淺談南翼山油田套管損壞原因及修復(fù)方法

【摘要】油水井套管損壞是石油開(kāi)發(fā)中的一大技術(shù)難題。隨著南翼山油田大面積開(kāi)發(fā)和油水井服役時(shí)間的延長(zhǎng)，油水井套管損壞在不斷的增加。越來(lái)越嚴(yán)重的套管損壞現(xiàn)象導(dǎo)致了油水井的報(bào)廢，破壞了正常的注采井網(wǎng)、層系，影響了油田的正常開(kāi)發(fā)，給企業(yè)造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。因此，進(jìn)行油水井套管損壞的機(jī)理研究及成因分析，優(yōu)化套管損壞井的修復(fù)技術(shù)，有助于預(yù)防和延緩套管損壞現(xiàn)象的發(fā)生，延長(zhǎng)油水井使用壽命，增加原油產(chǎn)量，對(duì)油田的高效開(kāi)發(fā)有著重要的意義。

【關(guān)鍵詞】套管損壞；機(jī)理研究；成因分析；修復(fù)技術(shù)；高效開(kāi)發(fā)

1、油田套損現(xiàn)狀

南翼山油田位于青海省柴達(dá)木盆地西部北區(qū)，屬于西部坳陷區(qū)茫崖凹陷南翼山背斜帶上的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造。含油層段為新近系上新統(tǒng)的上、下油砂山組，是在一種缺乏陸源物供應(yīng)、具有溫暖清澈的淺湖咸水環(huán)境下形成的湖相碳酸鹽巖與陸源碎屑混積沉積，巖性主要為深色的泥巖類(lèi)、灰?guī)r類(lèi)夾少量砂巖、粉砂巖及白云巖。儲(chǔ)層主要發(fā)育原生粒間孔、次生溶蝕孔，平均孔隙度為14.6%，平均滲透率為2.98mD，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力低，孔喉半徑小，儲(chǔ)層滲流性能差，屬于中高孔—低滲透儲(chǔ)層[1].

南翼山油田于2002年全面注水開(kāi)發(fā)以來(lái)，套損井逐年增多，嚴(yán)重影響了油田注水結(jié)構(gòu)調(diào)整和注水開(kāi)發(fā)效果。2012年新增套損井9口，累計(jì)套損井34口，占油水井總數(shù)的9.74%，修復(fù)11口井，報(bào)廢23口井。套損類(lèi)型主要以套管錯(cuò)段、變形為主。其中套管錯(cuò)斷21口井，套管變形11口井，管柱遇卡5口井。在縱向上套損部位主要集中在井深200米至300米，并以射孔部位為主。平面分布上套損井主要集中在構(gòu)造高部位油層發(fā)育有利的區(qū)塊，其中10口套損井在距離東北-西南走向的正斷層200米以?xún)?nèi)，斷層附近是形成套損的密集區(qū)。

2、套損原因分析

當(dāng)外力超過(guò)套管承載極限時(shí)，套管就會(huì)損壞。油水井套損受地質(zhì)因素、工程技術(shù)因素和油層開(kāi)發(fā)方式等的影響[3]。

2.1地質(zhì)因素的影響

導(dǎo)致套損的地質(zhì)因素主要有地層圍壓對(duì)套管的擠壓破壞；泥巖吸水膨脹和蠕變引起套損；鹽巖的蠕變和滑移對(duì)套管的破壞；地層下沉及油層壓實(shí)對(duì)套管的破壞；油層出砂對(duì)套管的破壞；現(xiàn)代地殼運(yùn)動(dòng)、地震和滑坡對(duì)套管的破壞；斷層活動(dòng)和地層傾角對(duì)套管的破壞。在發(fā)生套損時(shí)，主控因素可能是上述因素之一，也可能是多重因素綜合作用的結(jié)果。

2.2高壓注水的影響

油層高壓注水后，油層孔隙壓力普遍提高，使得地應(yīng)力集中于井壁上，套管承受地應(yīng)力的作用，而地應(yīng)力的增加使得套管抗擠壓強(qiáng)度降低，在平面差異應(yīng)力作用下使得套管受到剪切損壞、傾斜的地層發(fā)生滑動(dòng)，造成套管變形乃至錯(cuò)段。高壓注水引起地應(yīng)力的增加，使砂巖巖層發(fā)生垂向膨脹，套管抗擠壓能力下降，易發(fā)生擠壓變形；注水壓力超過(guò)地層上覆壓力，吸水泥巖層產(chǎn)生位移破壞套管；注入水竄入斷層面破碎帶，當(dāng)超過(guò)地層上覆壓力時(shí)外力作用下使斷層上升盤(pán)復(fù)活，擠壞套管[3]。

2.3埋藏深度影響因素

南翼山油田儲(chǔ)層埋藏淺（100-500米），膠結(jié)及壓實(shí)作用較差。生產(chǎn)層段上部吸水啟動(dòng)壓力較低，吸水層段主要集中在上部疏松層位，且極易導(dǎo)致單層突進(jìn)及水竄現(xiàn)象發(fā)生。套損井套損位置恰好也集中在儲(chǔ)層滲透性較高的生產(chǎn)層段。油田儲(chǔ)層發(fā)育原生粒間孔，次生溶孔、次生溶蝕擴(kuò)大孔及異常高壓形成的裂縫，巖石更易發(fā)生蠕動(dòng)，當(dāng)作用在套管壁上的載荷超過(guò)鋼材的極限抗壓強(qiáng)度時(shí)發(fā)生套損。

