孤島油田套損檢測與修復技術配套應用

李桂婷

【摘 要】根據(jù)對孤島油田套損井損壞現(xiàn)狀的調查，通過建立套損井數(shù)據(jù)庫、完善套損檢測技術應用，弄清了套管損壞特點和套損原因；開展套損井修復技術攻關應用，探索出一整套適合輸松砂巖油田高含水開發(fā)后期套損井治理的配套技術，為科學合理地進行套損井綜合治理提供了可靠依據(jù)。

【關鍵詞】孤島油田；套管損壞；原因分析；檢測與治理

前言：

孤島油田為大型披覆背斜構造正韻律沉積疏松砂巖油藏，主要發(fā)育河流相上第三系館陶組油藏，油層埋藏淺（1100～1400m），成巖作用差，膠結疏松，非均質嚴重。孤島油田自1968年投入開發(fā)以來，已發(fā)現(xiàn)套損井2241口；套損形式復雜多樣，治理難度大、費用高，套管損壞問題已成為維持油田正常生產(chǎn)和提高經(jīng)濟效益的嚴重障礙。

一、套損特點及套損原因分析

（一）套損特點

孤島油田自1975年發(fā)現(xiàn)第一口套損井以來，到2016年底，已發(fā)現(xiàn)套損井2241口，年均新增90口。對套損井的特點和發(fā)生規(guī)律進行統(tǒng)計分析得出：油井套損多，為1526口，占套損井的68.1%；套彎、套破是套損的主要類型， 二者合計為1140口，占套損井的50.9%，單井存在兩類及以上或兩處及以上套損井較多，為693口，占套損井的30.9%；套損位置集中在射孔油層及其上10m內，為1585口，占套損井的70.7%；套損井的平均壽命為14.8年。

（二）套損原因分析

1.地層出砂是疏松砂巖油藏套損的主要原因

由于孤島油田是典型疏松高滲河流相沉積油藏，油層出砂嚴重。油層大量出砂后，巖石骨架逐漸被破壞，造成地層局部或大面積垮塌，油層中上部出現(xiàn)空洞，在上覆巖層的作用力下，油層中上部套管極易發(fā)生彎曲，進而產(chǎn)生套管破斷。

2.射孔完井是造成套管損壞的重要外在因素

孤島油水井主要采用套管射孔完井。射孔對套管和水泥環(huán)產(chǎn)生極大沖擊破壞作用，射孔降低套管強度，形成微裂紋易發(fā)生應力腐蝕開裂、疲勞裂紋擴展，造成套管破斷。

3.注水（聚）開發(fā)直接誘發(fā)了套管損壞

孤島油田水敏礦物（蒙脫石、高嶺石）含量較高，在10%以上，套損伴隨著注水開發(fā)而開始。隨著注入時間的延長和注采強度的增大，儲層物性急劇變化，地層和管外竄流嚴重，固井水泥環(huán)被破壞，井壁應力集中而擠毀套管。

4.高溫高壓注汽加速了套管損壞

孤島油田共有熱采井1089口，占總井數(shù)的37.0%，熱采開井918口，占開井數(shù)的36.9%。注汽過程中，套管在高溫高壓下承受交變熱應力，接觸比壓、密封和抗擠抗彎能力降低，易發(fā)生彎曲破斷；同時，熱采區(qū)域無能量補充，地層壓降大，上覆巖石重力對套管的擠壓力大，套管易損壞。隨著注汽量和注汽輪次的增加，熱采井套損速度加快，孤島油田自1993年發(fā)現(xiàn)第一口熱采套變井以來，已發(fā)現(xiàn)熱采套損井303口，套損率27.8%。

二、套損檢測技術配套應用

套管檢測是了解井身質量和井筒狀況的重要手段，也是制定修井工藝的主要依據(jù)。目前，孤島油田套管檢測手段已由傳統(tǒng)的通井、打印、薄壁管驗套、封隔器找漏向40臂井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等工程測井技術發(fā)展，形成了套管壁、管外水泥膠結、套管竄漏、井身軌跡等四大工程測井技術，實現(xiàn)了井下狀況從內到外的立體監(jiān)測。

三、套損修復技術配套應用

孤島油田通過開發(fā)引進，修套技術快速發(fā)展，形成了換套、整形、補貼、下小套、堵漏五大系列修套技術，探索出了“上部換套、中部封堵、下部下小套，輕微套變液壓整形，光管井補貼”一整套適合輸松砂巖油田開發(fā)后期套損井綜合治理配套技術。

