高壓深井測試前的井筒評價康健利姜學海季曉紅（塔里木油田勘探事業部）摘要在高壓深井測試前，井筒評價工作非常重要，對套管強度、固井質量、井口及鉆井或固井期間的漏失情況等多項因素進行全面分析和評估，以確保測試工作在井筒安全的前提下實施。主題詞塔里木油田高壓深井井筒評價前言

近年來，塔里木油田先后順利完成了多口高壓高產氣井的測試工作。針對每

一口高壓高產氣井的具體情況，試油工程技術人員分別從套管強度、固井質量、井口密封、

漏失情況等多方面進行了認真的分析和評估，保證了測試期間井筒的安全性。高壓深井測試前的井筒評價1、井筒評價因素及目的井身結構對測試管柱的影響評價：分析井身結構對測試管柱內徑尺寸的影響。套管抗外擠評價：分析可能引起套管變形的影響因素以確定井筒所能承受的最低液控壓力。③④⑤⑥⑦⑧⑨⑩套管抗內壓評價：分析井筒內的高壓對套管的影響。射孔套管剩余強度評價：分析射孔孔眼對套管強度的影響。套管懸掛器評價：分析懸掛器的密封性和暢通性。套管腐蝕性評價：分析地層流體和完井液對套管的長期腐蝕性。井口密封性評價：分析油管頭和套管頭的長期密封性。固井質量評價：分析竄槽可能性及對測試工藝可能帶來的風險。漏失評價：鉆井和固井漏失對測試地面設備可能造成的風險。人工井底評價：人工井底的密封性。③④⑤⑥⑦⑧⑨⑩2、井筒評價因素分析①井身結構對測試管柱的影響評價井身結構的設計與鉆探目的及鉆井工藝等要求有關，直接影響了完井測試管柱的設計和工具的選擇，對高壓高產井來說，最終影響了產能評價。小井眼（如5”尾管）鉆井完井工藝提高了鉆井效率，但卻造成了測

