0 引言

      在套管井中，由于套管長期與地層水接觸，具有腐蝕性的地層水會(huì)腐蝕套管壁，導(dǎo)致套管壁厚發(fā)生變化和腐蝕穿孔；另外，由于地層出砂、固井質(zhì)量差及其他方面的原因，來自套管各方的地層應(yīng)力不同，導(dǎo)致套管發(fā)生形變和錯(cuò)斷等，也會(huì)導(dǎo)致套管發(fā)生漏失，而套管漏失會(huì)直接影響油水井的正常生產(chǎn)。目前國內(nèi)常用的尋找套管漏失點(diǎn)的方法主要有機(jī)械驗(yàn)套法與測井法2種。機(jī)械驗(yàn)套法存在占用作業(yè)周期長、成本高，現(xiàn)場實(shí)際多采用測井的方法。目前用于尋找套管漏失的測井方法主要有注硼中子壽命測井、井溫測井、同位素找漏測井、多臂微井徑和電磁測井、脈沖中子水流測井、井下聲波電視測井和電磁探傷等技術(shù)。在這些測井方法中，井溫測井法具有儀器儀表投資少、測井施工相對(duì)簡單、測試成本低和適合長井段連續(xù)測量而被普遍采用，目前勝利油田乃至全國仍以該方法作為找套管漏失的主要測井方法之一。

      1 找漏原理及技術(shù)

      常規(guī)井溫測井法找套管漏點(diǎn)的技術(shù)原理是基于測量井筒溫度場的異常來定性判斷是否存在漏點(diǎn)^[1]。當(dāng)洗井和修井作業(yè)靜止時(shí)間較短時(shí)，整個(gè)井筒的溫度場還沒有達(dá)到平衡狀態(tài)，如果此時(shí)就進(jìn)行井溫找漏測井，容易導(dǎo)致井溫測量結(jié)果不準(zhǔn)確；常規(guī)井溫找套管漏點(diǎn)測井方法還存在只能定性不能定量評(píng)價(jià)漏失量等缺點(diǎn)。鑒于此，為進(jìn)一步提高井溫找套管漏失監(jiān)測施工的成功率和能夠定量評(píng)價(jià)套管漏失井的漏失量，提高找套管漏失監(jiān)測施工的精度和準(zhǔn)確度，提出運(yùn)用井溫與井下超聲波流量組合測井技術(shù)尋找套管漏失點(diǎn)。

      井溫與井下超聲波流量組合測井的工作原理是測井時(shí)運(yùn)用水泥車以穩(wěn)定的流量向油水井套管內(nèi)注水。由于管徑?jīng)]有變化，所以當(dāng)用井下超聲波流量與井溫組合測井儀進(jìn)行測井時(shí)，在非射孔井段和非漏失井段測得的流量應(yīng)該是一個(gè)相對(duì)不變值，井溫的變化應(yīng)該是隨著深度的增加而按照井溫的梯度增加。但當(dāng)套管破裂或穿孔時(shí)，從井口注入井中的液體在套管破裂或穿孔處就會(huì)出現(xiàn)漏失，在破裂或穿孔點(diǎn)上下測得的流量值就會(huì)發(fā)生變化，流量值曲線存在一個(gè)明顯“臺(tái)階”，井溫也不是按照一個(gè)梯度來變化。利用這一規(guī)律就可判斷套管是否有漏失?，F(xiàn)場測試時(shí)可采用停點(diǎn)測試與連續(xù)測試相結(jié)合的方法，即先將儀器停在不同的深度，大井段范圍內(nèi)尋找套管漏失井段，然后在漏失段細(xì)化尋找漏失點(diǎn)。

      2 井下超聲波流量計(jì)工作原理及適用性

      井下超聲波流量計(jì)采用超聲波原理設(shè)計(jì)制成^[2]。它是以為流速檢測元件，采用超聲波來測量流體流速，通過測量高頻超聲波束的傳播時(shí)間差來推算流體流量。超聲波束沿測量管道方向傳播，安裝在上游換能器發(fā)出的波束傳播方向與流體流向相同，而安裝在下游換能器發(fā)出的波束方向則與流體流向相反，兩波束間的傳播時(shí)間差與測量通道中的流體平均流速成正比。通過測量傳播時(shí)間差，再進(jìn)行一定的數(shù)值計(jì)算，就可以推算出流體的平均流速和流量。

      儀器的流量感應(yīng)部分由導(dǎo)流管和流量變送器組成，導(dǎo)流管的作用是穩(wěn)定液體的流動(dòng)狀態(tài)，流量變送器是一段直通的管子，在其上游和下游各安裝1個(gè)，流量變送器的幾何尺寸和結(jié)構(gòu)一旦確定，液體的流量便和流速呈一定的關(guān)系。

      在測量含雜質(zhì)或粘度變化較大的流體方面，超聲波流量計(jì)與其他流量計(jì)相比具有明顯的優(yōu)勢，能準(zhǔn)確測量流量數(shù)據(jù)；另一方面，超聲波流量計(jì)是一種非干擾式流量計(jì)^[3]，因此不存在壓力損失現(xiàn)象，不會(huì)造成測量誤差；其次，超聲波流量計(jì)本身沒有任何活動(dòng)部件，因此，具有工作穩(wěn)定、可靠性高、故障率低、維修方便等優(yōu)點(diǎn)。

