76.

[4] 王陶,陈军,荣宁,等.利用静温梯度变化规律快速准确查找套损段[J].新疆石油天然气,2006,2(1):43-45.

[5] 张晓丹,杨进,魏倩,等.海上水平井找漏堵漏工艺研究[J].石油矿场机械,2012,41(7):92-97.

[6] 刘强鸿.油(气)水井套管封固堵漏技术[J].钻采工艺,2008,31(2):146-148.

Knowledge and Practice of Casing Leakage Finding and Plugging for Ultra-deep Wells in Tarim H Oilfield

ZHOU Huai-guang1,2, SHAN Quan-sheng2, SHEN Jian-xin2, O Ru-xue2,
SUN Yu-guo2, LU Ai-hua2, HE Xiang-hui2, XU Ji-chang3

(1.Petroleum Engineering College, China University of Petroleum(East China), Qingdao 266580, Shandong, China; 2.Development Department, Tarim Oilfield Company, Petro China, Korla 841000, Xinjiang, China; 3.Shengli Oil Plant of Shengli Oilfield， SINOPEC， Dongying 257061, Shandong, China)

Casing leakage finding and plugging in utra-deep wells is more difficult than shallow wells. According to the characteristics of high pressure, high temperature and high salinity and complex wellbore structure of wells, casing leakage finding and plugging technique for H Oilfield was developed by optimizing technological process and construction procedure. Applications of casing leakage finding and plugging are made for 8 times in 8 wells with success rate of 100%,adding up oil by 3.16×104t,which proved that this technique can basically meet the needs for casing finding and plugging in the ultra-deep well of H Oilfield.

utra-deep well; casing leakage finding; casing plugging; Tarim

2016-05-10

周怀光(1984-)，男，山东聊城人，工程师，在读中国石油大学(华东)石油与天然气工程专业硕士，主要从事油气田开发技术工作，邮箱zhouhg-tlm@petrochina.com.cn。

TE34

B

1008-9446(2016)06-0025-06