試管柱在選擇上的局限性，致使管柱通徑小，帶來高產情況下的管柱磨阻

增大等不利因素。相比大井眼（如7”套管）情況下所選擇的大通徑測試管

柱，高產情況下的管柱磨阻較小，便于取得地層的真實產能。塔里木油田

的高壓深井多米用前一種完井方式（表1）。塔里木油田部分高壓高產氣井井身結構和管柱情況表1井號套管結構不同井身結構下的管柱情況13-3/8”(m)9-5/8” (m)7” (m)5” (m)油管組合最小內徑（mm）封隔器外徑（mm）克拉203105.223149.733810.422-7/8+3-1/238（鉆鋌）103.1(RTTS)克拉2052589.303753.14(9-7/8”)4050.004-1/270（球座）147.0(HSB)柯深101300.004100.006428.222-7/8+3-1/245.7(RD閥)103.1(RTTS)迪那11349.314185.325057.612-7/8+3-1/245.7(RD閥)103.1(RTTS)迪那22203.293496.414649.182-7/8+3-1/245.7(RD閥)102.0(RTTS)迪那202208.003726.004747.382-7/8+3-1/245.7(RD閥)102.0(RTTS)迪那2013498.374597.925134.972-7/8+3-1/245.7(RD閥)102.0(RTTS)②套管抗外擠評價長期的鉆井作業會對套管造成磨損，使套管抗外擠強度降低，并在一定程度上影響了測試工藝對壓力變化的要求。套管磨損主要來自三方面原因：一是井斜較大的拐點部位；二是鉆頭或磨鞋在處理事故或鉆水泥塞期間對套管的磨損；三是井口不正的情況下鉆具對井口套管的磨損。被磨損的套管由于壁厚的降低，強度自然降低，測試壓差、射孔環空打壓或使用壓控測試工具等原因會造成井筒壓力的變化。這種壓力變化對套管強度有較大的影響。因此，科學地評價套管的磨損情況，以盡量避免測試期間套管變形情況的發生。塔里木油田陽霞1井在長期的鉆井過程中，95/8”套管嚴重磨損，由于未進行有效的套管磨損評價，在用清水替出井內泥漿的過程中，95/8”套管在4200m左右變形，造成全井報廢。迪那202井7”套管在井口偏磨，壁厚由原來的12.6mm降到10.0mm,由此可見套管磨損的嚴重性。迪那氣田的幾口高壓高產氣井在完井測試前，對套管磨損情況進行了詳細的評價工作。迪那202井（井身結構見表1）通過對鉆井期間的純鉆進時間、起下鉆次數、井斜、雙層套管等多方面的因素分析之后，提出了確定套管內允許替漿的最低密度（表2），達到測試期間井筒安全的目的。迪那202井3504m-4478m套管磨損程度及剩余強度分析 表2井深井斜角方位角全角變化率磨損深度剩余強度系數容許替漿最低密度3874m1.96°191°0.75°/25m2.9mm77%掏空4199m1.15°309°0.95°/25m3.5mm72%掏空4274m0.39°329°2.15°/25m7.4mm41%11KN/m3注：套管內容許替漿的最低密度為 1.1g/cm3套管抗內壓評價套管抗內壓評價是對套管絲扣密封性及套管本體抗內壓強度評價。為驗證套管的抗內壓能力，常規作法是做全井筒試壓，試壓值的確定應綜合考慮當前的泥漿密度、鉆井循環時的井口泵壓和管外磨阻、鉆井期間已有的試壓數據、套管實際抗內壓強度分析結果等多種因素并結合測試過程中對環空壓力的要求而定。套管抗內壓強度是對套管薄弱點的強度校核。柯深101井（井身結構見表1）套管薄弱點有三個部位，5”套管懸掛器6259?89m；設計封隔器的坐封位置6600m；井底套管6850m。該井的危險工況有兩種。一是用密度1.98g/cm牝漿循環壓井時和用密度1?45g/cm3E漿打開RD循環閥時。計算中，有效內壓力P有效二套管內壓力P內一套管外壓力P外。套管外壓力系數保守選擇1?15,用密度1?98g/cm3泥漿循環壓井時，井口壓力設計30Mpa,RD循環閥的最高開啟壓力32.86Mpa。經過計算，得出這兩種情況下套管薄弱點的安全系數（表3）。數據表明，在用重泥漿反壓井時，封隔器處的套管和井底套管的安全系數較低，應予以充分重視。6259.89m6600.00m6850.00m套管外壓力系數選擇1.15，用密度1.98g/cm3泥漿循環壓井時最咼有效內壓Mpa80.983.785.7套管抗內壓Mpa112.596.196.1安全系數1.391.151.12套管外壓力系數選擇1.15，用密度1.45g/cm3泥漿打開RD循環閥時最咼有效內壓Mpa51.3-52.3--套管抗內壓Mpa112.596.1--安全系數2.191.84--射孔套管剩余強度評價由于射孔孔眼的存在，與未射孔套管相比，射孔段套管的承載能力會有所降低根據殼體力學理論，可以計算套管承載能力降低系數。