王官屯油田套損機理及防治研究

林莉莉，顏 寒，王鳳祥，任麗華，王成芳，劉建東

（1.中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280；2.中國石油渤海鉆探第一鉆井公司；3.中國石油勘探開發研究院）

王官屯油田套損機理及防治研究

林莉莉1，顏 寒2，王鳳祥1，任麗華1，王成芳1，劉建東3

（1.中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280；2.中國石油渤海鉆探第一鉆井公司；3.中國石油勘探開發研究院）

隨著王官屯油田開發的深入，套損現象日趨嚴重，套損井總量上升趨勢明顯，直接影響了注采井網的完善和生產。從地質、工程、開發等因素分析了影響王官屯油田套管損壞的主控因素，并提出了有針對性的預防對策。

套管；損壞因素；王官屯油田

王官屯油田位于河北省滄縣王官屯鄉境內，區域構造位置位于黃驊坳陷南區孔店古潛山構造帶孔東斷裂帶兩側，是受孔東斷層控制的被斷層復雜化的背斜構造。王官屯油田共有油水井863口，其中套損井171口，占油水井數的19.8%；套損形態以縮徑為主，占已知套損類型井的40.7%；1 400～3 200 m井段為套損高峰，占所有套損井的56.6%，這個深度對應地質上館陶組、沙河街組到孔一段，孔一段為王官屯油田的主力油層。

1 地質因素對套管損壞分析

1.1 套損層位分析

套損綜合圖分析（203口井，236個套損點）表明，王官屯油田上覆層套損點共有63個，占總套損點的26.7%；油層部位156個套損點，占66.1%，另有7.2%的套損位置不明確。

1.2 套損巖性分析

統計表明，王官屯油田油層部位的套損點對應的巖性中，泥巖對應33個套損點，占21.4%；砂巖對應19個套損點，占12.3%；巖性界面90個套損點，占58.4%，還有9.9%不明確。由此說明，王官屯油田巖性界面對應套損占主體，其次為泥巖，砂巖最少。

1.3 套損地質因素

1.3.1 斷層因素

王官屯油田官195區塊有套損點47個，其中28個在斷層面上套損，占總套損點的59.6%，上覆層不整合面（明化鎮組和沙河街組）占14.9%，油層段（Z3、Z4和Z5）占21.3%。根據王官屯油田斷層套損的特點，建立了相應的地質模型，分析情況如下：

（1）斷層局部活動導致在斷層附近套管剪切損壞，其中官46-32井修井過程中在套損位置返出斷層泥。

（2）斷層局部活動可以是正斷層活動（上盤下沖），也可是逆斷層活動（上盤上沖），亦可是正斷層或逆斷層與走滑相結合。對于王官屯油田而言，套損集中在孔東正斷層上，地應力測量表明垂向應力大于水平主應力，因此，斷層復活為正斷層活動。

（3）官195區塊屬于上升盤，平均靜壓10.86 MPa，而與之相鄰的下降盤官1區塊平均靜壓為23.32 MPa，上下盤的壓差為12.46 MPa。對照圖版，井口壓力需保持在5.9 MPa以下，才能保證斷層穩定。而該區塊實際注水壓力為17 MP左右，遠超井口臨界壓力，導致斷層失穩，造成官195區塊在孔東斷層上大量套損。

1.3.2不整合面因素

王官屯油田不整合面套損井沿著主斷裂分布（孔東斷層等），且分布在構造的軸部（如背斜軸部和斷鼻軸部）。因此，建立了相應的不整合面地質模型進行分析。由于不整合面內地層之間存在多個薄弱面，當不整合面內進水后，壓力的差異必將產生壓應力沿地層薄弱面即應力薄弱面釋放，從而導致套管剪切錯斷。

隨著生產時間的增加，水進入量的不斷增加導致地層中水量增多，同時套損井數的增多導致注入水沿套損點進入不整合面的增多，這就必然引起套損井范圍的進一步擴散。

1.3.3 油層段因素

（1）泥巖夾層套損地質因素。王官屯油田在泥巖段的套損點占所有套損點21.4%。根據套損點所在泥巖段以及上下巖層的配置關系，可分為套損發生在兩水層之間的泥巖夾層、套損發生在油層和油水同層之間的泥巖夾層、套損發生在水層和油層之間的泥巖夾層、套損發生在水層和干層之間的泥巖夾層、套損發生在干層和油層之間的泥巖夾層、套損發生在兩個油水同層之間的泥巖夾層、套損發生在油水同層和干層之間的泥巖夾層。

（2）砂層內套損地質因素。王官屯油田在砂層上的套損點占12.3%。根據套損點所在砂巖段和上下巖層的配置關系，可分為套損發生在干層內、套損發生在射孔有層段內、套損發生在射孔水層、套損發生在油水同層。

（3）砂泥巖界面套損地質因素。王官屯油層段發生在界面處的套損占58.4%。根據套損點所在巖層的配置關系，可分為如下幾類：套損點在水層頂部的砂泥巖界面、套損發生在干層頂部的砂泥巖界面、套損發生在水層底部的砂泥巖界面、套損發生在油層頂部砂泥巖界面。

2 工程因素對套管損壞分析

2.1 井斜與套損

“狗腿”套損力學模型分析表明，隨著狗腿度的下降（180°為無狗腿度），套管臨界屈曲載荷下降。當狗腿度為160°時，臨界載荷下降15.38%，狗腿度小于等于2°時，套管臨界屈曲載荷不下降，故鉆井狗腿度不要大于2°／30 m為宜。

