裂縫性低滲透砂巖油藏套管變形防治技術研究

李國清

摘要 本文針對新民油田套管變形特點，進行機理分析，研究適應低滲透裂縫性油藏特點的套管變形防治技術，通過現場應用，取得較好的效果，為實現新民油田的有效開發(fā)提供了技術保障。

關鍵詞 裂縫性油藏；低滲透油藏；套管變形；防治技術

中圖分類號TE245 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2011）43-0064-02

新民油田屬裂縫性低滲透砂巖油藏，進入注水開發(fā)中后期油水井套管變形日益嚴重。為了提高油田采出程度，防止區(qū)域規(guī)模套變，有必要對新民油田的套變機理有一個充分的認識，并對套損井的防治技術作以深入研究。

1 新民油田套管變形特點

新民油田為特低滲透油田，開發(fā)主要目的層為扶余油層，儲層發(fā)育天然裂縫，對注水開發(fā)起主導作用的裂縫方向基本近東西向。

新民油田套管損壞的主要形態(tài)為橢圓、錯斷、彎曲和套管漏。

統(tǒng)計表明，套管變形井在平面和縱向有明顯特點。平面上，受裂縫方向和分布控制，套管損壞井主要分布在斷層附近或與斷層垂直的方向上?？v向上，套管損壞點主要集中在層間交界處（b/a界線）。其兩層交界面為泥巖破碎帶。套變井變點在b/a界線上下50m范圍內的占變點總數的80％；套返井漏點多發(fā)生在第三系以上地層段（200m以上地層段）。

2 套管變形機理

新民油田套管變形的研究表明，套管變形與低滲透油田開發(fā)特點（注水開發(fā)、壓裂投產）有關，套管腐蝕損壞與淺層水物理化學性質、增產措施（酸化）有關。

2.1 泥巖吸水蠕變造成套管損壞

油水井新井投產投注后的一段時間內，地應力處于平衡狀態(tài)，由于套管的抗外擠強度遠大于最大主應力，所以套管不會發(fā)生變形；油田注水開發(fā)后，在裂縫的作用下注入水進入泥巖時，泥巖吸水軟化，其成巖的膠結力逐步消失，使不等三維地應力逐步趨于相等，并成為潛在的應力釋放帶。這時泥巖開始蠕變，隨著注入水作用時間的延長，蠕變速度加快，使井眼周圍的地應力重新分布，這樣就必然在井壁形成應力集中，作用于套管上。對于非射孔段，套管受橢圓形應力作用無法釋放，迫使非均勻水平應力擠壓套管，當最大周向應力大于套管抗外擠強度時，套管發(fā)生橢圓變形。泥巖蠕變產生的應力作用使套管發(fā)生變形是新民油田套管損壞的主要原因之一，套變井中58.1%屬于橢圓變形。

2.2 巖層滑動引起套管損壞

注水開發(fā)油田，當注入壓力達到一定值后，注入水通過裂縫竄到泥巖層，使之吸水，降低了巖石的內聚力和內摩擦角，此時地層在重力作用下，有沿地層傾角下滑的趨勢，當地層傾角大于地層滑移臨界傾角時，地層產生滑移。如果當滑動地層中所含堅硬巖石的抗壓強度大于套管的抗外擠強度時，套管被剪切；如果其值小于套管抗外擠強度時，套管將會彎曲。新民油田套變井中，27.9%屬于套管錯斷，14%口屬于套管彎曲，可見地層滑移是新民油田套管損壞的另一主要原因。

2.3 腐蝕造成套管損壞

井下套管腐蝕有4種類型：電化學腐蝕、化學腐蝕、細菌腐蝕、氫脆。最常見的腐蝕是電化學腐蝕，其次是化學腐蝕。

電化學腐蝕主要是淺層水造成套管外表面腐蝕，現場最常見的是溶解氧、CO2和H2S造成的。

反應式：H2OH++OH-

Fe2++2（OH-）=Fe（OH）2

4Fe（OH）2 +O2+2H2O= 4Fe（OH）3

這種反應長期下去，套管被腐蝕穿孔，或出現嚴重麻點現象，使套管強度降低，造成淺層套管漏。新民油田已治理套返井中，均為淺層套管漏。

3 防止套管變形技術

通過對套管變形機理的分析研究成果，新民油田主要采取防止注入水竄入泥巖隔層、注水井早期注防膨脹劑、采用高強度壁厚套管、防止套管腐蝕等四項有針對性措施，防止套管變形，通過應用取得較好效果。

3.1 防止注入水竄入泥巖隔層

3.1.1 提高固井質量，保證層間互不相竄

針對防竄采取了以下技術措施：針對不同區(qū)塊的地層特點和地層壓力，分別采用雙凝雙密度水泥漿固井；油層段以上每 20m配置一個扶正器；油層段每10m配置一個扶正器，保證套管居中；應用復合外加劑調整水泥漿性能，控制水泥漿上返速度和上返高度。固井水泥上返高度在油層頂界150m；向井內擠注作業(yè)時，井底壓力不得超過地層破裂壓力。

