葡西油田X區(qū)塊套損井套損機理及預(yù)防措施分析

【摘? 要】注水開發(fā)油田水井套管損壞會直接導(dǎo)致注采關(guān)系不完善、油井套管損壞導(dǎo)致無法生產(chǎn)，嚴(yán)重制約了油田的穩(wěn)產(chǎn)，降低油田采收率。本文通過對葡西油田X區(qū)塊套損井進行基本特征分析，研究了該區(qū)塊套損機理，并提出了預(yù)防套損的針對性措施。

【關(guān)鍵詞】套管損壞;套損機理;預(yù)防套損

1 葡西油田X區(qū)塊套損井概況

葡西油田X區(qū)塊部共有油水井134口井，其中油井106口，水井28口，截至2019年2月，共發(fā)現(xiàn)套管損壞井13口，占總井?dāng)?shù)的9.7%，其中采油井5口，占油井井?dāng)?shù)的4.7%;注水井8口，占注水井?dāng)?shù)的28.6%，共計修復(fù)3口井，9口井未修復(fù)，報廢1口井。另有3口井拔不動，待落實是否套損。水井套損井比例大，嚴(yán)重制約了油田的穩(wěn)產(chǎn)。

2 套管損壞井基本特征

2.1 套損井類型分析

葡西油田X區(qū)塊套損形式主要為套管變形、套管外漏和套管破裂。其中，套管變形10口，占套損總數(shù)的76.9%。

2.2 套損壽命分析

將發(fā)現(xiàn)套損時間與完鉆時間（投產(chǎn)時間）之差定義為油水井套損名義壽命。統(tǒng)計13口套損井，套損名義壽命1～5年井為11口，6～10年為2口，其中1-5年區(qū)間，套損的高峰期主要集中在3-4年，占套損井的84.6%。

2.3 套損深度分析

統(tǒng)計葡西油田X區(qū)塊13口井24個套損點，葡西油田X區(qū)塊在1800m-1900m為套損深度高峰，占所有套損點的41.7%。主要對應(yīng)層段為葡萄花油層射孔段。

2.4 套損巖性分析

葡西油田X區(qū)塊葡萄區(qū)層以泥質(zhì)膠結(jié)的粉砂巖和細粉砂巖為主，平均泥質(zhì)含量23.1%。通過分析套損所對應(yīng)的巖性，泥巖對應(yīng)7個套損點，占29.2%，砂泥界面12個，占50.0%，砂巖對應(yīng)5個，占20.8%，可見套損對應(yīng)的巖體主要是泥巖層。

2.5 套損平面分布分析

從平面上分布看，葡西油田X區(qū)塊南北部套損井?dāng)?shù)基本一致，不存在成片套損的情況;套損以套損水井為主;從構(gòu)造看，套損井主要分布在斷層附近。

3 套損影響因素分析

3.1 泥巖吸水與套損

注水開發(fā)油田套管變形多數(shù)是注入水產(chǎn)生的，注入水進入泥巖層，會改變泥巖的力學(xué)性質(zhì)及應(yīng)力狀態(tài)，泥巖吸水膨脹、蠕變，導(dǎo)致套管外部負荷增加，隨著時間的增長，負荷增大，當(dāng)套管的抗壓強度低于該負荷時，套管就會被擠壓、擠扁甚至錯斷。實驗表明，當(dāng)泥巖吸水大于10%時，泥巖具有較高的塑性，幾乎將全部上覆巖壓都轉(zhuǎn)移至套管，使其變形損壞。

葡西油田X區(qū)塊葡萄花油層屬下白堊統(tǒng)姚家組一段地層，受北部和西北部物源控制，巖性主要為長石巖屑粉砂巖或細粉砂巖。統(tǒng)計24個套損點，7個點位于泥巖層，12個點位于泥砂界面。分析主要是高壓注水使部分注入水沿孔隙和裂縫進入泥巖層，導(dǎo)致泥巖吸水蠕變引起套損。

3.2 注水與套損

3.2.1 高強度注水

該區(qū)塊砂體發(fā)育零散，儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，造成局部注采不平衡，部分井組注水壓力高、注水量高，但采油井流動壓力低、產(chǎn)液量低，這就形成了注水強度大、注采不平衡、注大于采、甚至有注無采的現(xiàn)象[1]。隨著注水時間的增長，壓力逐漸積累起來形成了異常高壓層，從而導(dǎo)致套管損壞。統(tǒng)計8口套變水井累計注采比，平均為3.6，遠高出區(qū)塊累計注采比1.8。分析認(rèn)為高強度注水是該區(qū)塊套損的主要原因之一。

