鄂爾多斯盆地志丹油田套損井治理研究

崔 輝 李祿勝 蘇飛虎2 王登學

1.延長油田股份有限公司志丹采油廠 陜西延安 717500；2.延長油田股份有限公司子長采油廠 陜西延安 717300

隨著國民經濟的持續且快速的增長，志丹油田開發生產技術和管理方面取得了重大進展。同時，由于油井數量逐年增加，油田的套管破損井數量也在逐年攀升。但對套損井的治理手段和管理技術沒有得到優化升級，使得油田的開發工作難以長期進行。這一問題嚴重影響了油田的正常生產，并對油田造成了較為嚴重的經濟損失。

1 志丹油田套損井現狀

志丹油田處于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中西部，現今構造為一平緩西傾單斜。延長組長6 油層組為志丹油田主力含油層段，以三角洲前緣沉積為主，油藏的主要類型為巖性油藏及構造- 巖性油藏，開發主力油層為上三疊統延長組長6 油層組，次為長2 油層組和侏羅系延10 油層組。絕大部分油井具有低產特征，不同層位石油產量及富集程度有差異。志丹油田在冊套損套變井為523 口，開井380 口，套損率2.8%。套損穿孔部主要集中在射孔段以上100～500m 之間，以長度0.1～1.0m 孔洞為主，主要表現為大段連片內腐蝕和局部穿孔。

2 套損井套損套變原因及套損特征

在油田開發早期，受固井水泥返高不足和洛河組地層水影響，主要以地層水外腐蝕為主；隨著外防腐工藝完善，以及油田開發進入中高含水期，延安、直羅等產層流體礦化度高，含CO2等腐蝕性介質，產出液內腐蝕加劇，成為該油田套損主要原因。注水井主要由于高礦化度采出水引起套管內腐蝕導致套損。三疊系外腐蝕表現為局部區域礦化度雖高，但CO2、SRB 含量較低，內腐蝕相對輕微，延安組流體是外腐蝕的主要因素；洛河層腐蝕較輕，以點狀腐蝕為主；直羅組均勻腐蝕，腐蝕區出現蝕坑且分布不集中；延安組腐蝕較嚴重，以裂縫、穿孔為主。穿孔位置主要位于水泥返高以上，集中在直羅、延安層段（380～1000m），占75%以上。套管平均厚度損傷1.46mm，損傷級別1、2 級為主，占92.1%；小段外腐蝕穿孔為主，0.1～0.5m/ 孔段。

3 套損套變機理分析

志丹油田油區多處于盆地Ⅰ、Ⅱ類腐蝕區，套管以腐蝕破漏為主。包括油井套管外洛河水的外腐蝕和長2 及以上侏羅系產出液的內腐蝕；水井套管外洛河水的外腐蝕和注入水中富含腐蝕性離子造成的內腐蝕。

3.1 外腐蝕

鄂爾多斯盆地內自下而上存在宜君、洛河、華池、環河腐蝕性水層，部分地區還存在羅漢洞、涇川組，其中以洛河組為主要腐蝕水層。洛河組孔隙度為10%～30%，滲透率為數百毫達西；由西向東水層厚450～250m，埋深1700～0m；向東減薄至安塞直羅一帶尖滅，水源井日產水量100～400m3。洛河層上部淺層以O2腐蝕為主；洛河層下部以SRB 腐蝕和CO2腐蝕為主。特別是在地層壓力條件下，微量CO2氣體使洛河水在地下以弱酸形式存在，腐蝕速率為0.7～0.9mm/ a。地層水、注入水在地面環境下主要呈中性，腐蝕速率為0.4～0.5mm/ a。

3.2 內腐蝕

隨著油田高含水期到來，侏羅系油田由于存在內腐蝕，套管損壞逐漸增多，同時開采三疊系淺層油井的內腐蝕也日益顯現。通過開展的近百口油井套管內腐蝕掛片試驗和電磁探傷檢測表明，侏羅系高含水油田存在嚴重內腐蝕，腐蝕率在0.8～3mm/ a。在侏羅系油井中腐蝕掛環試驗發現，井筒內局部腐蝕速率高達6.6mm/ a。內腐蝕以點蝕形成孔洞損壞為主，孔蝕系數達到10 以上，主要是油井產出液中的CO2和SRB、H2S 等腐蝕性物質產生的電化學腐蝕。圖1 為穿孔段與動液面、射孔段關系圖，圖2 為套管內動液面以下CO2變化示意圖。

