井樓油田套損機(jī)理研究與防治對策

陳義發(fā)

(1.長江大學(xué),湖北荊州434023;2.中國石化河南油田分公司第二采油廠)

井樓油田套損機(jī)理研究與防治對策

陳義發(fā)1,2

(1.長江大學(xué),湖北荊州434023;2.中國石化河南油田分公司第二采油廠)

井樓油田在稠油熱采蒸汽吞吐生產(chǎn)過程中,出現(xiàn)了套管錯斷、斷脫、漏失、變形等故障,而且具有區(qū)域性成片套損的特點(diǎn)。從套損規(guī)律統(tǒng)計入手,分析該區(qū)塊套損主要原因是風(fēng)化殼地質(zhì)薄弱帶的存在和開發(fā)過程中注蒸汽造成的,根據(jù)發(fā)現(xiàn)的套損發(fā)生的機(jī)理提出下一步的預(yù)防措施。

井樓油田;套損機(jī)理;防治對策

井樓油田為一東南-西北走向的長條狀,是一北北西走向的復(fù)式背斜,西南翼被斷層切割,呈長軸雙高點(diǎn)半片鞍形,背斜由東南向西北抬起,在構(gòu)造上屬于南襄盆地的一部分。盆地內(nèi)主要目的段自上而下發(fā)育的地層有:第四系平原組,新近系上寺組、古近系廖莊組、核桃園組與大倉房組。核桃園組共分三段,即核一段、核二段和核三段,其中核三段又分出8個砂組。成巖作用上,由于油層埋藏淺,壓實(shí)及膠結(jié)成巖作用差,因此,儲層巖性疏松,顯示出高孔低滲的物性條件。

1 井樓油田套損基本特征[1]

1.1 井樓油田套損形態(tài)特征

井樓油田套損井集中發(fā)育在井樓一區(qū),即井樓背斜東南部構(gòu)造高點(diǎn)部位,井樓背斜構(gòu)造走向受斷層控制呈NWW向,東北翼構(gòu)造先平緩、規(guī)則,而在靠近西南部的斷層附近地層較陡,構(gòu)造線密集。

井樓一區(qū)共有套損井27口,占總井?dāng)?shù)的11%,套損的主要類型有錯斷、斷脫、剪切變形等類型,其中錯斷井19口,斷脫井5口,變形井2口,套管破裂井1口。

1.2 套損井的分布規(guī)律

(1)套損點(diǎn)在深度上分布規(guī)律。套損井的套損點(diǎn)在深度上多分布在100～140m之間,在27口套損井中有19口井分布在這一深度范圍,占總套損井?dāng)?shù)的70%。如果再進(jìn)一步劃分,在19口套損井中有13口井的套損點(diǎn)分布在100～125m,套損點(diǎn)在140m以上的井僅占30%。有些井如L1722(套損167.16m)、L1623(179.32m)套損部位雖然相對較深,但基本上因受斷層的影響,而處在斷層的下降盤。

(2)套損井在地層層位上的分布規(guī)律。套損點(diǎn)在層位上的分布規(guī)律反映出地質(zhì)因素對套損的影響作用,套損點(diǎn)在深度上雖有較大的差異,但在層位上卻屬于同一層位或同一層面。把井樓一區(qū)套損井的套損點(diǎn)一一投到測井橫向圖上發(fā)現(xiàn),81%以上分布在油層段之上的上寺組底部,油層生產(chǎn)段多種因素如固井質(zhì)量、射孔、油水界面等等不是影響套損的直接原因。

2 影響套損因素分析

2.1 地質(zhì)因素分析

2.1.1 構(gòu)造對套損的控制影響

由核三段III8小層構(gòu)造圖上可以看出[2],背斜構(gòu)造內(nèi)分布了一定數(shù)量的受主干斷裂控制的次生斷層,這些次生斷層對套損井的分布有著一定的控制影響。如在斷層附近的L1624井分布在100m等高線附近,其生產(chǎn)層位是169.2～202.4m,套損點(diǎn)在143m處,處于油層之上;L1422井分布在70m等高線附近,其生產(chǎn)層位是218.6～222.2m,套損點(diǎn)在137.5m處,這些井雖然套損點(diǎn)低(＞125m)但仍處于油層之上,其套損明顯受斷層影響所致,如L1422井受南部大斷裂控制,斷點(diǎn)217m。

2.1.2 風(fēng)化殼對套損的控制與影響[3]

(1)井樓油田風(fēng)化殼的地質(zhì)特征。通過測井、巖心等資料分析,認(rèn)為井樓地區(qū)的風(fēng)化殼不是一個簡單的“面”,而是一個“帶”,深度大致在 100～140m之間。風(fēng)化殼由于長期受到風(fēng)化以及大氣淡水的淋濾作用,使得儲層的孔隙度、滲透率以及儲層裂縫都比較發(fā)育。風(fēng)化殼內(nèi)的巖性主要為淺灰色、灰白色礫巖或含礫砂巖與深灰色、灰色泥巖不等厚互層。成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度比較低,膠結(jié)類型多為孔隙式膠結(jié),膠結(jié)物一般為泥質(zhì),比較疏松,泥巖性軟。砂巖單層厚度最大可達(dá)6m以上,砂巖中多含油。儲層孔隙度最大可達(dá)39%,平均在27%～32%之間,滲透率最大為5.8μm2,平均為1.5μm2左右,原始含油飽和度為65%～75%。