      3 實(shí)施效果

      近2年，推廣應(yīng)用井溫與井下超聲波流量計(jì)組合測井進(jìn)行找套管漏失測試30余口井，均取得了合格的測試資料。結(jié)合并溫+流量組合測井資料解釋成果，對(duì)其中的11口井采取生產(chǎn)措施，其中的7口井堵漏后均見到了明顯的增油效果，7口井測井前日產(chǎn)液395t，日產(chǎn)油7.3t，綜合含水98.2%；實(shí)施堵漏措施后，初期日產(chǎn)液429t，日產(chǎn)油43.3t，綜合含水89.9%，累計(jì)增油6680t。

      3.1 井例一：×74-13-13井

      該井1994年3月完井，人工井底3653m。1994年7月壓裂投產(chǎn)，1994年9月轉(zhuǎn)注，2003年8月補(bǔ)孔測壓轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)，日產(chǎn)液39.6t，日產(chǎn)油1.3t，含水96.6%，生產(chǎn)情況與鄰井×74-12-10井的含水存在較大差異，懷疑該井套管漏點(diǎn)。2004年4月27日對(duì)該井實(shí)施井溫與流量組合測井。測井結(jié)果：該井在2557~2558m、2577~ 2578m這2處套管接箍漏失（見圖1）。根據(jù)測井資料，對(duì)該井實(shí)施水泥封堵漏點(diǎn)措施后，日產(chǎn)液由措施前的38.8t降為2.5t，日產(chǎn)油由措施前的1.6t上升到2.3t，含水由措施前的96.0%降為8%。截止到目前該井累計(jì)增油1290t。

      3.2 井例二：×1-53井

      該井1997年5月19日完井，6月25日投產(chǎn)后生產(chǎn)基本正常，但含水較高，2001年1月13日因高含水關(guān)井。2004年10月15日對(duì)該井實(shí)施驗(yàn)套封堵Ng6補(bǔ)孔Ng_下措施后一直低液量生產(chǎn)，日產(chǎn)液量0.9t，日產(chǎn)油量0.3t，含水66.8%，懷疑射孔不完善。2005年1月對(duì)該井實(shí)施重新擴(kuò)射措施后，高含水生產(chǎn)，日產(chǎn)液30.9t，日產(chǎn)油0.5t，含水98.4%。2005年3月對(duì)該井實(shí)施填砂封Ng_下 14號(hào)、補(bǔ)孔Ng9措施，在對(duì)該井實(shí)施填砂驗(yàn)套工序時(shí)發(fā)現(xiàn)該井驗(yàn)套試不住壓，2005年3月5日對(duì)該井實(shí)施井溫與流量組合測井。測井結(jié)果：該井2004年10月灰封的Ng6段（原灰封層段，深度1532.8~1550.5m），出現(xiàn)明顯的流量和井溫異常（見圖2），測井解釋該井段灰封失效。后對(duì)該井實(shí)施填砂封Ng_下 14號(hào)、重新封堵Ng6，補(bǔ)孔Ng9上返生產(chǎn)措施后，見到了明顯的增油效果，日產(chǎn)液37t，日產(chǎn)油4.4t，含水88.2%。

      4 結(jié)論與建議

      （1）對(duì)于套管漏失井，應(yīng)用該項(xiàng)技術(shù)可以快捷準(zhǔn)確地找到套管漏失井段、炮眼封堵層是否密封或失效、電纜橋塞、丟封、人工砂面是否密封等。
      （2）可以尋找高含水多層合采井的主要出水層位，為高含水井堵水措施的實(shí)施提供依據(jù)。
      （3）可進(jìn)行光套管(未下油管)注水井的注水剖面測井工作。
      （4）大面積油污有時(shí)會(huì)影響聲波流量計(jì)的正常工作，建議儀器設(shè)計(jì)人員考慮改進(jìn)導(dǎo)流管和流量變送器的外部結(jié)構(gòu)，減少油污在超聲波探頭上的聚集，提高儀器測量準(zhǔn)確度。
      （5）當(dāng)一口井同時(shí)存在高壓漏失點(diǎn)和低壓漏失點(diǎn)時(shí)，測井可采取分2次測井的辦法加以解決，即第1次測井先找出低壓漏失點(diǎn)，工藝措施封堵低壓漏失點(diǎn)后，再進(jìn)行第2次測井，找出高壓異常漏點(diǎn)。

      參考文獻(xiàn)：

      [1] 郭海敏. 生產(chǎn)測井導(dǎo)論[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.
      [2] 廖志敏. 超聲波流量計(jì)的研究和應(yīng)用[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2004，29（4）：12- 9
      [3] 曹玉劍. 超聲波渦街流量計(jì)及其應(yīng)用[J].自動(dòng)化及儀表，1997，21（3）：46- 9