组合测井方法在深层气井套管质量评价中的应用

姜大伟

(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

某油田油气当量再续稳产，大型压裂成为挖潜气井产能的主要手段，但套管的损坏及破漏直接影响气井的压裂效果及后续产能，因此套管质量评价对延长套管使用寿命和提高油田开发的经济效益有着重要意义。目前，油井普遍使用多臂井径仪进行套管质量评价[1]。多臂井径仪通过多个独立的测量臂与管柱内壁直接接触，测量套管的变形、腐蚀、错断等套损情况。注入井使用电磁探伤测井仪进行油、套质量评价[2]。电磁探伤测井仪利用低频涡流检测技术检测管柱厚度变化、破裂、变形等损坏状况。对于深层气井如何检测套管质量，使用多臂井径仪还是电磁探伤测井仪，或者两种仪器组合应用，需要讨论研究。

1 深层气井套管质量评价技术方案

1.1 深层气井特点

某油田深层气井井深在3 000 m以上，最深达到5 366.20 m，这就决定了深层气井具有高温高压的特点[3]。经统计，深层气井区块的地层压力介于37.48～43.33 MPa之间，地层实测温度介于125.6～162.4 ℃。选择测井仪器必须考虑这一客观条件，仪器的耐温耐压指标和信号传输方式是首要条件。原则是仪器耐温指标大于地层实际温度，耐压指标介于地层压力1.2～1.4倍，即选择耐高温高压仪器，耐温175 ℃，耐压80 MPa。同时，为了防止井喷和油气泄漏，使用耐压70 MPa的高压密闭防喷装置。由于脉冲方式在井深超过3 000 m后通过测井电缆无法传输到地面，因此根据井深选择曼彻斯特码传输的遥测方式。

深层气井天然气含有腐蚀性气体CO2[4]和少量的H2S，因此高压密闭防喷装置和井下仪器必须防腐蚀。有文献表明，含Cr钢材可以有效降低CO2腐蚀。17-4PH合金钢是由铜、铌/钶沉淀、硬化构成的马氏体不锈钢，经过热处理后[5]，产品的机械性能更加完善，可以达到1 100～1 300 MPa的耐压强度和耐300 ℃高温[6],它对H2S具有良好的抗腐蚀能力[7-9]。目前井下仪器普遍采用热处理后含Cr的17-4PH合金钢，可以保证井下仪器不受腐蚀性气体CO2和H2S腐蚀。

1.2 多臂井径仪和电磁探伤测井仪特点

多臂井径仪以测量臂与管柱内壁接触判断井下管柱受损情况，其机械结构决定了机械总成外径粗。多臂井径仪长度一般大于2 m，外径139.7 mm的生产套管内径从121.4～127.3 mm不等，当套管有变形或遇大斜度井时，36臂井径仪、40臂井径仪、60臂井径仪外径不小于70 mm，下井困难。在保证多臂井径仪顺利下入的前提下，又要保证测井资料全面性，因此选择外径43 mm的24臂井径仪。多臂井径仪机械结构决定了井下有异物、结蜡时，测量臂一旦被卡，测井资料就会失真；此外，测量臂接触测量也无法检测管柱厚度、横向和纵向裂缝。而小直径电磁探伤测井仪(外径40 mm或42 mm)采用低频涡流检测技术，弥补了多臂井径仪的缺陷，因此将二者结合，可综合分析井下管柱工作状态[10]。

通过分析深层气井特点以及多臂井径仪和电磁探伤测井仪的优缺点，深层气井套管质量评价采用小直径多臂(24臂)井径仪和电磁探伤测井仪组合测井方案。

2 小直径多臂井径和电磁探伤测井技术应用

通过对小直径多臂井径和电磁探伤测井技术在AS9-P5、AS27-P1、AS3-P2 3口深层气井中套管质量检测资料的综合分析，均发现了套管存在的不同质量问题，得到甲方的认可，为下一步方案的制定提供了可靠的依据。

