运用组合测井方法评价井筒完整性

万 舒

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

0 引 言

单一测井技术难以准确描述和判断井筒出现的状况和问题，因此需要多种测井技术优势互补。按照“预防为主，防修并重”的方针，通常先采用一种测井技术初步了解井筒状况，再根据测量结果确定另外一种测井方法进行测试。目前常用评价井筒完整性的测井方法有多臂井径测井、脉冲氧活化测井、井温噪声测井及电磁探伤测井。各种测井方法各有优缺点 ,通过优化组合能检测出井筒出现的质量问题，及时采取有效措施，延长井筒使用寿命，提高油田开发的经济效益。

1 几种常用井筒完整性测井方法

随着油田的逐年开发生产，由于作业区油水层段内部地质板块、地层压力的变化以及油水井内部工具老化等因素，油水井井筒正常结构功能也会陆续出现问题。

在对油水井井筒进行评价的几种测井方法中，多臂井径测井通过井径腿电阻的连续变化，把井径变化转变为电信号变化，从而得到井径。

脉冲中子氧活化测井利用脉冲活化技术，通过使用短的井筒水流活化时间，接着用较长的采集时间探测流动的活化水，然后用源到探测器的间距和活化水通过探测器所用时间计算出水的流速。

井温噪声测井的原理是，井筒井眼及其附近的单相流体或多相流体通过阻流位置时会产生压力降，流体的动能在阻流位置转化为热能和声能，因此在阻流位置附近可探测到声音和温度异常。通过对噪声幅度及频率的测量可判断流动位置和流体类型。

电磁探伤测井根据电磁感应原理，给发射线圈提供直流脉冲，接收线圈记录产生的、随时间变化的感生电动势。当套管(油管)厚度变化或存在缺陷时，感应电动势将发生变化。通过分析和计算，在单套、双套管柱结构下，可判断管柱的裂缝、孔洞和工具位置，得到管柱的壁厚。

这几种常用井筒完整性评价方法的应用及特点对比见表1。

表1 常用井筒完整性价测井方法对比

2 多臂井径和脉冲中子氧活化测井组合评价井筒完整性

芳X-平X井是采油八厂重点区块一口水平井，对该区块应用水平井切割体积压裂工艺，求压后产能，计划开展电缆泵送可溶桥塞射孔压裂联作工艺进行改造，计划进行25段压裂改造。

存在问题：该井进行大规模体积压裂时，施工到第14段桥塞遇阻，怀疑井下存在套损。

其井口压力15.0 MPa，为了解井内套管真实状况，采用小直径多臂井径和脉冲中子氧活化组合测井方法对该井筒完整性进行评价，根据测井结果判断井下套管风险程度，为后续方案制定提供依据[1]。

2.1 小直径多臂井径测井确定套管变形

首先使用高压密闭装置，用小直径多臂井径测井仪按照设计方案进行了直井段测井[2]，从50～1 970 m分成5段来测量，针对套损井段进行4次重复测量，其变形处井段测试曲线及解释结果如图1所示。

图1 小直径多臂井径测井成果图

小直径多臂井径初步解释结果如下：

1)怀疑1 718.6～1 718.9 m处有漏点。

2)1 714.9～1 718.3 m及1 720.8～1 723.7 m两处椭圆变形。

从初步解释结果无法判断套管是否有漏点，为进一步验证是否有漏点进行氧活化测试。

2.2 脉冲中子氧活化测井确定漏失

在相关配合下，使用高压密闭装置，用氧活化测井技术寻找漏点[3]。通过罐车和泵车向井下注入90 m3/d 清水，从井口100 m开始点测流量找漏，仪器在1 720.5 m点测流量归零，说明1 717.5～1 720.5 m之间套管有漏失。测量结果见表2。

表2 点测成果

综合小直径多臂井径与氧活化测井结果确定套管在1 717.5～1 720.5 m之间存在漏点。通过小直径多臂井径和氧活化测井技术组合应用，准确、详实地评价了井下套管状况，为厂家下一步压裂、完井方式和修井方案的选择提供了科学的依据[4]。

3 电磁探伤和井温噪声测井评价井筒完整性

徐深X-X井是徐深8区块一口天然气生产井。 CO2含量25.78%，属于严重腐蚀，其正常生产油压7.7 MPa，套压8.7 MPa，日产气3.2×104m3，日产水6.2 m3。

存在问题：该井技术套管环空带压12 MPa，存在气体外窜隐患安全。进行了3次技套环空封堵，封堵后由12.0 MPa降至0 MPa，封堵后生产过程中，技套压力突然升至24.2 MPa，与套压24.9 MPa基本一致。怀疑井口套管头附近或套管上部，技套环空与油管环空之间出现窜气。

