遼河油田油水井套管損壞的研究和防治

薛磊

摘 要：油水井是油田生產的基本單元，其套管損壞不但使原有的注采系統受到破壞，影響產量，同時，修復已損壞的又將投入更多的成本。因此，隨著油田開發(fā)的深入，套損預防技術的研究已經成為油田開發(fā)的一項重要課題。

關鍵詞：遼河油田;油水井;套管損壞;防治

1.油水井套管損壞的成因

油水井套管損壞的分析資料表明，導致套管損壞的原因是多方面的。

1.1非油層部位套損成因

形成套損的原因主非油層部位套損主要集中在油層以上部位，要是注人水通過固井質量差的井段竄入泥巖中形成浸水域引發(fā)的。從標準層結構看，其層理面發(fā)育，有助于注人水的迅速浸人，形成不斷擴大的浸水域。

1.2油層部位套損成因

超壓注水是油層部位套損的主要因素之一：合理的注水壓力：指在套管和水泥環(huán)以及油層不受傷害的情況下，為保證地質方案配注量的完成，注水井允許達到的最高井口壓力。在油田開發(fā)初期，為了滿足產液量不斷增長的需要，在計算最高允許注水壓力時，在上覆巖壓的基礎上又加上了嘴損、管損等來提高吸水能力，使注水壓力普遍超過上覆巖壓。遼河油田某區(qū)塊采用以下的注水壓力計算公式來確定注水井允許的最高注水壓力，使注水壓力普遍超過上覆巖壓0.29-0.89MPa。

P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098

P—射孔頂界允許的最高注水壓力（MPa）

A—射孔頂界深度（m）

B—配注水量（m3）

C—第一層段水嘴壓力損失

近幾年的研究結果表明：合理的注水壓力不應超過上覆巖壓，即P=0.13xAx0.098。超合理注水壓力幅度越大套管損壞的越快壓差越大，套損井數越多;距射孔頂界深度越大套損井數越少。

異常高壓是油層部位套損的主要因素之一：異常高壓層是由于部分井層注采關系不協調，致使“滲流能力低、連通狀況差的油層”憋壓引起的。

2.異常高壓層形成的因素分析

2.1與儲層儲滲能力和儲層平面非均質性有關

從主、非兩類油層異常高壓層特點看，主力油層滲流能力好，憋壓現象較少;非主力油層滲流能力差，易于憋壓，由北向南油層發(fā)育逐漸變差，異常高壓層比例升高。平面上，不同巖相單元油層物性存在差別，在井網和水驅控制程度一定的條件下，儲層平面非均質性越強，異常高壓層比例越高。河流相儲層內部不同沉積微相異常高壓層比例不同。其平面上隨巖相變差異常高壓層比例增高。

2.2與區(qū)塊的注采壓差有關

注采壓差的大小與注水井、采油井徑向流區(qū)的壓降以及與注采平行滲流區(qū)壓降有關，實質取決于油層性質和井距大小。

2.3與井網部署方式有關

由于行列注水有一定的局限性，造成在注水井排上形成條帶狀的高壓區(qū)，行列井網的異常高壓比例要比面積井網;一次井網反九點法布井方式，從二次井網鉆井后資料反映高壓層比例僅為5.9%。井網部署方式及斷層分布導致區(qū)塊壓力失衡，對于基礎井網和一次加密井而言，由于行列注水有一定的局限性，且受斷層遮擋影響，造成區(qū)塊內部有注水井排注水的形成高壓區(qū)，受斷層遮擋影響沒有注水井排注水的形成低壓區(qū)，區(qū)塊間壓力失去平衡，導致成片套損。

2.4套管損壞易發(fā)生的主要部位

通過加強套損成因機理研究，套損成因的認識越來越清楚證實套管損壞主要發(fā)生在巖性明顯變化的交界面上通過分析，套管損壞主要是剪切力作用下形成的剪切套損，從剪切套損的形態(tài)上看，套損部位是由多個剪切面構成的剪切帶，在多組剪切面組成的剪切帶中，存在應力作用最集中的主剪切面。

3.套管損壞的防護技術

一是加強鉆井的全程動態(tài)管理，提高新井固井質量，固井質量差為注人水竄進提供了通道，在套損上，首先要在提高新井固井質量上下功夫。二是使用水泥面控制工具，嚴格控制固井水泥返高。三是使用高強度套管。要加大套管自身的“抗"擠強度，做到“能讓則讓，讓不了則抗”。四是利用新鉆井測井曲線普查“浸水域”，指導新出現“浸水域”井區(qū)的找漏工作。用新出現的套損點和相關的注水井圈出危險范圍，利用干擾試井資料、新鉆井標準層電測曲線、油水井的動態(tài)監(jiān)測資料，圈出浸水域范圍。勾繪出浸水域范圍后，及時在其周圍加大井況調查力度并進行分析，查找并切斷進水源頭。五是落實浸水域內有無報廢失效井，對油層底部錯斷注水井要及時采取工程報廢，防止浸水域擴大。六是對已成片套損區(qū)，進行綜合治理。

4.油田開發(fā)套管保護措施

4.1編制方案時的套管保護

在編制油田開發(fā)方案、加密調整方案時，沿斷層兩側第一排井原則上應不布或盡量少布注水井，斷層附近的注水井注水時，要搞好注水壓力控制，以防止注人水竄人斷層。在編制、實施油田綜合調整方案過程中，必須認真研究油層壓力下降的幅度、恢復的速度以及應保持的水平，在開采方式不變的前提下，區(qū)塊平均地層壓力年升降幅度應不超過0.5MPa，要嚴格防止出現油層壓力猛升猛降的現象：要保持開發(fā)層系、井組和不同驅替方式的油層壓力相對平衡，相鄰開發(fā)區(qū)塊尤其是斷層兩側區(qū)塊油層壓力差原則不超過0.8MPa，油層壓力不得超過原始地層壓力。

4.2鉆井過程中套管保護

一是鉆井前需要注水井關井降壓時，采油單位應結合鉆井區(qū)塊的實際情況編制鉆井運行方案，確定關井時間以及恢復注水的步驟，防止壓力猛升猛降。如果在斷層兩側都要鉆井的區(qū)塊要盡可能同步進行，合理安排鉆井運行計劃，鉆井公司要嚴格執(zhí)行。完鉆后采油單位要做到同步恢復注水。

二是新鉆井必須在套損危險井段下人高強度套管，在淺表層下人領在陽極防腐套管。采油單位根據鉆井地區(qū)的實際情況給出高強度套管下人位置和水泥返高的控制深度，有關鉆井單位必須按方案執(zhí)行。

三是采取有效措施提高固井質量。固井時：停采新井周圍100m范圍內采油井，保證新井的固井質量。利用監(jiān)測資料，計算新井周圍100m范圍內生產井的平均采液強度，采液強度小于3.0t/dm的生產井在周圍新井固井時，不需要停采;大于該值的周圍采油井應在固井前16小時提前關井，固井后48小時開井。

參考文獻：

[1]謝國民張良萬，張正祿，何開平.江漢油田鹽膏層套管損壞原因分析[J].石油鉆采工藝.2001（04）