（一）打通道下小套管固井技術

對油層部位及其附近套管損壞井，利用打通道下小套管固井技術重建完好井眼。打通道下小套是利用銑錐等磨銑工具將損壞套管的凸起銑去，使其基本恢復原通徑，再在修套部位下入小套管，循環(huán)水泥漿固井形成完好通道。優(yōu)點是新套管強度高；缺點是修井液對油層有一定污染，雙層套管射孔穿透力弱，影響供液能力。

（二）取套換套技術

取換套是通過倒扣或切割，把損壞套管取出來，下入新套管與留井套管對接或焊接，并根據(jù)需要采取固井或不固井方式完井。取換套是修復套損最徹底的手段，具有其它修套技術無可比擬的優(yōu)點，可以完全恢復原井的一切技術指標和功能。

（三）注漿堵漏技術

水泥堵漏是傳統(tǒng)的漏點封堵工藝，是將帶有對應添加劑的水泥漿漿擠入漏點外，靠灰漿固結體實現(xiàn)漏點的封堵。優(yōu)點是施工簡單，對設備要求低，小修可實施且實施后井眼通徑一致，不妨礙后續(xù)施工；缺點是受管外虧空大、水體或管外地層疏松裂隙發(fā)育，堵漿竄失、稀釋嚴重，在近井處難駐留，封堵成功率低、效果差。

（四）套管整形技術

套管整形是采用機械或化學方法對套管變形部位進行沖擊、碾壓擠脹或高能氣體擴張復位，使其基本恢復原通徑。對套管毛刺、輕微變形，采用脹管器整形或銑錐磨銑進行修復；爆炸整形受老套管井下狀況等影響，藥量難控制，存在炸裂、炸斷套管風險，很少單獨使用，目前主要作為下小套前的預處理工藝，以簡化施工，縮短工期。液壓整形技術是近幾年發(fā)展起來的快速低成本修套技術，主要組件為水力錨、井下液壓增力器和液壓滾珠整形器，工作原理是：地面打液壓，水力錨將整形管柱錨定后，增力器將地面水泥車的液壓轉換為作用在整形器內脹頭上的向下推力，使整形器上的數(shù)百個鋼球變徑后以一定的規(guī)律排列并順勢向下滾動，將變形套管滾壓為圓形狀態(tài)并恢復原有通徑，解決了機械脹管成功率低和爆炸整形裝藥量難控制的問題。

（五）套管補貼技術

補貼是利用膨脹錐以液力、機械力擠脹實體膨脹管，使其發(fā)生塑性變形后緊貼在套管內壁上，并依靠補貼管兩端的特氟隆橡膠實現(xiàn)漏點的封閉。優(yōu)點是施工簡單，小修可實施且補貼長度不受限制、封閉可靠（抗內壓≥30MPa、抗外壓≥50MPa、懸掛力≥60噸）。缺點一是補貼后套管內徑局部縮?。?"套管通徑133mm、5-1/2"套管通徑102mm），影響后期施工和注采工藝實施；二是以橡膠筒作端部密封件，耐溫低（≤120°），不能在熱采井、深井上使用?，F(xiàn)場應用7口，成功率100%。

（六）套損修復技術應用情況

“十二五”以來，共治理套損井326口，年均54口，成功率91.4%。修復后投產(chǎn)155口，有效148口，有效率95.5%，平均單井日產(chǎn)油4.0t/d，當年累計產(chǎn)油6.0萬噸；投注114口，有效率100%，平均單井日注水161m3/d，當年累計注水230.3萬方，增加分注井81口、注水層200個。 四、結論與建議

（1）孤島油田套管損壞原因較為復雜，多為出砂、強化注采所致，目前已形成套管柱和鉆完井優(yōu)化設計、油層保護和防砂優(yōu)化等配套預防措施。

（2）孤島油田套損類型、位置復雜多樣。套損類型主要為彎曲、破裂，套損位置集中在油層及其上部，目前已形成比較完善的井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等井筒檢測以及換套、整形、補貼、下小套、注漿堵漏等套管修復配套技術。

（3）套損防治是老油田挖潛增效的重要途徑，要加大技術攻關力度，積極引進新技術，尤其要把大通徑套管補貼、深部取換套、低成本堵漏和換井底技術作為套損井治理的主攻方向，進行重點攻關，為套損井深度治理提供技術支撐。

【參考文獻】

[1] 鄒振巍. 套損檢測技術在油田的應用[J]. 化工設計通訊， 2017， 43（12）：37-37.

[2] 崔俊偉， 岳中霞. 套管檢測技術在油田開發(fā)中的應用與研究[J]. 科學與財富， 2016， 8（1）.