深层高压气井试油前的井完整性评价技术研究

杨向同, 刘洪涛, 曹立虎, 刘军严

(中国石油塔里木油田公司油气工程研究院)

随着我国能源结构调整步伐加快和节能减排任务加重，天然气作为一种较为清洁的石化能源受到了越来越多的重视。我国剩余油气资源的63%为天然气资源，而剩余天然气资源的57%分布在深层，深层天然气约16.52×1012m3。近年来，我国深层天然气的新增储量呈明显增长趋势，在塔里木盆地、四川盆地、南海等地区新发现了大量深层气藏，深层已成为我国天然气工业未来最重要的发展领域。我国深层气藏通常具有高温、高压、高产等特点，同时具有地层复杂(砾石层、膏盐层和盐间高压水层)、天然裂缝发育(以高角度缝为主)、低孔隙度、低渗透率等特点。恶劣的井况条件给试油作业和后续长期生产的完整性带来了巨大挑战，同时，恶劣的井况条件造成钻井阶段井身质量、固井质量等难以保证，井斜、套管磨损、固井质量差等问题难以避免，进一步增大了试油作业过程中的安全风险[1-3]。前期由于缺乏一套系统的高压气井试油前的井完整性评估方法，对井潜在风险预计不足，导致多口深层高压气井试油过程中发生油管柱失效、套管变形等事故而造成作业失败甚至井报废[4-5]。

针对深层高压气井试油作业过程中的安全风险，以高压气井钻井转试油阶段的井屏障分析为基础，针对地层、井筒和井口三个井屏障组成单元开展完整性状况分析，形成了一套深层高压气井试油前的井完整性评价方法，通过对钻井资料、钻井事故异常情况、井现状等的深入评估，识别井潜在风险，为深层高压气井完整性设计和控制提供了理论依据。

一、井完整性评价原则

高压气井钻井转试油前的典型井屏障示意图如图1所示[6]，钻井转试油前的第一井屏障为压井液(以绿色标示)，第二井屏障由防喷器、采油四通、套管挂及密封、套管头、油层套管、油层套管外水泥环、尾管、尾管外水泥环和地层组成(以红色标示)，第二井屏障也是试油作业期间和气井投产后的第二井屏障，在进行试油作业前，针对已经建立好的第二井屏障各组成部件开展完整性分析和评估，识别出潜在风险，为后续完整性设计和施工提供理论依据。针对构成第二井屏障的部件，将试油前的井完整性评价分成地层完整性评价、井筒完整性评价和井口完整性评价三部分，分别评价地层、井筒和井口屏障部件的完整性状况，明确地层、井筒和井口装置现状及屏障部件失效后的潜在风险。试油前井完整性评价流程如图2所示。

图1 试油前的典型井屏障示意图

图2 试油前井完整性评价流程图

二、地层完整性评价

同后续试油阶段井完整性设计直接相关的地层包括目的层和目的层上部复杂岩性地层，目的层的压力、温度、出砂条件等直接影响到后续作业的完整性，目的层上部盐膏层、高压盐水层等复杂岩性地层是后续作业必须重点注意的问题。针对目的层和目的层上部复杂岩性地层开展评价，识别地层潜在风险。为油管柱及工具设计、施工工艺优化等参数的提供依据[7]。

1. 目的层评价

目的层的压力、温度、出砂条件、流体性质等直接影响到后续作业的完整性，因此，针对后续试油作业完整性的所有潜在影响因素开展评价。

1.1 地层压力温度预测

地层压力温度是井筒压力温度场分布、压井液密度、油管、井下工具、井口装置、地面设备等设计的重要依据，是试油阶段井屏障部件完整性设计的关键基础参数，结合目的层实钻钻井液密度、井漏溢流等显示情况、邻井实测地层压力等预测地层压力，通过测井资料及邻井实测数据预测地层温度。

1.2 出砂预测

依据目的层岩性分析、钻井试压压力、钻井期间的垮塌缩径等复杂情况分析，结合电测解释成果、岩心实验和邻井资料，定性分析目的层在测试或生产压差下是否会垮塌出砂，在此基础上分析潜在的地层垮塌或出砂风险，从而在试油设计中制定针对性措施来避免套管挤毁、堵塞或埋卡管柱等井完整性复杂情况的发生。

1.3 地层流体

地层流体不仅有油、气、水，还可能含有H2S、CO2等酸性介质，同时钻井过程中漏失到地层的流体试油和后续生产阶段也可能随油气一起产出，地层流体对试油及后续作业的潜在危害包括：

(1)地层水与试油工作液发生化学反应，形成沉淀物，在井下工具变径、台阶面形成堆积，造成井下工具开关失效或管柱堵塞。

(2)含酸性介质的地层流体对井下油管、工具、套管、地面设备造成腐蚀。

(3)钻井漏失流体或堵漏材料返排造成油管、地面流程的堵塞、冲蚀等风险。

通过邻井试油和生产资料分析，结合钻井过程中漏失的液体组分、漏失量等资料评价，确定目的层可能产出流体性质、成分和含量，研究试油和后续生产过程中油管、地面流程等潜在的堵塞、冲蚀、腐蚀等风险，为管柱和井口选材提供参考依据，同时为相关安全风险制定应对措施。

2. 上部复杂岩性地层评价

目的层上部通常存在多段复杂岩性地层，包括盐层、石膏、泥岩等塑性蠕变地层及高压盐水层等，根据地质录井资料得出上覆复杂岩性地层分布情况，根据钻井井史资料得出上覆复杂岩性地层段套管固井情况，根据电测固井质量曲线及解释成果得出封隔复杂岩性地层的套管固井质量，根据连续25 m以上固井质量优良的水泥环才能作为一个有效的井屏障原则来开展井屏障有效性评价。通过开展上覆复杂岩性地层评价，弄清复杂岩性地层分布井段及岩性、复杂岩性地层段是否被固井水泥环及套管有效封隔、上覆复杂岩性地层是否存在管外窜及套管挤毁变形的可能等。