為了研究“狗腿”對王官屯油田套損的影響程度，我們做了152口井的井斜角和井斜方位角隨深度的變化圖，共統計了152口井175個套損點，其中只有16個套損點出現在“狗腿”處，占9.1%。

2.2 套管鋼級與套損

王官屯油田使用的N80套管最多，共統計814口，套損141口，占N80套管總井數的17.3%；其次是J55套管，共統計271口，套損39口，占J55套管總井數的14.4%；P110套管最少，共統計116口，套損23口，占P110套管總井數19.8%。

2.3 固井質量與套損

固井質量的優劣將直接影響套管完井質量與壽命，在許多情況下套管損壞往往是由于固井質量差造成的，具體有以下幾種情況［1］：

水泥環固井質量好［2］，模量Ecmt＝4×104MPa。J55和N80套管Von mise應力都大于本身的屈服強度；P110三種壁厚的套管Von mise應力都小于本身的屈服強度。因此，P110三種壁厚的套管都滿足要求。

水泥環固井質量差，水泥環彈性模量Ecmt＝1×104MPa。J55和N80套管Von mise應力都大于本身的屈服強度；鋼級P110壁厚為9.17和10.54的套管Von mise應力都小于本身的屈服強度。因此，鋼級P110壁厚為9.17 mm和10.54 mm套管都滿足要求。

3 開發因素對套管損壞分析

3.1 綜合含水與套損關系

從1991到1999年，王官屯油田綜合含水上升速度快，到1993年綜合含水達到82%，期間發生的套損點為28個，占總套損井數的11.9%；從2000年到2006年，綜合含水平均在82.9%，期間發生的套損點為120個，占套損井總數的50.8%；從2000到2011年，綜合含水呈增加趨勢，期間套損井數量有相應的較少趨勢，此階段套損井88口，占總套損井數的37.3%。

3.2 注水壓力與套損關系［3-4］

隨著井口注水壓力較大幅度的提高，套管損壞時間越短，套管損壞比例越高，套管損壞程度也越嚴重，說明王官屯油田套損與注水壓力有明顯的關系。

3.3 主控因素分析

王官屯油田油層段套損是由于夾層段泥巖進水，隨著泥巖逐步軟化，泥巖支撐應力的能力下降，應力逐步轉嫁到套管和水泥環上，使套管難以承受，從而產生較大的塑性變形而發生擠毀［5］，因此泥巖水化是套管損壞的主要原因，其次原因是上覆層不整合面進水和官195斷層活動。

4 套損預防對策

（1）優化套管設計，防止泥巖水化套管擠毀。除去王26-1區塊情況特殊外，其它區塊直井優選鋼級為P110壁厚為9.17 mm或10.54 mm的套管。

（2）提高固井質量，防止水進入泥巖層。

（3）鉆井時在有利的方位造斜，防止定向井套損。在王官屯地區，定向井造斜方位應盡可能避免兩個方向區間：70°～130°和250°～310°區域井壁受力較大。

（4）一旦發現不整合面位置套管錯斷或套漏，應馬上關井并修復。

（5）不同層位選擇適宜的井口注水壓力。

5 結論與認識

（1）王官屯油田套管損壞主要發生在油層段和上覆層段，其中油層段在泥巖和砂巖界面上發生套損比例最大，這類套損占58.4%；上覆層81%的套損主要發生在不整合面，其中剪切套損類型占總套損的87.3%。

（2）由于固井質量以及射孔的原因，水進入了泥巖段，使得泥巖水化，增大了套管的載荷，造成套管屈服損壞。

（3）油田高含水和套損量成正比，高含水意味著高套損率；同時隨著注水壓力的升高，套損井逐漸增加，因此在高含水階段和高注水壓力情況下更應重視預防套損的發生。

［1］ 紀佑軍.油水井套管損壞的工程因素分析［J］，裝備制造技術，2007，（9）：35-37.

［2］ 李茂華，牛衛東.水泥環性質對套管抗擠強度影響的有限元分析［J］.石油鉆探技術，2007，35（3）：80-82.

［3］ 彭新明.文中油田影響套管損壞因素分析及研究［J］.內蒙古石油化工，2011，（4）：50-52.

［4］ 蔡國華，王先榮.高壓注水對油田套管的損壞及防治分析［J］.石油機械，2001，29（3）：32-33.

［5］ 賀得才，張宏，張來斌.注水開發油田泥巖層套管蠕變損壞機理研究［J］.石油機械，2005，33（6）：18-19.

With the further development in Wangguantun oilfield，the casing damage phenomenon becomes serious and the total amount of casing damage wells present obviously increasing trends，which directly affect the improvement of injectionproduction patterns and production.Therefore，by considering the geological，engineering and development factors，the main controlling factors of casing damage have been analyzed，and the corresponding prevention countermeasures have been put forward at the same time.

120 Casing damage mechanism and prevention study of Wangguantun oilfield

Lin Lili et al（Production Engineering Research Institute of Dagang Oilfield Comopany，PetroChina，Dagang，Tianjin 300280）

Casing；damage factors；Wangguantun oilfield

TE831

A

1673-8217（2012）06-0120-02

2012-06-05

林莉莉，1983年生，2007年畢業于遼寧石油化工大學機械設計制造及其自動化專業，現從事修井工藝工作。

大港油田公司科技創新項目“小集、王官屯油田套損機理及防治措施研究”（2010021401）。

李金華