3.1.2注入壓力限制在地層破裂壓力以下

注入壓力應以滿足注水量、防止套管變形為合理注入壓力，如果兩者發(fā)生矛盾，則應考慮改善注入水質和降壓增注。

3.1.3壓裂改造油層時，控制裂縫規(guī)模，防止裂縫竄入泥巖隔層

根據同位素測試和井溫曲線解釋新民地區(qū)壓裂施工排量控制在2m3/min~2.5m3/min之間；施工壓力與油層地應力差值為3MPa~5MPa，泥巖隔層對人工裂縫能有效遮擋。對于目的層上部隔層遮擋能力差的油層壓裂時，采用空心玻璃珠作為漂浮支撐劑，控制裂縫高度的垂向延伸。井溫測試表明采用控高壓裂技術施工，有效控制了裂縫縱向延伸。

3.2 注水井早期注防膨脹劑

受地質因素和工程因素影響，裂縫型注水開發(fā)油田，注入水將不同程度地侵入泥巖。為避免注入水進入泥巖引起套管變形，針對新民地區(qū)儲集層泥巖含量較高的特點，選ZFY-1型粘土防膨劑，處理半徑3m~5m，現場應用效果良好。

3.3 采用高強度壁厚套管

由地質力學可知，巖層中存在垂向地應力和兩個相互垂直、大小不等的水平地應力。在鉆井過程中，當地層被鉆穿時，應力狀態(tài)發(fā)生變化，所以在選擇套管鋼級時，要首先對該地區(qū)進行應力測試，根據所測地應力值，設計油層段套管強度，防止套管發(fā)生變形。目前新投井油層頂界以上100m至人工井底下入P110×9.17mm套管，效果明顯。

3.4 防止套管腐蝕

在防止套管腐蝕方面采取了3項技術，取得比較好的應用效果。提高封固質量以隔絕腐蝕介質與套管之間的通道；采用陰極保護技術；酸化時要根據油層壓力、疏松程度等因素設計酸的濃度和用量，確定合理的反應時間和注入壓力，反應后及時替擠酸液，以減少其對套管腐蝕。

4 套管損壞井的修復和利用技術

隨著套管損壞井增多，探索了套返井綜合治理技術、應用小直徑封隔器、打更新井等三項主要技術，實現套管井的有效利用。

4.1 套返井綜合治理技術

4.1.1 套管貼補治理技術

工藝原理是根據套損井的實際情況采用厚壁的加固管，兩端用軟金屬進行密封，對套管補貼部位采取爆炸的方法將軟金屬進行燃爆焊接，固定在套管上；施工步驟為下驗套返管柱打壓找出破損段后，用刮削器刮削破損段以上套管，同時用熱水清洗井筒，保證貼補套管內壁無油污及銹垢。下貼補管到破損段中部，投撞擊球引爆補貼器內火藥，待井口有氣流返出，即為補貼成功。下試壓管柱試壓15MPa不漏為合格。應用此技術民17-8等6口井已治理成功。

4.1.2 注水泥堵漏技術

用皮碗封隔器將預注水泥段隔開，正注水泥，起出管柱候凝，下刮削器刮削套管，下試壓管柱試壓15MPa不漏為合格。目前已應用此技術成功治理13-23等20口井。

4.2 應用小直徑封隔器

油水井套變后，其內徑大于95mm，可應用小直徑封隔器，實現分層壓裂、分層注水。新民油田15口套變水井采用小直徑分注，效果良好。采用小直徑壓裂19口，截止2010年12月增油3 050t。

4.3 打更新井

一口井嚴重套變后，不可能修復，但對整個區(qū)塊開發(fā)有舉足輕重作用時，采取大修技術措施，封固原井眼，打一口更新井，滿足區(qū)塊開發(fā)的需要。例如39-1大修封井后，打一口更新井39-1.1 ，滿足區(qū)塊注水開發(fā)的需要。

5 套管變形防治技術應用效果

通過套管變形防治技術的應用，有效減少套管變形井數，同時增加了分層注水合格率和有效率，為油田穩(wěn)產奠定了井網基礎。

5.1 有效治理了套管漏井

套返井累計治理20口（油井18口），恢復產能3 420t；小直徑油井壓裂19口井，累計增油3 050t。

5.2 提高了水井分注率，為提高油田采收率奠定了扎實井網基礎

新民油田通過防治套管變形技術應用，水井分注率由2006年的94.1 %提高到2010年的96.8 %，提高了水驅儲量控制程度，為進一步提高最終采收率奠定了基礎。

6 結論

1）新民油田套管損壞的形態(tài)主要是橢圓、錯斷和套漏，其平面分布主要在斷層附近和與斷層垂直方向上，縱向主要分布在b/a界線附近及油層泥巖段，套漏主要發(fā)生在第三系以上地層段；

2）主動預防是減緩套管損壞的基本途徑。注水開發(fā)時，要以預防為主，治理為輔，提高固井質量，控制人工裂縫高度，注水井注防膨劑以及按地應力設計套管鋼級等綜合防變技術，是防止套管損壞的主要手段。

參考文獻

[1]王仲茂，盧萬恒，胡江明.油田油水井套管損壞的機理及防治[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994.

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