降低环空压力并提高油井可靠性的技术解决方案

《Geotechnics》：Technological Solutions to Reduce Inter-Column Pressures and Improve Well Reliability

　　

本文探讨了井中环空压力（ICP）的成因及其对运行可靠性的影响。对卡拉恰加纳克（Karachaganak）油田2001年至2024年间的井群分析表明，环空压力在钻后五至六年内显现。这些压力以自发产生和随后消散为特征。本研究提出了一种机制，其中ICP的形成受多种因素影响，包括固井缺陷以及物理和化学过程。此外，剖面地质非均质性也被确定为影响因素之一。展示了采用移动实验室和泵机组的研究结果。移动实验室机组（MLU）配备压力传感器，量程0–100 MPa（精度±0.5%），泵速率0.5–20 L/min，注入压力最高70 MPa；流体取样通过体积为500 mL的离散取样器完成。这些设备能够识别流体向环空空间迁移的源头和通道，并开展技术作业以降低和消除ICP。本文提出了一种风险导向的环空压力评估方法。所提出的基于风险的方法根据综合指数R = (P/P_max) + (V/V_max) + (C/C_max)将井分为三个风险等级（低、中、高），其中P为环空压力，V为每日逸出流体体积，C分别为H₂S、CO₂或硫醇的浓度，阈值设定为P_max = 35 MPa（API RP 90）、V_max = 50 m³/天、C_max = 10 ppm（针对H₂S）。该方法不仅考虑压力值，还考虑逸出流体体积和腐蚀性组分浓度。结论表明，必须采用综合方法进行环空压力的诊断和管理。该方法应得到技术解决方案的支持，以确保油井运行可靠性和环境安全性的提高。

油井环空压力（ICP）是威胁井完整性和运行可靠性的关键问题，在卡拉恰加纳克油田常表现为钻井后5~6年内自发出现并自行消散。以往研究多关注单一因素，缺乏系统性的成因诊断与风险评估框架。为填补这一空白，研究人员以该油田2001—2024年间165口井为对象，结合现场诊断、水动力测试和实验室模拟，提出了一套涵盖成因分析、风险分级与治理技术的综合方案，相关成果发表于《Geotechnics》。

研究人员首先开发了移动实验室机组（MLU）和泵机组，用于识别流体向环空迁移的源头和通道。MLU配备0–100 MPa压力传感器（精度±0.5%）、0.5–20 L/min泵、500 mL取样器；泵机组可自主注入膨润土悬浮液、聚合物堵剂和纳米硅凝胶等处理液。通过恒压注入和多次压力恢复测试，计算微通道渗透率。实验室采用纤维素膜和铂电极模拟电渗作用，验证弱电场对流体迁移的影响。基于压力P、每日逸出流体体积V以及H₂S等腐蚀性组分浓度C，构建风险指数R = (P/P_max) + (V/V_max) + (C/C_max)，将井划分为低、中、高三级风险。

3.1 卡拉恰加纳克油田井数和ICP案例的动态变化：统计2001—2024年井群数据发现，固井质量系数C_q稳定在39%~43%，与ICP发生时间无显著线性关系（r=0.12，p>0.05）；2015年后ICP井数下降与地层压力衰减及治理措施改进相关。3.2 前35口井ICP动态示例：多数ICP自发出现并消失，地层压力维持稳定，表明自然因素起主导作用。3.3 具有ICP的井的地理分布：空间聚类检验（χ2=18.7，df=6，p=0.0046）显示ICP井分布具有显著地理非均质性。3.4 2022—2023年井中ICP数据及其与地震图的联系：78%的ICP井位于距地质断层500 m范围内，表明构造断裂控制ICP分布。3.5 关停井每日ICP监测：对已废弃井No.212和No.333的每日监测显示压力自发正负交替，排除人为操作影响，支持自然物理场（如电渗、扩散、毛细力）的驱动。3.6 生产/关停井井底压力和温度变化：热弹性模型表明温度升高10 K可导致水相压力增加4.7 MPa、油相增加18 MPa；但部分井（如No.196）压力与温度无明显相关（r=0.23，p=0.12），提示存在气体涌入等多因素叠加。

讨论部分指出，多次注入-泄压试验中注入流体与泄出流体体积比平均为0.97，表明环空与源头之间呈“二极管”式单向导通，即流体可由源头进入环空但难以反向注入，可能与电渗、毛细管阀效应或机械碎片堵塞有关。此外，套管电位与环空压力的回归分析（R2=0.68）支持电动力学机制的存在，但12口井中仅8口显示显著相关，说明该效应并非普遍。基于此，研究人员提出风险导向评估方法，以替代传统仅依据压力的判据。该方法在No.232中风险（R=0.52）和No.107低风险（R=0.28）井中得到了验证；应用于Tengiz和Kashagan油田时，考虑H₂S浓度后，部分低压井被重新归类为高风险，凸显了化学危害纳入评估的重要性。研究结论概括为：多数环空压力在钻后5~6年显现，其发生与地层压力下降速率无关；环空压力自发产生和消散，受自然因素控制；ICP井具有显著空间聚集性；证据支持流体通道和物理化学过程共同作用，但证据为相关性而非直接测量；多数井泄压时仅排出有限流体后压力恢复；注入溶液后泄压通常排出注入液，表明环空密封良好；所有类别井均未因ICP发生事故，但长期完整性风险仍需监测。该研究首次提出了多参数、可现场实施的风险分级框架，并验证了多种注入-泄压治理技术，对提升油气井可靠性及环境安全具有工程指导价值。