2.1 AS9-P5井套管质量检测

AS9-P5井是X气田一口开发待投产水平气井，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，结果显示遇阻处可能为套管断裂。为确定井下套管状况，进行了小直径多臂井径和电磁探伤测井，测井成果图如图1所示。通过多次磁定位、多臂井径和电磁探伤测井资料综合分析解释，最后确定为套管脱落，脱落位置从2 627 m到鱼顶2 749.2 m，脱落122.2 m。作业队根据测井资料，经过近两个月数次寻找套管脱落点未果，最后放弃施工，此口深层气井未投产,报废。

图1 AS9-P5井测井成果图

2.2 AS27-P1井套管质量检测

AS27-P1井计划开展电缆泵送可溶桥塞射孔压裂联作工艺进行改造。2017年11月泵送第一级桥塞过程中工具遇阻，遇阻深度为2 531 m，用电缆连接Φ114 mm铅模下井打印，发现最大印记处外径Φ110 mm，有3处明显印记，该井在大型压裂改造前未进行套管质量检测，导致在压裂过程中出现严重漏液，压裂方案无法继续进行。鉴于这种情况，为了解井内套管真实状况，进行小直径多臂井径和电磁探伤测井，根据测井结果判断出井下套管风险程度，为后续方案制定提供依据。AS27-P1井使用防腐13Cr套管。

2.2.1 判断套损

图2中，2 530～2 532 m井径测井曲线异常。多个探头曲线异常，解释为套管损坏。井温曲线出现低温异常，分析为套管漏气或地层低温异常区，其中2 531.3 m处最小井径值为118.09 mm，最大井径值为144.38 mm。2 518.8～2 528.7 m井径测井曲线及电磁探伤曲线均异常，解释为套管轻微变形，最小井径值为119.76 mm，最大井径值为123.49 mm。通过小直径多臂井径和电磁探伤测井资料的综合解释分析，判断2 530～2 532 m套管严重损坏、破漏，无法按照原计划进行电缆泵送可溶桥塞射孔压裂联作工艺改造，甲方根据套管质量检测结果改变压裂方式，最终以油管输送射孔方式顺利完井。

图2 AS27-P1井2 518～2 534 m多臂井径及电磁探伤测井解释成果图

2.2.2 识别13Cr管材磁导率

图3为AS27-P1井2 480～2 504 m电磁探伤测井解释成果图。

在2 499 m附近，探测外管的多个探头曲线异常，解释为外套管结束，井况由双层管变为单层管。正常双层管情况下，内层管接箍响应幅值大于外层管。而本井的接箍幅值对比相反，内层管接箍幅度低，正常情况下解释为内层管壁厚小。但是通过地面测量，内层管壁厚符合要求。因此确定含13Cr管材磁导率偏小，导致接箍幅度低。

图3 AS27-P1井2 480～2 504 m电磁探伤测井解释成果图

2.3 AS3-P2井套管质量检测

基于以上两口井的套管问题，在AS3-P2井压裂工艺改造前，甲方要求对其进行全井套管检测。图4所示是其中的部分测量结果。

图4 AS3-P2井多臂井径和电磁探伤资料成果图

全井测井资料显示，几乎每根套管均有两处异常，分别位于接箍上下2.5 m至4 m处，而且多臂井径和电磁探伤测井曲线均显示明显，说明全井防腐的13Cr套管存在质量问题。该问题对后期压裂改造存在极高风险，因而建议甲方选择13Cr套管进行地面检测，避免压裂施工中出现套管破裂风险。

3 结 论

1) 小直径多臂井径和电磁探伤组合测井方法准确、详实地描述了井下套管状况，为厂家下一步压裂、完井方式和修井方案的选择提供了坚实的依据。

2)深层气井防腐的含13Cr管材磁导率偏小，导致电磁探伤仪器测量的接箍幅度低。

3)建议所有深层气井压裂前进行套管质量检测，避免因套管管材质量存在问题，影响后期压裂施工。