为了解井内油管、生产套管和技术套管真实状况，采用电磁探伤和井温噪声组合测井方法对该井井筒完整性进行评价，根据测井结果判断井下套管风险程度，为该井后续措施提供科学依据[5]。

3.1 电磁探伤测井确定套管变形

首先使用高压密闭装置,用电磁探伤测井方法[4]，根据要求检查井口至100 m井段的油管、套管技术状况，重点检查油层套管的漏失情况。

用电磁探伤测井仪对井段2～200 m进行了测试，电磁探伤测井第一条曲线0～200 m，第二条曲线从0～100 m，电磁探伤测井曲线显示井段内6～10 m测井曲线显示异常，依照地质提供的管柱下入深度数据，油层套管最上面的3.49 m短节显示只有3.0 m，且深度下深0.50 m左右。测量结果如图2所示。

通过电磁探伤测井得出井段内8～15 m测井曲线显示异常，从初步解释结果无法判断套管是否有漏点，为进一步验证是否有漏点进行井温、噪声测试。

图2 电磁探伤测井成果图

3.2 井温噪声测井确定套管漏点

用高压密闭装置，用井温、噪声测井仪对该井进行了两种情况下的测试。即关井后静态测试和技术套管放空后的动态测试寻找套管漏点[6]。

关井后静态测试，井温、噪声连续测井，从井口至155 m，测速250～300 m/h。点测55.6 m至20.6 m每5 m点测两次，20.6 m～8.8 m每2 m点测两次，8.8 m至0 m每1 m点测两次。

通过静态井温、噪声测试发现10～15 m噪声响应频率变化较大，怀疑套管漏点在附近。

技术套管放空20分钟稳定后进行动态测试，开始井温、噪声连续测井，从0～106 m，测速500 m/h，点测45.6～20.6 m每5 m测两次，20.6～10.6 m每2 m测两次，10.6～0.6 m每1 m测两次，停止放空，按厂家要求关闭生产闸门。测井结果如图3所示。

通过动态井温、噪声测试发现，10～15 m噪声响频大，确定套管漏点。

通过电磁探伤和井温、噪声组合测井技术综合评价该井井筒状况，确定该井在10～13 m之间油层套管有漏点。

图3 井温、噪声测井成果图

4 磁性定位、电磁探伤和多臂井径测井评价井筒完整性

徐深X-平X井是徐深气田一口开发待投产水平气井。

存在问题：该井在可溶桥塞射孔压裂联作工艺改造后，对封堵段桥塞进行解封，在第一级桥塞解封后，下加深打捞桥塞管柱及下反循环打捞管柱遇阻，下铅模管柱，结果显示遇阻处可能为套管断裂。

为确定井下异常状况，进行磁定位、小直径多臂井径和电磁探伤组合测井方法进行井筒的完整性评价[7]，综合解释效果如图4所示。

图4 测井综合解释成果图

4.1 磁定位测井确定套管脱落位置

首先磁性定位确定套管异常状况，判断套管是否断裂和脱落；用磁性定位仪器进行了2 592 m到遇阻的测试，根据设计要求进行了重复测试，测试结果完全一致。

磁性定测井测试结果显示2 627～2 749.2 m无套管及套管接箍数据显示，确定了套管脱落位置，即套管脱落鱼顶深度2 749.2 m，见图4(a)。

为了进一步验证套管脱落、脱落位置和断口情况[8]，进行井径测井和电磁探伤测井。

4.2 多臂井径测井确定套管脱落

按照设计用井径测井仪进行了2 592 m到遇阻的测试，并进行了重复测试，重复测试结果完全一致。测试结果显示2 627.0 m以上套管内径值为121.4 mm，套管接箍显示明显，2 627 m到遇阻无套管及套管接箍数据显示[8]，见图4(b)。

4.3 电磁探伤测井验证套管脱落

用电磁探伤测井仪进行了2 592 m到遇阻的测试，并进行了重复测试，重复测试结果完全一致。测试结果显示2 627.0 m以下套管壁厚变为0，2 627 m，到遇阻无套管及套管接箍数据显示，见图4(c)。

通过磁定位、多臂井径和电磁探伤组合测井方法评价该井井筒状况，综合解释为套管脱落，脱落位置从2 627 m到鱼顶2 749.2 m，脱落122.2 m，作业队根据测井结果，进行了下一步措施[9]。

5 结论及建议

1)单一的测井方法有时候只能初步了解井筒状况，难以准确描述井下管柱状况，多项测井方法组合应用，能更好的综合评价井筒的完整性，反映井下信息更加丰富精细。

2)根据测试需求，对一些井况复杂、疑难的井，组合测井方法优势明显，能提供精准测试资料。

3)建议在动态监测工作中加大组合测井的力度，运用组合测井方法有效地进行井筒完整性动态监测工作。