這個系數與射孔孔眼直徑、相位、管徑、壁厚、管材屈服強度等參數有關。表4是通過計算得出的柯深101井5”P110S9.19套管射孔后承載能力降低系數。結合數據，通過控制井口壓力達到保護射孔部位套管的目的。柯深101井5”P110S9.19套管射孔后承載能力降低系數 表4孔徑（mm）9.0孔距（mm）66.7相位（度）90承載能力降低系數0.89668射孔段套管剩余最大抗外擠強度（Mpa）83.3套管腐蝕性評價完井液和地層流體會對套管造成腐蝕，因此，必須做套管腐蝕性評價。優選緩蝕性能較好的緩蝕劑并通過改變緩蝕劑濃度和延長時間進行緩蝕效果評價。柯深101井就采用氯化鈣完井液對套管的腐蝕性做了大量的研究工作（表5），數據表明，緩蝕劑起到良好的緩蝕效果。并且，隨著緩蝕劑用量的增加，緩蝕效果并不能得到明顯的改善；隨著時間延長，腐蝕速率明顯下降并逐步趨于穩定；腐蝕深度的增加也趨于緩慢。另外，固井水泥并不能徹底阻擋地層流體對套管的接觸，因此，地層流體對套管外表面的腐蝕性評價也應予以重視。柯深101井就采用氯化鈣完井液對套管的腐蝕性 表5編號腐蝕介質緩蝕劑腐蝕時間（h）腐蝕速率（mm/a）平均腐蝕速率（mm/a）緩蝕率（%）1氯化鈣完井液未加緩蝕劑242.5502.5392242.5283力口2%HTD100240.6990.71671.704240.733套管懸掛器評價套管懸掛器的評價主要是懸掛器的密封性評價，由于固井工藝或其它原因，在固井質量測井圖上往往反映出雙層套管的固井質量不好。因此，必須對懸掛器的密封性有一個可靠的判斷。如克拉203和迪那202井通過對5”套管懸掛器的測試，驗證了懸掛器的密封性，保證了替入低密度壓井液時該部位密封的可靠性。另外，套管懸掛器由于多次起下鉆的原因，鉆頭或鉆具會對它造成損害，使懸掛器喇叭口不規則，影響了管柱起下，塔里木油田曾多次出現過這種情況。為解決這一問題，一般要做好兩方面的工作，一是用標準銑錐對懸掛器進行磨銑；二是在管柱底部連接圓頭引鞋。固井質量評價對高壓高產氣井來說，良好的固井質量非常重要。既要保證高壓儲層的流體或氣體不會竄至可能并不密封的懸掛器部位，又要確保良好的氣水隔離效果，避免底水上竄對測試工作造成麻煩。克拉203井通過對主力氣層下部低產層的測試結果表明，低產層與上部主力氣層在管外有良好的不連通性，表明管外固井質量良好。同樣，克拉205井的固井質量從測井曲線上來看很差,僅在主力氣層以下4000米處有10米水泥,測試后發現下限層為干層，證明了10米水泥對上部主力氣層起到了良好的隔離作用。在迪那201井和迪那202井也都出現了類似的情況，并采用同樣的方法有效判斷了管外固井質量情況。由此可見，高壓高產氣井的固井質量不能簡單地用測井資料來判斷，即使測井曲線反映固井質量不好也不能盲目封竄，以免給后面的測試工作帶來不便；當然，也不能因為測井曲線反映固井效果好而忽視可能存在的問題，應綜合考慮各方面的因素。井筒漏失評價在高壓高產氣井的風險因素中，排污是主要的風險之一，流體或氣體中的固相成分在經過油嘴后的高速流期間會給地面設備造成很大的風險。由于在完井測試中液墊多采用無固相，因此，在排液初期，固相含量較少，壓差相對較小，流速相對較低，風險因此較小。而在排污末期，由于地層低密度流體或氣體進入井筒，油嘴前后的壓差隨著增大，封隔器以下少量的泥漿尤其是鉆井或固井期間漏失的泥漿或水泥漿與低密度流體或氣體一起排出，這時低壓區的流速可能達到300m/s以上，破壞力非常強，風險也非常大。因此，在高壓高產氣井測試前，對井筒的漏失情況進行全面分析十分必要。迪那11、迪那202等井均出現了不同程度的鉆井泥漿或固井水泥漿的漏失，地面設備被刺嚴重，迪那11井地面油嘴管匯刺壞兩套，分離器旁通管線嚴重被刺，分離器出口彎頭刺穿兩個。井口密封及密封的長期性評價一般采油井口的密封件多采用橡膠件，由于外部環境溫度的變化以及某些介質對橡膠性能的影響，加速了橡膠的老化，在長期承壓的情況下，這種密封非常危險，塔里木油田輪古12井就曾出現過井口刺爆的情況。針對高壓氣井井口密封的長期性，建議做好以下幾方面的工作。采用全金屬密封的采油井口。全面分析介質（CO2；H2S;CL-等）在不同溫度條件下對金屬腐蝕性。作業結束后環空用N2填充。人工井底評價對高壓深井,人工井底水泥塞的預留高度同樣應引起重視，既要滿足測試工藝要求，又要確保人工井底密封可靠。以柯深101井為例，該井完井套管下深6850?00m,鉆灰塞至鉆井深度6841?00m,預設水泥塞9m以滿足高壓封堵和工程要求，通過管柱校深結合固井質量測井圖及套管記錄得到的真實水泥塞厚度只有2.37m。這就大大增加了替輕泥漿的風險，分析原因為，套管深度、鉆具深度、測井深度的誤差所致。建議1、套管磨損的理論評價