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    吉林油田套管損壞機理研究

    2019-03-29 10:15:48付貴春
    科學(xué)與技術(shù) 2019年9期
    關(guān)鍵詞:機理分析對策

    付貴春

    摘要:引起油田井內(nèi)套管產(chǎn)生損壞的機理和因素比較多,本文對受損的主要特征進(jìn)行了分析,并對損壞的機理進(jìn)行了深入的探討。

    關(guān)鍵詞:套管損壞;機理分析;對策

    吉林油田是一種低滲透型油藏,地下原油儲層的滲流阻力比較大,不具備較好的連續(xù)性。套管受到損壞會導(dǎo)致油田的開發(fā)效果顯著下降,使井網(wǎng)之間布局變得不合理,由于吉林油田采用注水方式來保持地下儲層的能量,壓裂增產(chǎn)和注水會導(dǎo)致套管承受的載荷受到影響,嚴(yán)重情況下會導(dǎo)致套管變形、停產(chǎn)或油、水井報廢。本文對吉林油田套管產(chǎn)生損壞的采油區(qū)塊資料和影響機理進(jìn)行了深入的分析和研究,有利于形成有針對性的技術(shù)措施來防止套管產(chǎn)生損壞。

    1套管受到損壞的主要特征

    1.1套管受到損壞的分布情況

    由于吉林油田注水開采的時間比較長,油井受到損壞的比率在12.03%,水井受損比率為15.21%,最近幾年都有著60余口的油、水井受到損壞,直接影響著油田的正常開采。以扶余、新木和新立等較早開發(fā)的區(qū)塊受損最為嚴(yán)重,上述三個區(qū)塊受損數(shù)量可以占到受損總數(shù)的85%。

    1.2套管損壞的井型情況

    從吉林油田統(tǒng)計的油、水井資料上來看,油井受損的比率可以達(dá)到70%,注水井則為小于30%,可是套損井所在每個井型的比率則是注水井大于油井,新立、扶夫和新木采油區(qū)塊油井受損要大于水井,套損油水井每個井型的比率基本一致,所以,上述區(qū)塊的油、水井套管受損的情況都比較相近,乾安區(qū)塊的情況比較特別,套損注水井要大于油井,套損注水井占本井型的比率要高于油井,主要是因為注水增壓引起的井筒附近的地層應(yīng)力集中,從而產(chǎn)生了套損問題。

    1.3套管損壞的時間分布情況

    套管產(chǎn)生損壞的時間分布主要和注水增產(chǎn)有著直接的關(guān)系,扶余采油區(qū)塊是上世紀(jì)60年代投入開采的,溶解氣驅(qū)進(jìn)行開發(fā)時沒有出現(xiàn)套損井,采用注水增產(chǎn)措施之后的第二年便有套損井出現(xiàn),之后由于注水井?dāng)?shù)量的增多,注水的壓力變大,套管產(chǎn)生變形的油、水井便不斷增多[1]。為了避免套管變形,把注水壓力控制在大小于3.5MPa,同時關(guān)閉了部分注水井,套管變形情況得到了有效的控制,再通過多次的井網(wǎng)加密以及調(diào)整,套管受損情況有所提高,但每個年度的分布呈現(xiàn)出不規(guī)律分布。除此之外,采用注水增產(chǎn)措施的淺層區(qū)塊的油井受損情況要高于注水井,套損井平均時間相對長一些。

    1.4套管受損形態(tài)和層段情況

    套管油井的損壞主要形式是變形,為受損總數(shù)90%左右,主要體現(xiàn)為縮徑變形,套管錯斷井?dāng)?shù)量占比為6%,彎曲以及腐蝕漏失占比為4%。受到損壞的套管多集中在地下300-400米的井段內(nèi),從巖層的角度來看,以泥巖層段時套管受到損壞的情況最為嚴(yán)重,也就是扶余油田的主力地下原油儲層和蓋層青山組之間的結(jié)合面。在該結(jié)合面的50米區(qū)間內(nèi)的套管受損率可以達(dá)到69.73%,附近的泥質(zhì)數(shù)量較大,一些地質(zhì)層段可高于80%。而乾安、新立采油廠的套管損壞多集中在青三和青二段內(nèi),發(fā)生在該地層段的下部,該層段的主要為泥巖,容易碎裂,含泥物質(zhì)也比較多,呈現(xiàn)出疏散狀態(tài),遇到水分后極易發(fā)生膨脹。

    2套管受損的機理研究

    2.1地層的影響

    由于吉林油田的地下油藏很多都呈現(xiàn)出背斜構(gòu)造形式,具備一定的傾斜角度,在重力影響之下會有順著傾角產(chǎn)生下滑的趨勢,但必須要在傾斜角度大于臨界滑動角度時才能產(chǎn)生移動。如果地層的孔隙壓力跟著注水壓力的不斷變大到一定數(shù)值之后,巖層臨界傾斜角度就會顯著下降,巖層相互間的膠結(jié)能力變小,就會順著傾斜角度產(chǎn)生下滑現(xiàn)象,就會給限制地層滑動的巖體施加剪切應(yīng)力,在該條件下油、水井的套管就會產(chǎn)生彎曲或者剪斷現(xiàn)象。

