齊40塊蒸汽驅(qū)井況惡化原因研究及控制技術(shù)

于泳

摘要：齊40塊自1987 年以蒸汽吞吐方式投入開(kāi)發(fā)，2008年整體轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)至今已有34 年， 吞吐開(kāi)發(fā)21年，汽驅(qū)開(kāi)發(fā)14年。隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，井下技術(shù)狀況逐年變差， 轉(zhuǎn)入汽驅(qū)開(kāi)發(fā)后，井況惡化日益嚴(yán)重， 事故井嚴(yán)重影響了區(qū)塊的開(kāi)發(fā)生產(chǎn)， 導(dǎo)致儲(chǔ)量損失、注采失調(diào)、油井增產(chǎn)、增注措施受到制約、產(chǎn)量遞減加大。因此， 分析井況惡化的原因， 進(jìn)而采取相應(yīng)的防治措施加以控制， 對(duì)于提高油田整體開(kāi)發(fā)效益是十分必要的。

關(guān)鍵詞：蒸汽驅(qū)井 套管損壞

1 井況現(xiàn)狀及套損井分布規(guī)律

截止2020 年12月， 在齊40塊油井722口中， 井況有問(wèn)題的各類(lèi)事故井344口， 占井?dāng)?shù)的47.6% ， 共計(jì)損失控制儲(chǔ)量267.5* 104噸 ， 日均影響液量783噸，影響油量187噸。

通過(guò)統(tǒng)計(jì)，將我區(qū)塊套損井按套管損壞類(lèi)型、套損井段最小內(nèi)徑、套損井段井深位置、套損井地層巖性以及套損井的判斷方法等五個(gè)方面，對(duì)全區(qū)塊套損井進(jìn)行了分類(lèi)。

1.1按套損類(lèi)型分類(lèi)

對(duì)齊40塊套損井套損類(lèi)型進(jìn)行分類(lèi)整理，其中套變井263口，占套損井76.5%，套管破裂59口，占套損井17.2%，套管錯(cuò)斷22口，占套損6.4%。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來(lái)看，齊40塊套損主要以套變?yōu)橹鳌?/p>

1.2按套損最小內(nèi)徑分類(lèi)

根據(jù)打印落實(shí)后的最小內(nèi)徑統(tǒng)計(jì)齊40塊238口套損井，具體分類(lèi)見(jiàn)下表：

我區(qū)塊套損井井段內(nèi)徑在130～150mm井有77口井，占統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)的32.4%，說(shuō)明有大部分井可以使用或通過(guò)簡(jiǎn)單大修后使用φ105mm或φ110mm小直徑封隔器達(dá)到分注的目的。

以上238口井全部是通過(guò)下鉛印等井下工具情況判斷的，所反映的情況并不十分全面、準(zhǔn)確，因此，今后還需進(jìn)行進(jìn)一步驗(yàn)證工作，取得準(zhǔn)確資料。

1.3按套損油層位置分類(lèi)

統(tǒng)計(jì)344口套損井，從套損位置分布來(lái)看，位于油層上部泥巖71口，占套損井總井?dāng)?shù)的20.6%;位于油層段232口，占套損井總數(shù)井?dāng)?shù)的67.4%;位于油層下部泥巖41口，占套損井總井?dāng)?shù)的11.9%。由此可見(jiàn)，我區(qū)塊套管在射孔井段內(nèi)的井比例很大，而且這部分井對(duì)采取一般的增產(chǎn)增注措施影響都很大，因此需要重點(diǎn)進(jìn)行研究分析，搞清機(jī)理，拿出預(yù)防及治理措施。

1.4按套損井段巖性分類(lèi)

統(tǒng)計(jì)344口套損井，套損井段在砂巖部位有232口，占67.4%，在泥巖部位的有112口，占32.6%，從此可以看出，我區(qū)塊套損井段大部分集中在砂巖部位，這也和套損井段在射孔井段內(nèi)相吻合。

1.5按套損判斷方法分類(lèi)

統(tǒng)計(jì)344口套損井，套損通過(guò)鉛印判斷的有238口，占69.2%，通過(guò)通井規(guī)判斷的有49口，占14.2%，通過(guò)其他方式判斷的有57口，占16.6%。

通過(guò)以上分析，我們比較清楚的掌握了我區(qū)塊套管損壞情況，總結(jié)起來(lái)有以下幾點(diǎn)：

（1）我區(qū)塊套管損壞情況以套管變形為主;

（2）套管變形井段最小內(nèi)徑在130mm～150mm之間的比重大;

（3）套管損壞在射孔井段的比較多;

（4）套管損壞位置多在砂巖（既滲透性）巖層位置;

（5）我們判斷套管損壞的方法還是依靠打鉛印等井下工具為主，為進(jìn)一步驗(yàn)證井下變形情況，還需要進(jìn)行測(cè)井驗(yàn)證。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2.1開(kāi)井率提高

通過(guò)加強(qiáng)套損井生產(chǎn)管理， 2020年開(kāi)井率76.2%，和2019年相比，上升3.1%。

2.2新增套損下降

轉(zhuǎn)驅(qū)以來(lái)，齊40塊年均新增套損井35井次，通過(guò)加強(qiáng)套損井的生產(chǎn)管理，與2019年相比，新增套損井次減少了10井次。以套損井平均影響日產(chǎn)液5噸，日產(chǎn)油1噸計(jì)算，減少因新增套損導(dǎo)致液量損失2.7375萬(wàn)噸， 減少油量損失0.5475萬(wàn)噸。

2.3檢泵周期延長(zhǎng)

平均檢泵周期由2018年的792天延長(zhǎng)至2020年的810天，延長(zhǎng)了18天。

3 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

（1）高溫腐蝕和油層出砂是導(dǎo)致齊40塊井況惡化的主要原因，注采不平衡、頻繁作業(yè)也加劇了井況惡化的進(jìn)程。

（2）通過(guò)對(duì)套損修復(fù)措施的探討，針對(duì)不同的套損類(lèi)型，采取最佳的修復(fù)措施，提高套管的完整性，恢復(fù)井筒的正常運(yùn)行狀態(tài)，滿(mǎn)足油氣田勘探開(kāi)發(fā)的技術(shù)要求。隨著修井技術(shù)的不斷發(fā)展，加強(qiáng)對(duì)套損修復(fù)技術(shù)的研究，提高套損修復(fù)的質(zhì)量，滿(mǎn)足油田開(kāi)發(fā)的技術(shù)要求。

（3）井下?tīng)顩r的惡化不僅影響油井生產(chǎn)時(shí)率和生產(chǎn)效果，還導(dǎo)致井溫等測(cè)試資料無(wú)法錄取，無(wú)法為下步工作提供有力支持。