超深稠油井射孔段套損治理工藝技術

馬喜收

（吐哈油田公司魯克沁采油管理區(qū)，新疆鄯善 838202）

魯克沁油田二疊系玉北區(qū)塊油層以砂礫巖為主，由于地處國家AAAA 級景區(qū)火焰山下，地面地貌屬于土質丘陵狀，建設難度大，鉆井以大斜度井和水平井為主，自2012年開發(fā)生產(chǎn)，截至2022年已采用注水規(guī)模開發(fā)，是油田的主力產(chǎn)油區(qū)。隨著油井生產(chǎn)及井組注水，受注入水影響泥質膠結物在強水敏作用下松散，稠油黏度大攜砂能力強，細粉砂隨著稠油進入井筒，油層泥質膠結物流失導致油層中砂礫巖失去支撐出現(xiàn)坍塌，致使射孔段油層套管外壁受到礫石的擠壓，射孔段套管抗外壓強度比原套管低，導致套管出現(xiàn)不同程度的變型、破損、甚至錯斷。油層中的砂礫進入井筒掩埋射孔段，在井底壓力推動下上頂至生產(chǎn)層段以上幾十至幾百米處，造成油井無法生產(chǎn)。為了恢復油井正常生產(chǎn)，開展了套損井專項研究治理與實施。

1 油藏地質特征及井筒現(xiàn)狀調查

根據(jù)巖心分析資料，儲層膠結程度弱，巖性疏松，以泥質膠結為主，泥質含量為6.53%，碳酸鹽膠結物為0.99%，泥質膠結物中以高嶺石、綠泥石為主，相對含量分別為42.1%、25.6%，伊/蒙混層含量為20.3%，儲層水敏指數(shù)0.86，屬于強水敏；速敏指數(shù)36.59%，屬于中等偏弱；鹽敏程度中等偏弱，評價臨界鹽度為42 708mg/L；酸敏指數(shù)為0.4474，酸敏程度HCl 中等偏弱，土酸無酸敏。原油屬普通B 級稠油，“四高一中”的特點，即高密度、高黏度、高凝固點、高非烴含量（21%）、中等含蠟量（4%）。50℃時，地面脫氣脫水原油黏度為5 972～25 570mPa·s，地層條件下原油黏度為526～154mPa.s，原油密度0.95～0.97g/cm3，凝固點19～35℃。原油黏度對溫度敏感，黏度在溫度55～60℃為突變點，高于此溫度黏度變小，低于此溫度黏度增大。油藏中部溫度為107～116℃，地溫梯度為2.6～2.8℃/100m。油藏中部地層壓力為39～42MPa，壓力系數(shù)為0.95～1.0，屬低溫正常壓力系統(tǒng)。

根據(jù)歷次井下作業(yè)情況統(tǒng)計，經(jīng)通井、鉛模打印已證實射孔段油層套管變型破損油井有23口，套管縮徑程度嚴重，主要集中在見注入水的油井，影響產(chǎn)量165t/d。

1.1 套損井的主要特征

（1）生產(chǎn)過程中含水直線上升后產(chǎn)液量短期內下降直至供液嚴重不足。

（2）抽油泵出現(xiàn)砂卡。

（3）對應注水井壓力出現(xiàn)大幅下降或上升。

1.2 套損井的主要危害

（1）油井產(chǎn)量下降。

（2）地層大量出砂造成抽油泵砂卡。

（3）地層砂進入地面生產(chǎn)流程導致流程堵塞。

（4）砂埋油層甚至砂埋生產(chǎn)管柱。

（5）井下作業(yè)難度增大。

（6）對應注水井注水指進突出，影響剖面動用。

1.3 套損主要形態(tài)及部位：

（1）套管變型以擠壓變型為主。

（2）套管破損以腐蝕作用下擠壓破裂為主。

（3）套損井段主要集中在射孔段中部位置，井深在4 000m 以上。

2 目前套損井治理調研

為保障套損油井能夠正常生產(chǎn)，目前采取的套損治理技術有：下封隔器隔采、化學堵漏、套管補貼、取換套、側鉆。分析幾種套損治理技術與魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊的套損井對比，存在以下問題。

下封隔器隔采適用的套損井：

1）套管未發(fā)生縮徑。

2）射孔生產(chǎn)段以上套損且與射孔段之間距離滿足封隔器坐封。

3）射孔生產(chǎn)段以下套損且與射孔段之間距離滿足封隔器坐封。分析認為該技術只適用于套管腐蝕穿孔、絲扣滲漏等輕微套損的井，對射孔段套損不適用。

化學堵漏適用于非射孔生產(chǎn)段套管腐蝕穿孔、絲扣滲漏等輕微套損的井，若對射孔生產(chǎn)段實施該技術會對生產(chǎn)油層產(chǎn)生傷害，并且需要二次射孔，對套管造成二次傷害，降低套管強度，極易發(fā)生射孔段套管更大程度的破損。

套管補貼技術在吐哈油田實施成功率比較低，適用于可通過滾壓擴張達到套管基本恢復井徑的輕微縮徑井，對磨銑整形精細度要求高，而且需要地層無坍塌。該技術補貼管起不到加固作用，抗外壓能力弱，在外部巖石的擠壓作用下極易發(fā)生變型，而且施工費用比較高。

取換套技術適合于淺井，對固井水泥返高以下的深井段不易實施，而且施工費用比較高。

側鉆技術可以根除套損，魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊井深在4 000m 以上，受火焰山景區(qū)影響采取的是大斜度定向井和水平井，建井費用高達兩千萬元以上，定向技術要求高，在注水受效井組施工難度大，極易發(fā)生鉆井事故。