(2)井樓油田風(fēng)化殼的測井曲線特征。風(fēng)化殼所特有的地質(zhì)巖性及結(jié)構(gòu)反映在測井曲線上也是具有較明顯特征的,尤其是聲波時差曲線表現(xiàn)最為明顯,時差幅度較大,此外風(fēng)化殼的中粗碎屑組分的自然電位一般表現(xiàn)為明顯的負(fù)異常,自然伽馬曲線表現(xiàn)為鋸齒狀起伏,一般為50～100API;泥巖的自然電位曲線一般比較平直,接近于基值;自然伽馬值最高可達(dá)到1000API。

(3)風(fēng)化殼對套損的控制作用。不同構(gòu)造部位,風(fēng)化殼的頂面深度及厚度范圍是不一致的,在構(gòu)造頂部,風(fēng)化殼頂界面深度一般在埋深100～125m,在構(gòu)造兩翼風(fēng)化殼頂界面在125～140m不等。經(jīng)過對每一口套損井的套損點(diǎn)分析,絕大多數(shù)套損點(diǎn)分布在風(fēng)化殼內(nèi)。當(dāng)風(fēng)化殼隨構(gòu)造等高線變化或受斷層作用變得較深時,套損點(diǎn)的深度也從100～150 m變化到130～160m不等。

套損點(diǎn)之所以集中在風(fēng)化殼層內(nèi),必然與風(fēng)化殼的地質(zhì)結(jié)構(gòu)有聯(lián)系。從整個風(fēng)化殼層在剖面上的巖或電特征分析表明,弱膠結(jié)的砂泥巖極其發(fā)育,這種特有的高孔低滲的巖性不僅本身就是一個構(gòu)造薄弱面,也為風(fēng)化殼進(jìn)水和進(jìn)汽(蒸汽)提供了條件,是進(jìn)一步形成“汽冒”的薄弱環(huán)節(jié)。

2.1.3 沉積與巖性對套損的控制作用

套損雖然是多種因素綜合作用的結(jié)果,但一定存在某個或某幾個主控因素的作用。通過套損發(fā)生的位置、時間、套損的類型及力學(xué)作用方式分析,認(rèn)識到套損除了受到熱吞吐作用和風(fēng)化殼條件控制外,還要受到沉積與巖性的控制。

通過套損井套損點(diǎn)的測井特征分析,結(jié)合巖心觀察發(fā)現(xiàn),套損點(diǎn)一般發(fā)生在砂泥界面,即厚層砂巖與厚層泥巖的界面上,在沉積相上表現(xiàn)為河流砂壩與河道間或洪泛泥之間界面。油層段的沉積相一般為扇三角洲砂體,在三角洲推進(jìn)的間歇過程中常常發(fā)育湖進(jìn)的薄層泥巖夾片,是套損的易發(fā)層位。在油層段內(nèi)出現(xiàn)的幾口套損井多屬于這類成因。

從成巖的角度看,風(fēng)化殼附近的成巖作用較弱,加之受各種風(fēng)化作用的影響,風(fēng)化殼是一個連通性好層面或?qū)訋?一旦進(jìn)水或進(jìn)汽很容易擴(kuò)散連通,進(jìn)而構(gòu)成較大的區(qū)域薄弱面,在地應(yīng)力的作用下很容易發(fā)生成片套損。

2.2 開發(fā)因素分析

(1)套損隨開發(fā)時間的演化特點(diǎn)。自從1996年2月出現(xiàn)了第一口錯斷井(L127井)之后,緊接著于4月份圍繞L127井附近發(fā)生了4口套損,錯斷井便迅速發(fā)展開來,而且有集中成片的趨勢。

(2)注蒸汽對套管的損壞。熱采井注蒸汽的平均溫度在300℃左右,熱采吞吐周期對套損有著重要的作用,每一輪的吞吐冷熱變化必將使得套管疲勞。研究發(fā)現(xiàn),N80套管因高溫屈服強(qiáng)度降低約18%,彈性模量降低約38%,抗拉強(qiáng)度降低7%,在持續(xù)高溫和軸向拉應(yīng)力作用下,套管產(chǎn)生疲勞裂紋和壓縮變形,特別是在較為薄弱的接箍處疲勞損壞更為明顯,在壓力差的作用下,在薄弱的地質(zhì)條件內(nèi)和薄弱的套管部位首先發(fā)生,套損吞吐周期越長,注汽時間越長及注汽量越多套管疲勞越嚴(yán)重。

