頭臺油田扶余區(qū)塊套管損壞原因及對策分析

王 萬 (大慶頭臺油田開發(fā)有限責(zé)任公司生產(chǎn)運(yùn)行部,黑龍江大慶166512)

油水井套管損壞不僅影響損壞井本身的正常使用,嚴(yán)重者會誘發(fā)鄰井套管損壞并破壞井組的注采關(guān)系。在頭臺油田扶余區(qū)塊注水開發(fā)過程中,發(fā)現(xiàn)加密及調(diào)整井區(qū)是套管損壞分布的集中區(qū),非油層部位套管損壞集中于射孔段以上的泥巖段,油層部位套管損壞集中于FⅠ、FⅡ組各小層上下隔層泥巖段。該區(qū)塊投產(chǎn)初期套管損壞類型主要以變形為主,隨著油田開發(fā)的進(jìn)行,錯斷破裂類型逐漸增加,且注水井比油井套管損壞嚴(yán)重,由此對油田開發(fā)造成嚴(yán)重影響。針對上述問題,筆者深入分析了套管損壞的原因并提出相應(yīng)解決對策。

1 套管損壞原因分析

1.1 注水井長期高壓注水

以扶余區(qū)塊M11井區(qū)為例,該井區(qū)于1994年7月份投產(chǎn),1個月后,東西向油井陸續(xù)水淹,注水壓力由6.36MPa下降到5.5MPa,開發(fā)效果不理想。1995年10月通過對東西向水淹井關(guān)井并形成212m排距的線狀注水井網(wǎng)后,注水壓力逐漸上升,1996年12月注水壓力上升到9.3MPa。2002年在該井區(qū)共鉆加密井30口,形成了2排注水井夾3排油井的線狀注水井網(wǎng),注采排距由212m縮小到106m,該年度共發(fā)現(xiàn)套管損壞井12口。2004年繼續(xù)調(diào)整注采系統(tǒng),將注采排距調(diào)整到70m,該年度共發(fā)現(xiàn)套管損壞井15口,是投入開發(fā)以來的最高值。

從M11井區(qū)的開發(fā)情況看,注水井長期高壓注水后,由于水的力學(xué)作用和孔隙壓力效應(yīng)加快了套管損壞速度[1],同時加密調(diào)整導(dǎo)致區(qū)域間產(chǎn)生較大壓差,而降壓不均衡也容易造成套管損壞。

1.2 層間壓力不均衡

通過分析該區(qū)塊所有套管損壞井小層資料,發(fā)現(xiàn)FⅡ1和FⅠ4層發(fā)育較好,其鄰層發(fā)育較差或不發(fā)育。以M61-91井為例,2008年4月油轉(zhuǎn)水作業(yè)時發(fā)現(xiàn)該井于1198.5m處發(fā)生套管變形,所處層位為FⅠ2-FⅠ4夾層,全井射開厚度19m,有效厚度14m。因此,當(dāng)不同油層組儲層發(fā)育狀況差異較大時容易導(dǎo)致夾層上下油層壓力不均衡,最終造成油水井套管損壞。

1.3 裂縫串通

套管損壞點(diǎn)在油層部位主要分布在集中于射孔井段內(nèi)FⅠ、FⅡ組各小層上下隔層泥巖段,占油層部位套管損壞總井?dāng)?shù)的68.1%。經(jīng)分析認(rèn)為,由于裂縫串通造成隔層泥巖段進(jìn)水[2],注入水浸入泥巖后,隨著巖石抗剪切強(qiáng)度大幅度下降,在泥頁巖和砂頁巖的界面處逐步形成具有張性裂縫特征的次生軟化結(jié)構(gòu)面,這樣破壞了地下巖體的連續(xù)性,使浸水域進(jìn)一步蔓延并在其前沿形成新的巖石抗剪切強(qiáng)度降低帶,導(dǎo)致軟化結(jié)構(gòu)面繼續(xù)發(fā)展。當(dāng)泥頁巖浸水由局部擴(kuò)大到整個界面時,在地層傾角產(chǎn)生的地勢壓差等作用下,浸水域上下界面相對位移,致使油水井套管被擠壓而損壞。