3.2.2 高壓注水

高壓注水將改變原有地層壓力的平衡，導(dǎo)致地層應(yīng)力場的改變和重新分布。理論計算表明：地層在水平方向產(chǎn)生擠壓變形，在豎向方向產(chǎn)生明顯的張拉，整個地層發(fā)生隆起變形，地層的變形導(dǎo)致套管損壞。統(tǒng)計在射孔井段套的7口井，注水壓力在16.1MPa～20.0MPa之間，平均為18.7MPa，注水井壓力高。分析認(rèn)為高壓注水是該區(qū)塊套損的主要原因之一。

3.3 斷層與套損

該區(qū)塊三條規(guī)模較大的斷層將井區(qū)切割成東西兩個完整的斷塊。在靠近斷層區(qū)域，地應(yīng)力方向復(fù)雜，高壓注水開發(fā)過程中使注入水易沿著空隙和裂縫竄到泥巖，軟弱夾層，使之吸水，使其內(nèi)摩擦力變小，就會破壞原有的應(yīng)力場平衡，當(dāng)達到一定程度時，斷層內(nèi)的泥巖層會發(fā)生局部滑動，作用于套管，使其被擠扁或錯斷。統(tǒng)計13口井中，7口井距離斷層在200m以內(nèi)，可見斷層是該區(qū)塊套損的主要原因之一。

3.4 其它因素與套損

3.4.1 淺層套管腐蝕

大慶油田地層水中含有鹽、O2、CO2以及硫酸鹽還原菌，將在穿越其中的套管壁上形成氧濃差電池和鹽份濃差電池等宏電池腐蝕。同時由于套管表面組織及物理狀態(tài)不均勻，將形成微電池腐蝕。古83-58水井2006年12月發(fā)現(xiàn)套管90.5～95.5m處有漏點，說明該區(qū)塊套管損壞和腐蝕有一定關(guān)系。

3.4.2 不同的套管鋼級，其強度也不同，J55的屈服強度最低，P110的強度最高。古137區(qū)塊主要采用J55、N80、P110套管。統(tǒng)計古137區(qū)塊套損井，J55套管6口，N80套管1個，P100套管5個。可見該區(qū)塊套損主要原因并非套管鋼級問題。

3.4.3 地層出砂、固井質(zhì)量等

固井質(zhì)量不好，注入水竄入軟弱的夾層中，降低套管抗外擠能力，從而發(fā)生套損。通過統(tǒng)計套損的13口井，固井質(zhì)量合格井9口井，優(yōu)秀井4口，說明固質(zhì)井量影響小;統(tǒng)計13口套損井作業(yè)時未出現(xiàn)嚴(yán)重出砂問題，說明出砂情況對套損影響小。

4 預(yù)防套損措施

4.1 防止泥巖層進水

防止射孔井段內(nèi)泥巖夾層部位和射孔井段以上泥頁巖地層中進水，以避免發(fā)生泥巖膨脹、蠕變及巖體局部滑動[2]。采取的主要措施一是控制好注水壓力，減少高壓注水對地層造成的傷害;二是確保新井固井質(zhì)量，防止層間相竄引起注入水進入泥巖層。

4.2 部分井組控制好注采比

針對區(qū)塊砂體分布零散、儲層發(fā)育差的情況，對油藏進行精細地質(zhì)研究，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)分析，進一步完善單砂體注采關(guān)系。合理調(diào)整注水方案，對注采比高的井組適當(dāng)降低配注強度、對無效注水憋壓區(qū)停注，防止有注無采產(chǎn)生的高壓。

4.3 其它方面

一是加強水井管理，特別是斷層附近注水井，防止注水壓力波動，做到平穩(wěn)注水，定期對注水井洗井;二是在以后井網(wǎng)完善中，分析研究區(qū)和鄰井的套損情況，分析套損的危險層段，以提高套管鋼級和壁厚。

5 結(jié)論

1、葡西油田X區(qū)塊套損主要是變形，以泥巖體為主，多分布在斷層附近。

2、區(qū)塊套損因素主要是高壓注水引起斷層周圍井套損和部分井組注采不完善形成局部高壓區(qū)引起的套損。

3、預(yù)防套損主要措施重點是控制注水壓力防止泥巖層進水，同時在精細地質(zhì)描述基礎(chǔ)上，完善單砂體注采關(guān)系，控制部分井組注水壓力和注采比。

參考文獻：

[1]郭立波，凌云，王新海，焦成鋼.零散分布小油砂體水驅(qū)開發(fā)效果評價[J].石油天然氣學(xué)報，2012，34（04）：124-125+169

[2]萬仁薄.現(xiàn)代完井工程.北京：石油工業(yè)出版社，2000-05

作者簡介：

劉濤，男，1988年生。南京大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院研究生，專業(yè)礦物學(xué)、巖石學(xué)、礦床學(xué)。大慶方興油田開發(fā)有限責(zé)任公司地質(zhì)研究所技術(shù)員，主要從事方向為油氣田開發(fā)。

（作者單位：1南京大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院;2大慶方興油田開發(fā)有限責(zé)任公司）