2.3 井樓油田臨界注汽壓力的計算

應(yīng)用套損剪切力學(xué)模型具體分析了井樓油田地層失穩(wěn)的條件,即失穩(wěn)臨界條件下的注汽壓力。井樓油田內(nèi)聚力和臨界注汽壓力為線性關(guān)系,內(nèi)聚力增大臨界注汽壓力增大,同理內(nèi)聚力下降臨界注汽壓力下降,此特性反映出地層巖性不同,臨界注汽壓力隨之不同,對于砂巖地層,一般內(nèi)聚力大于5 MPa。對井樓油田來說,砂巖地層注汽壓力較高時地層也能夠保持穩(wěn)定;對于風(fēng)化殼而言,一般內(nèi)聚力小于2MPa。井樓油田地層臨界注汽壓力為3.1 MPa,相比北高點(diǎn)和斜坡部位,南高點(diǎn)更容易滑動。因此一旦蒸汽進(jìn)入風(fēng)化殼,超過臨界壓力后地層就會滑動從而剪切套管(見表1)。

表1 井樓油田臨界注汽壓力計算結(jié)果

3 套損井預(yù)防措施

3.1 加強(qiáng)風(fēng)化殼內(nèi)的預(yù)防

(1)當(dāng)表層套管沒有下至風(fēng)化殼時,在風(fēng)化殼內(nèi)增加套管鋼級與壁厚。由于套損主要是由于在風(fēng)化殼范圍內(nèi)受到剪切應(yīng)力所導(dǎo)致的,如果增加風(fēng)化殼范圍內(nèi)套管的鋼級和壁厚,就可以增加套管的抗剪切強(qiáng)度,延長套管使用壽命。

(2)當(dāng)表層套管下至風(fēng)化殼以下時,在套管和表層套管之間預(yù)留空間:①將表層套管穿過風(fēng)化殼,這樣表層套管在一定程度上可以保持風(fēng)化殼地層的井壁穩(wěn)定。②在風(fēng)化殼底部,生產(chǎn)套管和表層套管之間下入封隔器,以便在固井時水泥不返到風(fēng)化殼底部以上,即在風(fēng)化殼底部以上的生產(chǎn)套管和表層套管之間留下地層滑動的空間,即使表層套管損壞,生產(chǎn)套管也可以有緩沖的余地。

3.2 在風(fēng)化殼和油層段之間加強(qiáng)固井

在風(fēng)化殼和油層段之間,往往還有幾十米的地層厚度,要加強(qiáng)這段地層的固井質(zhì)量,嚴(yán)防水蒸汽通過這段地層由油層上竄到風(fēng)化殼,導(dǎo)致風(fēng)化殼壓力增高,產(chǎn)生嚴(yán)重后果。

3.3 防止水蒸汽進(jìn)入風(fēng)化殼

控制注汽過程,嚴(yán)防水蒸汽進(jìn)入風(fēng)化殼。稠油油藏采用蒸汽吞吐方式進(jìn)行開采,一旦蒸汽通過套管斷脫處(或其它渠道)進(jìn)入風(fēng)化殼,會帶來嚴(yán)重后果,因此應(yīng)及時監(jiān)視風(fēng)化殼處套管是否斷脫或漏失,一旦發(fā)現(xiàn),應(yīng)立即關(guān)井進(jìn)行套管修復(fù)。

3.4 對套損報廢井的風(fēng)化殼處進(jìn)行補(bǔ)孔卸壓

高壓汽冒的存在是導(dǎo)致套管剪切破壞的根本原因,因此破壞高壓汽冒的形成是預(yù)防套損的關(guān)鍵。雖然可以采取切斷進(jìn)汽通道的方法,但是進(jìn)汽通道(如斷脫)很難及時發(fā)現(xiàn)。因此可以采用在構(gòu)造高點(diǎn)風(fēng)化殼地層補(bǔ)孔泄壓的方法來破壞高壓汽冒的形成,從而達(dá)到預(yù)防套損的目的

3.5 控制注汽壓力

井樓一區(qū)油藏的臨界注汽壓力為5.1MPa,隔層的臨界注汽壓力為6.8MPa,注汽壓力對于風(fēng)化殼來說注汽壓力過高,應(yīng)將注汽壓力保持在3.1 MPa(井口)較為合適,此壓力可以保證風(fēng)化殼穩(wěn)定,但會影響產(chǎn)量?？紤]如果固井質(zhì)量合格的話,可以將注汽壓力小于5.1MPa,使油層和隔層保持穩(wěn)定,注汽不能通過隔層進(jìn)入風(fēng)化殼,既滿足了油層和風(fēng)化殼的穩(wěn)定,也保證地質(zhì)開發(fā)需求。

[1] 孔令軍.河南油田稠油井套管損壞原因分析與措施研究[J].河南石油,2004,17(6):64-66.

[2] 崔孝秉.注蒸汽熱采井套管損壞機(jī)理研究[J].石油大學(xué)學(xué)報,1997,21(3):52-54.

[3] 李德文.風(fēng)化殼研究的現(xiàn)狀與展望[J].地球?qū)W報,2002,23(3):283-288.

編輯:李金華

TE834

A

2010-04-10

陳義發(fā),高級工程師,1974年生,1998年畢業(yè)于西南石油學(xué)院化學(xué)系,長江大學(xué)在讀碩士研究生,主要從事井下作業(yè)技術(shù)及管理工作。

1673-8217(2011)01-0128-03