1.4 固井質(zhì)量差

固井質(zhì)量差或規(guī)格不高,也是導(dǎo)致套管損壞的重要原因,具體情況分析如下:①套管外水泥返高不夠。大多數(shù)井固井時水泥漿只是返到某一深度而不返到地面,因而需要在井口采取注水泥帽和焊環(huán)形鐵板(下表層套管的井)等措施封固井口油層套管。由于封固距離短,加之淺部地層井眼大、不規(guī)則等造成混漿,使封固質(zhì)量不好,卸下聯(lián)頂節(jié)后套管下沉。②套管內(nèi)外壓力不等。在封固井段,套管內(nèi)為清水或泥漿(相對密度為1.0～1.25),套管外為水泥漿 (相對密度為1.8～2.0),兩者的流體密度不同,所受壓力不同,尤其當(dāng)注水泥替泥漿或清水時,在套管內(nèi)突然產(chǎn)生高壓,此時套管內(nèi)壁壓力大于套管外壁壓力,容易導(dǎo)致套管薄弱部位變形和破裂。③固井水泥候凝時溫度變化大。由于井眼不規(guī)則或固井時存在混漿井段,在封固井段內(nèi)水泥漿候凝期間放熱不均勻,溫度的變化使套管熱脹冷縮,導(dǎo)致套管變形破裂。

2 解決措施

2.1 限壓注水

由于扶余區(qū)塊開采油層發(fā)育較差,導(dǎo)致頂破裂壓力注水井逐年增多,而長期的高壓注水易造成油水井套管損壞。為了防止注入壓力過高引發(fā)套管損壞,應(yīng)實施限壓注水作業(yè)。為此,從2005年10月開始進(jìn)行控水技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗,并確定合理注水上限壓力為10.0MPa,合理注水下限壓力為7.0MPa,兩者相差3.0 MPa。針對不同的層間矛盾,分別采取了全井限壓注水和全井限壓結(jié)合主水淹層周期注水,共執(zhí)行限壓注水37口井?，F(xiàn)場作業(yè)情況表明獲得了較好的控壓控水效果。首先注水壓力有了比較明顯的降低。從2005年10月的9.87 MPa下降到2007年10月的8.15MPa,單井日注水量從2005年10月26.4m3下降到2007年10月15.3m3。自調(diào)整注采系統(tǒng)壓力后 (2005～2007年),每年平均出現(xiàn)3口套管損壞井。與調(diào)整前相比,套管損壞井的比例明顯下降。

2.2 調(diào)整鉆關(guān)后壓力系統(tǒng)

針對層間壓力不均衡導(dǎo)致套管損壞的現(xiàn)象,應(yīng)認(rèn)真分析井區(qū)和井層壓力變化,仔細(xì)編制鉆關(guān)恢復(fù)方案,以便鉆后及時進(jìn)行主動調(diào)整。具體措施如下:①依據(jù)油水井的壓力監(jiān)測資料確定高壓井區(qū)和井層,在鉆關(guān)開井時實施減水方案,把井區(qū)壓力調(diào)整與層系間的壓力調(diào)整相結(jié)合。②鉆關(guān)后對主力油層提高注水量來恢復(fù)地層壓力,從而縮小與非主力油層之間的壓力差異。

2.3 加強(qiáng)生產(chǎn)管理

在現(xiàn)場作用時應(yīng)加強(qiáng)管理和監(jiān)督,嚴(yán)格執(zhí)行作業(yè)程序。具體措施如下:①加強(qiáng)正常油水井的生產(chǎn)管理。對注水井作業(yè)前降壓要嚴(yán)格把關(guān),在作業(yè)時不允許超壓和超注,以防出現(xiàn)壓力突然變化;對產(chǎn)量變化大的油井應(yīng)及時跟蹤觀察并上報情況,以便及時采取相關(guān)措施。②加強(qiáng)異常油水井管理。應(yīng)對異常油水井處理過程、處理結(jié)果和恢復(fù)生產(chǎn)情況等進(jìn)行詳細(xì)記錄并建立臺帳,按月進(jìn)行維護(hù)和更新。③提高固井封固質(zhì)量。在作業(yè)時,應(yīng)保證套管外水泥返高的程度,密切觀察封固井段套管內(nèi)外壓力變化,若出現(xiàn)異常應(yīng)及時采取相應(yīng)措施。應(yīng)隨時了解水泥候凝時溫度變化情況,當(dāng)固井時水泥候凝溫度變化大時要積極應(yīng)對以避免套管損壞。此外,應(yīng)注重套管的選購,保證作業(yè)時采用高強(qiáng)度的套管。

3 結(jié) 語

針對頭臺油田扶余區(qū)塊的油、水井套管損壞現(xiàn)象進(jìn)行分析,認(rèn)為套管損壞的主要原因包括注水井長期高壓注水、層間壓力不均衡、裂縫串通和固井質(zhì)量差等,通過采取限壓注水、調(diào)整層間壓力和加強(qiáng)固井作業(yè)的管理監(jiān)督,可以有效解決套管損壞問題以節(jié)約生產(chǎn)成本。

[1]劉子晉.大慶油田套管損壞因素的探討[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),1982(2):67-73.

[2]代麗,徐守余.油水井套管損壞的地質(zhì)因素綜合研究[J].地質(zhì)災(zāi)害與環(huán)境保護(hù),2005,16(3):331-334.