三、井筒完整性评价

在试油作业前开展井筒完整性评价，通过开展井身质量、套管剩余强度及实际承压能力、固井质量等评价，掌握井筒的薄弱点，为封隔器坐封位置、最低试油替液密度、最高环空操作压力等参数的设计提供依据。

1. 井身质量评价

通过开展井径、井斜、狗腿度等数据的分析，结合下套管、钻井过程中的阻卡位置、吨位等阻卡情况分析，掌握井身质量状况，作为试油封隔器坐封位置和后续作业管柱通过性的判断依据。

2. 套管评价

根据钻井井史提供的井斜、钻具组合、起下钻次数、钻进参数、钻井液类型，定量计算井下套管磨损程度，然后根据磨损程度计算套管的剩余抗内压、抗外挤强度。射孔段套管宜根据射孔孔眼直径、孔密、相位、套管直径、壁厚、管材屈服强度等参数，采用室内实验方法或理论分析获得射孔段套管剩余强度[8]。根据套管剩余强度，考虑盐岩蠕变、软泥岩膨胀、断层运动对套管的影响，计算套管安全控制参数，确定是否需要回接套管、最低替液密度、环空压力操作界限及压井液最高密度，并为环空加压射孔、压控工具操作和储层改造平衡压力选择提供依据。

3. 固井质量评价

分析电测结果，结合固井期间漏失情况、塞面位置是否正常、钻塞是否出现放空、钻塞期间是否有后效显示等，分析关键位置(如尾管喇叭口位置、封隔器坐封井段、复杂岩层井段)固井质量[9],为后期补救措施或方案制定、油套压控制参数选择、封隔器封位选择等提供依据。依据钻井和测试期间的试压数据，分析人工井底的承压能力，判断其封固质量是否满足后期试油、改造的要求。

四、井口完整性评价

钻井转试油时的井口装置由套管头、采油四通、防喷器组组成，通过开展井口装置完整性评价，结合环空压力现状风险，明确井口完整性风险。核实井口装置情况，检查井口装置试压数据，根据相关标准补充井口装置完整性验证测试[10]。

根据钻井井史资料，了解钻井期间B、C、D环空是否带压及带压值，同时分析各环空泄压情况及放出物类型、放出量等，针对环空带压井初步分析环空带压原因。为后续环空压力分析与管理提供依据[11-12]。

通过试油前的井完整性评价，明确对试油前井屏障所作测试不符合标准及规范要求的，根据实际情况进行判断，并按相关标准及规范进行补救，补救后的井屏障重新进行测试，以获得准确的测试结果。根据评价结果弄清钻井、固井、测试作业过程中出现的井下复杂、事故对井屏障的负面影响，识别试油作业过程中的潜在风险，为针对性削减措施的制定提供依据。

五、实例分析

塔里木油田某高压气井钻井至6 811 m后试油作业。在进行试油工艺设计前，先开展井完整性评价，绘制井屏障图，识别各井屏障部件的测试要求及测试情况，具体见表1所示。

表1 井屏障部件测试要求及情况

1. 地层完整性评价

结合邻井实测数据和本井测井数据，预测本井投产层段6 667～6 780 m中部深度6 723.5 m地层温度为165℃、地层压力为122 MPa，地层压力系数1.82。根据类比法，本井措施后在10 MPa生产压差下，产气量约86.8×104m3/d，无阻流量281.7×104m3/d。该井出砂预测结果显示，临界生产压差为18～38 MPa，平均为27 MPa。钻井期间漏失情况如下表2所示。

表2 实例井钻井期间地层漏失情况

通过复杂盐层基本情况分析得出,距离产层最近复杂岩层井段：6 298～6 644 m，采用密度1.90～2.25 g/cm3的钻井液钻经该段未发生垮塌或缩径。距离产层最近的复杂岩层大部分被Ø215.9 mm+Ø139.7 mm双层套管封固，下部有8 m被Ø139.7 mm单层套管封固，上部有11.58 m被Ø215.9 mm套管单层封固。

2. 井筒完整性评价

通过井筒完整性评价得出，本井固井施工过程未见异常，但未做固井质量测井，尾管和油层套管均按照要求试压合格。下步应补充固井质量测井，结合测井数据确定封隔器坐封位置，同时开展负压测试验证Ø139.7 mm尾管喇叭口的完整性。由于本井下部井段狗腿度严重，生产套管磨损严重，下步试油工艺设计和环空压力许可值计算时应采用磨损后的套管强度值。

3. 井口完整性评价

井口装置全部按照要求试压合格，该井B环空压力为11.2 MPa，C环空压力为6.4 MPa，D环空压力为2.2 MPa,各环空压力值均在环空压力许可范围内。

通过地层、井筒和井口的完整性评价，得出该井完整性状况较好，各井屏障部件均按照设计要求建立，该井完整性状况良好，但应根据生产套管剩余强度进行后续的作业设计。

六、结论

以高压气井钻井转试油阶段的井屏障划分为基础，针对地层、井筒和井口三个井屏障组成单元开展完整性状况分析，形成了一套高压气井试油前的井完整性评价方法，通过对钻井资料、钻井事故异常情况、井现状等的深入评估，识别井潜在风险，为高压气井完整性设计和控制提供了理论依据。