2.4工程因素的影響

南翼山油田普遍存在封固段固井質(zhì)量差，套管外水泥返高不夠等現(xiàn)象，當(dāng)注入水竄入泥巖層，泥巖膨脹擠壓套管，導(dǎo)致套損；套管質(zhì)量不合格或技術(shù)規(guī)范不適用，套管受擠壓能力達(dá)不到技術(shù)要求，造成套損；井眼不規(guī)則造成套管彎曲，影響固井質(zhì)量，在高壓注水、斷層蠕動(dòng)等影響下，更易發(fā)生套損；注水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，注入水中的氧、二氧化碳、懸浮物、SRB菌、FB菌、TGB菌等含量超標(biāo)以及地層酸化解堵過(guò)程中的殘留酸液，造成套管的腐蝕。

3、套損井的修復(fù)技術(shù)方法

套損從破壞力學(xué)原因上分為擠壓、拉伸、剪切等損壞，從破壞形式上分為錯(cuò)斷、縮徑、變形、腐蝕、外漏等損壞。套損井的修復(fù)是一項(xiàng)高成本、高風(fēng)險(xiǎn)的工程，針對(duì)不同原因造成的不同類(lèi)型的套損采用不同的套管修復(fù)措施[5]。

3.1套管補(bǔ)貼技術(shù)。套管修復(fù)中的主要技術(shù)之一。套管補(bǔ)貼技術(shù)主要有兩種，一種是波紋管補(bǔ)貼技術(shù)，二是液壓脹管式補(bǔ)貼技術(shù)。套管補(bǔ)貼后耐高溫，耐高壓，內(nèi)通徑基本不變，縮徑甚微，強(qiáng)度高，能適應(yīng)熱采井要求。

3.2套損井液壓密封加固技術(shù)。液壓密封加固器結(jié)構(gòu)：液壓密封加固裝置由動(dòng)力裝置和丟手裝置組成。

在通井合格的套損井段，將加固器總成下至打開(kāi)通道處，在液壓作用下，中心管活塞向上運(yùn)動(dòng)，鋼體活塞向下運(yùn)動(dòng)，向上的力通過(guò)加固裝置的拉桿和丟手裝置作用于加固裝置的下錐體，向下的力通過(guò)座封套作用于加固裝置的上錐體，錐體錐漲加固錨使之?dāng)D貼在套管內(nèi)壁上達(dá)到密封加固的目的。當(dāng)壓力達(dá)一定值時(shí)，丟手拉斷套被拉斷，爪芯隨底部拉桿向上移動(dòng)，彈簧爪失去內(nèi)支撐而收攏，從而失去定位作用，完成丟手動(dòng)作，從而完成套損井液壓密封加固。

3.3套管回接、取套換套技術(shù)

取套換套工藝技術(shù)是套管修復(fù)工藝中最為徹底的一種有效措施，其優(yōu)點(diǎn)是修復(fù)徹底，有效期長(zhǎng)，不需要復(fù)雜的修井工具，修復(fù)后的套管不縮徑。對(duì)于淺層套管取套方法，采用套銑、倒扣取套法，利用封隔器、打印等方法確定套管損壞的位置、形狀，綜合地質(zhì)、油井相關(guān)信息，用套銑筒配合割刀取出損壞套管，根據(jù)魚(yú)頂類(lèi)型下相應(yīng)的接頭，選擇合理的對(duì)扣參數(shù)進(jìn)行對(duì)扣，取出套損部位及以上的套管串，找修斷口，下新套管補(bǔ)接或?qū)?，試壓完井?/p>

4、結(jié)論與認(rèn)識(shí)

4.1南翼山油田套損不僅與泥巖含量、斷層及裂縫、高壓注水有關(guān)， 與其埋藏深度及構(gòu)造位置更為密切。套管固井質(zhì)量、套管技術(shù)規(guī)范、井眼規(guī)則程度以及注入水水質(zhì)等人為工程因素也導(dǎo)致套損的重要因素。

4.2分析總結(jié)出誘發(fā)南翼山油田套損的主要地質(zhì)因素有圍巖壓力、泥巖蠕變、油層出砂、巖層滑動(dòng)、地層活動(dòng)和油層壓實(shí)等地質(zhì)作用。為現(xiàn)場(chǎng)套管保護(hù)提供了理論指導(dǎo)。

4.3對(duì)南翼山構(gòu)造高部位及斷層附近、泥巖裂縫發(fā)育的注水井，井組注采比控制在1.5以下， 保持單砂體注采平衡， 防止注水井蹩壓， 防止和減少產(chǎn)生新的套損井。

4.4套損井的修復(fù)以“預(yù)防為主、防治并重”的原則，依據(jù)地質(zhì)條件及開(kāi)采方式，針對(duì)不同原因引起的的套管損壞，采取相應(yīng)的修復(fù)措施。盡量降低工程因素導(dǎo)致的套管損壞情況發(fā)生，在工程設(shè)計(jì)及新技術(shù)應(yīng)用方面加大研究力度。