圖1 穿孔段與動液面、射孔段關系圖

圖2 套管內動液面以下CO2 變化示意圖

4 油田套損套變井治理對策研究

4.1 治理原則

對于潛力好的油水井（新井初期產能＞2t），以及治理費用高的油水井采用新鉆更新井的方式；對于套損嚴重但是上部井筒完整的，采用側鉆的方式治理；潛力較好的油水井（0.8t＜日恢復產能＜2t）和潛力套損井的修復，根據井實際情況實施化學堵漏、補貼修復、小套修復、套變井修復；潛力一般的油水井（日恢復產能＜0.8t）維持油井正產生產，采用隔采/ 隔注方式治理；對無潛力油水井進行核銷報廢。

4.2 預防與治理技術

4.2.1 叢式井組陰極保護恢復技術

叢式井組陰極保護是防止或延緩地下、水下金屬構筑物電化學腐蝕，延長其使用壽命的一項重要技術措施。原理是通過直流電源與輔助陽極、被保護體、電解質溶液共同構成一個保護系統；通過直流電源負極給套管提供保護電流，使其陰極極化，將原被保護金屬的氧化腐蝕通過電解質轉移到輔助陽極，從而防止被保護體的電化學腐蝕穿孔。

4.2.2 油管帶入陽極套管內防腐技術

侏羅系油井地層水的礦化度10～120g/ L，富含SRB、CO2及氯根等腐蝕性介質，在井筒動液面以下套管普遍存在嚴重內腐蝕。雖然部分井通過井口或井下加注緩蝕劑進行內防腐，但加注緩蝕劑存在定位性差、勞動強度大、防腐效果有區域差異等問題。油管帶入陽極套管內防腐技術是對現有防腐措施的補充和完善，豐富了套管內防腐技術體系。其基本原理是活潑金屬與不活潑金屬在電解質中形成一個原電池，活潑金屬易失去電子，作為陽極發生氧化反應，優先被腐蝕溶解，不活潑金屬作為陰極得到保護；利用犧牲陽極的陰極保護原理，犧牲陽極通過油管短節下入套管內腐蝕井段，持續向套管提供保護電流，使套管發生陰極極化得到保護。防腐裝置必須在動液面以下，若沉沒度小于作用范圍（300m），陽極短節在動液面與管串底部均勻分布；為了加深作用范圍，建議篩管下接5 根尾管、懸掛兩支陽極短節（圖3），其余短節按照20～40m 的作用范圍依次排列。可選擇重點井下入保護效果評價裝置（圖4）。根據套管腐蝕程度、保護范圍、井筒溫度、礦化度，以及預計保護時間的長短等來綜合確定。

圖3 陽極短節下井示意圖

4.2.3 固體膠囊緩蝕劑技術

固體膠囊緩蝕劑技術原理是采用有機高分子包覆緩蝕劑形成固體膠囊，并將其置于油井的井袋部位，利用固體膠囊壁上的微孔緩慢釋放緩蝕劑；釋放的緩蝕劑會逐步擴散到井筒的原油中，從而達到一次注入長期防腐的目的，實現一次加注藥劑在井底緩慢釋放，降低勞動強度、提高藥品利用效率和防護效果。

4.2.4 液態樹脂化學堵漏技術

傳統的套損井治理手段單一，而化學修復技術特別是采用熱固性樹脂修復是一種長期有效治理套損井的方法。熱固性樹脂是一種加熱后產生化學反應，逐漸硬化成型，再受熱也不會軟化、不能溶解的一種樹脂。其優點是耐熱性好，受壓不易變形。

4.2.5 復合貼堵修復技術

復合貼堵修復技術將低成本鋁基鎳合金管，通過加入微晶天然礦粉的高強度貼堵劑，覆貼在套管內壁上，一體化實現大段井筒再造和套損段內漏點封堵。其工藝原理圖見圖5。

圖5 復合貼堵修復工藝原理圖

4.2.6 小套固井技術

探索試驗套損油井31/ 2″小套管固井技術，實現全井段修復再造，重塑了井筒完整性，為全井段腐蝕穿孔井有效治理找到新的途徑，為環境敏感區套損井安全環保開發提供了保障。該項31/ 2″內外防腐套管費用30 萬元、固井費用20 萬元、措施配套費30 萬元，每口井施工需要80 萬元。

4.2.7 二次固井技術

二次固井技術通過油層套管上的套損或補孔孔眼，將水泥擠入油層套管與井眼的環形空間，使水泥漿充填空腔和與地層連通的空隙，重新形成新的合格的水泥環，封堵漏點、隔離套管壁與管外腐蝕介質。該項工藝堵劑費用2 萬元、技術服務費10 萬元、措施配套費1.5 萬元，每口井施工需要13.5 萬元。

5 結論

通過對志丹油田套損井套管防腐與治理技術進行總結歸納，得到適合志丹油田的治理技術。通過油水大修治理和無潛力井封堵，全面提升了井筒完整性，有效消除了志丹油田環境敏感區安全環保隱患，助推鄂爾多斯盆地黃土塬地貌綠色發展。