    2.2油、水井自身原因

    套管具備的強度滿足不了要求、套管質(zhì)量存在缺陷、井眼的狗腿度超出規(guī)定范圍,在鉆井作業(yè)時套管產(chǎn)生磨損、套管間的絲扣結(jié)合不好、固井質(zhì)量滿足不了要求等。如果套管質(zhì)量存在問題而下入油、水井內(nèi),套管之間的連接和密封都不會滿足設(shè)計要求,會出現(xiàn)滲漏問題,情況嚴(yán)重時會出現(xiàn)斷裂以及脫扣現(xiàn)象[2]。在下套管過程中,套管的外表面不可避免的會和巖層間出現(xiàn)碰撞或摩擦,尤其在狗腿度超標(biāo)的區(qū)段內(nèi),如果強行下入套管,磨損情況會更回嚴(yán)重,套管也會產(chǎn)生彎曲和變形。

    2.3注水的影響

    采用注水增產(chǎn)開采手段后,地下油層的孔隙壓力會變大,孔隙壓力的不斷提升,驅(qū)油能力得到進(jìn)一步增強,但也會引起套管的變形。

    2.3.1注水導(dǎo)致井壁四周形成較為集中的應(yīng)力

    如果注入的水分進(jìn)入到泥巖地層中,泥巖會由于吸收到水分而產(chǎn)生軟化,膠結(jié)能力變小,油、水井四周的地層中會生成較為集中的應(yīng)力,如果最大、最小周向應(yīng)力的施加會使井眼變生橢圓變形,那么套管就會隨之產(chǎn)生變形。

    2.3.2注水壓力減弱了地層巖石具備的抗剪能力,提高了注采壓差力

    采用注水增產(chǎn)措施后,注入水的壓力變大,地下油層中的孔隙壓力也會相應(yīng)的提高,地層巖石剪切強度會隨之減小。如果地層孔隙內(nèi)的液體壓力值大于或等于巖體承受的垂向應(yīng)力,其具備的剪切強度會相應(yīng)的減小,在外界施加壓力的條件下產(chǎn)生破裂。注水壓力的不斷提升,注采壓差也相應(yīng)的變大,如果高于巖石剪切強度情況下,巖石同樣會產(chǎn)生破裂,井內(nèi)的套管會由于受到推擠而產(chǎn)生變形。

    2.3.3注水壓力使地層巖石摩擦角變小,地層易產(chǎn)生傾向滑動

    如果地下儲層間具有傾斜角度時,在重力的影響下會順著傾斜角度形成滑動趨勢,傾斜角度大于摩擦角就會產(chǎn)生滑動,由于摩擦角度是巖體的特性,如果地下儲層孔隙壓力較高,具備的自鎖摩擦角度就越小。如果地層的傾斜角度較大,則更易產(chǎn)生滑動,形成的剪切力就更大,如果大于套管具備的抗剪強度,就會形成剪切變形。

    2.3.4注入引起泥巖體積膨脹從而形成體積力

    地下泥巖主要萬分有蒙脫石和伊利石,蒙脫石如果跟水結(jié)合會形成膨脹,如果是非射孔區(qū)段,由于圍巖難以進(jìn)行有效的壓縮,泥巖產(chǎn)生膨脹生成的體積力無法進(jìn)行有效的釋放會作用到套管之上,從而引起套管變形。

    2.4作業(yè)的影響

    酸化、射孔以及壓裂作業(yè)都會對套管產(chǎn)生不同程度的影響和損壞,由于吉林油田地下儲層的物性并不是十分理想,,為了提高采收率,一般都會采用壓裂的增產(chǎn)手段,壓裂液會對套管內(nèi)外壁產(chǎn)生擠壓力,當(dāng)擠壓力之間的差值大于套管具備的負(fù)荷條件,就會產(chǎn)生損壞。同時,水力壓裂縫高過大的話,人工形成的裂縫會進(jìn)入到泥巖層內(nèi),泥巖遇水會變得膨脹,使水平應(yīng)力差值變大,從而造成套管損壞。

    3結(jié)束語

    綜上所述,引起吉林油田套管損壞的機理是多方面的,應(yīng)該根據(jù)不同的生成機理制定出相應(yīng)的解決措施,應(yīng)該對地層應(yīng)力進(jìn)行測試,對套管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn),還應(yīng)該選用合適的套管材質(zhì),對于容易產(chǎn)生變形和損失的層段應(yīng)用雙層組合套管等方法,可以有效的減少套管受損的可能性。

    參考文獻(xiàn)

    [1]崔月明. 大慶油田薩中開發(fā)區(qū)標(biāo)準(zhǔn)層地層滑移與套管剪切損壞機理研究[D].東北石油大學(xué),2015.

    [2]孫超,王軍,劉成雙.吉林油田套管損壞因素分析及預(yù)防對策[J].天然氣與石油,2011,29(02):43-47+2.

    (作者單位:吉林油田公司新木采油廠)

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