綜合研究分析各種套損井治理技術，選擇鉆銑擴井眼打通道，采取高強度精密防砂管礫石充填技術治理射孔生產(chǎn)層段套損井。

3 套損井治理工藝選擇

3.1 套損井筒打通道

魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊的表層套管下入深度在500m，油層套管主要有以下兩種，如表1所示。油層套管的水泥返高在1 500～2 200m。

表1 二疊系玉北區(qū)塊套管基礎數(shù)據(jù)

自2021年發(fā)現(xiàn)射孔段套損開展治理，共實施6口井套損縮徑達到直徑小于73mm 油井，具體施工工序如下：

（1）采用φ89mm 油管沖砂至套損段。由于井內礫石直徑最大的達到70mm 以上，沖砂采取76mm 內徑的管線。

（2）選用比油層套管內徑尺寸小6～8mm 的棒式鉛模打印，確認套損具體情況。

（3）根據(jù)打印情況，選擇磨鞋進行擴眼，目前選用的防砂篩管外徑為108mm，需要選擇直徑114～116mm 的磨鞋。

3.2 射孔段礫石循環(huán)充填防砂

在防砂技術選擇上，砂拱防砂對破損套管無效，防砂后易發(fā)生坍塌，只適用于低產(chǎn)液的粗砂巖油藏；化學防砂容易降低油層滲透率，造成油井產(chǎn)液下降，套損嚴重井應用效果比較差；機械防砂、壓裂防砂、復合防砂、連續(xù)封隔體防砂在套損嚴重井實施效果不好。礫石充填防砂技術在二疊系玉北區(qū)塊防砂強度高，有效期長，對破損套管可以起到加固作用，起到防砂、控水、延緩套損擴大的作用。

（1）礫石選擇：選擇20～40目陶粒，支撐強度高不易碎，體積內孔隙度大，達到防砂不防油。

（2）防砂液選擇：根據(jù)井底壓力采取處理合格的地層水或合適密度鹽水施工，防止施工過程中地層稠油進入井筒，黏附在防砂管上導致防砂失敗。

（3）防砂管選擇：為防止地層出砂，降低注入阻力，建立套管外礫石和篩管兩級擋砂屏障，采用高強度繞絲篩管，繞絲篩管正對產(chǎn)層。為方便后期打撈施工，每2根繞絲篩管配1只安全接頭。

（4）防砂工具選擇：使用CT-150充填防砂工具，承壓35MPa。

4 套損治理礦場試驗及效果

魯克沁油田共選擇套損嚴重12口油井開展實施了打通道擴眼防砂技術，實施后恢復油井正常生產(chǎn)，恢復油井產(chǎn)能74t/d，節(jié)約井下大修費用840萬元。

4.1 現(xiàn)場實施實例

玉北16-14井屬于二疊系玉北區(qū)塊的一口套損嚴重油井（套管數(shù)據(jù)如表2所示）；在井下作業(yè)中發(fā)現(xiàn)地層出砂上頂至射孔段以上400m（射孔段數(shù)據(jù)如表3所示），沖砂至套損處油層套管通徑只有73mm，沖砂過程中返出大量礫石石塊及地層砂，石塊最大直徑達到82mm，在采用地層水沖砂過程中地層還在不斷吐砂，決定采取打通道擴眼防砂技術。

表2 玉北16-14井套管數(shù)據(jù)

表3 玉北16-14井射孔數(shù)據(jù)

（1）沖砂：根據(jù)井口測壓3.5MPa 采用密度1.15g/cm3鹽水壓井，防止地層繼續(xù)吐砂。

（2）打?。哼x用Ф150mm 的棒式鉛模打印，確認套損具體情況。

（3）打通道擴眼：根據(jù)防砂管尺寸，如表4所示；防砂陶粒直徑，選用Ф116mm 磨鞋進行打通道。

表4 玉北16-14井防砂工具

（4）刮削：用GX-178T 套管刮削器對填充工具需要坐封的井段反復刮削，確保填充工具坐封合格，并反循環(huán)洗井確保井內液體干凈。

（5）通井：根據(jù)防砂充填工具要求，采用Ф150mm×1.8m 的通井規(guī)通井，確保防砂充填工具可以順利下入井內坐封位置。

（6）防砂：下入防砂管柱，根據(jù)校深數(shù)據(jù)調整防砂充填工具坐封位置，坐封充填工具，正循環(huán)填砂，達到設計填砂量后降低砂比至1%～2%繼續(xù)填砂，至壓力明顯上升時停止加砂，終止泵壓需高于充填循環(huán)壓力6～8MPa。整個充填過程施工泵壓控制在20MPa以內。反循環(huán)洗出井內殘余陶粒，緩慢上提管柱，比原懸重增加5～15kN，正轉管柱25圈，實現(xiàn)充填工具丟手，丟手機構分離后上提管柱5m，再緩慢下放管柱進行探底，加壓不大于50kN，工具無位移為合格。起出防砂管柱，后期打撈充填工具，需下專用工具（4 1/2″NU 對扣撈矛）進行打撈。

4.2 玉北16-14井取得的效果

玉北16-14 井若采取側鉆，評估需要施工費用750萬元，采取打通道擴眼防砂技術，施工費用32萬元，節(jié)約施工費用718萬元。該井治理后日產(chǎn)稠油穩(wěn)定在7-8t，取得非常好的經(jīng)濟效果。

5 結論

1）油層套管在生產(chǎn)層段改用Ф139.7mm×118.62mm P110T 套管，增強射孔段套管強度。

2）改變射孔工藝，合理布局孔密和孔徑，最大程度減少套管抗外壓強度。

3）打通道擴眼防砂技術可有效治理套損嚴重油井，可有效地阻止套損加劇及地層出砂坍塌，實現(xiàn)了增液、增油、控水。

4）該工藝相配套的打撈更換防砂管技術目前成熟可行。