辽河油田套损井原因分析与预防措施

辽河油田套损井原因分析与预防措施中油辽河油田分公司技术发展处钻采工艺研究院一、引言二、辽河油田套管损坏现状三、套管损坏的原因分析四、预防套管损坏的主要措施五、2002年辽河油田套损井修复工作量及效果六、下步研究方向s目录•辽河油区的地理面积广阔，地质构造复杂，油藏类型丰富，是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。其中稠油油藏在辽河油田上产、稳产及临界稳产储量的比例为39.5%，而目前产量比例已上升到62.3%。因此稠油热采开发是辽河油田最基本的生产措施。•注蒸汽热采稠油对于提高稠油产量有很好的效果，但随着吞吐轮次的增加，地层压力越来越低、开发效果逐年变差及油井出砂等问题使得套管损坏现象日益严重。引言•稠油蒸汽驱开采技术是稠油吞吐后期提高采收率的一个主要手段，对于中质稠油采用N2泡沫非混相驱的试验也已获得成功。但是，蒸气驱、非混相驱试验中出现了套损速度加快的现象及地层出砂、蒸汽窜进、地层局部热应力集中等问题。•稀油油田经过30多年的开发后，普遍进入高含水开采中后期，有些区块开始出现暴性出砂，套损速度明显加快。这些情况已至使许多油（水）井的套管技术状况越变越差，甚至损坏而不能正常生产，进而使整个注采系统不能正常运行，从而严重影响了整个油区的稳产、上产。为此辽河油田开展了一系列的研究和现场试验以减缓油、水井套管损坏速度，并尽可能地延长油、水井使用寿命，从而改善油田中后期开发的总体效益。•引言二、待修套损井损坏状况调查分析稀油井高凝油井稠油井42%17920%8438%1621、类型统计425口井7采油厂2001.7-112、待修套损井损坏类型050100150200250稠油井63%21%9%7%21373312301020304050稀油井缩径错断漏失其它461620255%19%24%2%3、套损严重区块损坏位置统计射孔段以上射孔段以内射孔段以下70%7224%256%612%1346%4842%44杜229杜84208口井05101520253035123456789套变百分比率0510152025123456789杜229块杜84块4、套变随注汽轮次变化曲线图0100200300400500600700800变形　错断漏失其它5、套管损坏类型2002年辽河油田分公司在全油田范围内对生产井进行了全面调查，其中有1607口上报待大修井(包括带病生产井和停产待修井)。这些井中因套管变形、损坏而待修的井有909口,占待修井总数的56.7%；油品类型为稠油和高凝油的井有1037口,占待修井总数的64.5%,而这些井大多为热采井。由此可见，稠油井和高凝油井的套管损坏比率很大。在多种套损类型中，套管缩径、套管错断和套管漏失的比率达到90%以上（如图所示），其中套管缩径比率高达61%。因此，套管缩径是治理套管变形面临的最大问题。46%5%4%3%743815941三、套管损坏原因分析辽河断陷盆地具有断层发育、断块破碎、沉积类型多样、储层非均质性强、油品性质多样、油藏类型丰富的特点，包容了众多的地质现象，凡是陆相沉积盆地的各种岩性、岩相、沉积模式、构造、生储盖组合、油品种类等在这里基本都有展示。辽河油区这种地质条件的复杂性，使得导致油(水)井套管损坏的地质因素也是极为复杂，概括起来，主要有地层(油层)的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动、地层水腐蚀等几大因素。这些客观存在的内在因素一经引发，产生的应力变化是巨大的、不可抗拒的，这无疑将使油、水井套管受到严重损害，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，从而严重地干扰开发方案的实施，威胁油田的稳产、上产，给作业、修井施工增加了极大的困难。3.1地质因素3.2工程因素3.2.1蒸汽吞吐对套管强度的影响注蒸汽热采稠油对于提高稠油产量有很好的效果，但同时热蒸汽在井下形成的高温温度场也会对套管的正常使用构成很大的威胁。目前辽河油区发生套损的热采井已占总井数的10%以上。据统计，辽河油区有20%的热采套损井是在首次注蒸汽吞吐循环中发生的。经分析研究可知，当热采井在首次注入300℃的高温蒸汽后，封隔器附近的套管将产生700MPa以上的压应力，该值高于一般套管材料的许用值，这是造成套管损坏的最直接因素。此外，由于水泥环上的最大应力约60MPa，高于水泥环的抗压强度(以400号高温油井水泥为例，其抗压强度为40MPa)，从而造成水泥环的破坏，起不到保护套管的作用，这加剧了套管的损坏。封隔器对套损的影响封隔器对地层的温度变化起着举足轻重的作用：在封隔器以下的地层，由于蒸汽直接窜入套管环空使其温度发生了剧烈陡升，在封隔器上下不太长的区域内产生了极大的温度差，这对于处在该区域内的套管和水泥环必然会有破坏性的影响。经调查，辽河油田注蒸汽井60%～70%以上的套管损坏发生在油藏盖层内温度并非最高的封隔器附近。通过试验计算分析找到其关键原因在于封隔器附近的套管内存在缩径变形引起的恶性局部应力。注蒸汽热采井中套管柱的热胀应力相当复杂，不但具有管体热胀应力，同时还具有因套管柱靠近封隔器的接箍对水泥环台肩有很大的推力，水泥环台肩通过波桑效应挤压套管柱，从而使套管柱产生局部缩径变形而引起的局部应力，这两种应力相加便构成套管柱上最危险的应力3.2.2出砂问题对于稠油油藏，造成油井出砂的主要原因有油藏埋藏浅、地层压实作用差、储层胶结疏松等；另一方面，超稠油油层中构成岩层骨架的砂体与稠油胶结在一起，注蒸汽热采过程中，固态的原油被加热变成液体被采出，在高的采出强度下，生产压差较大，油层岩石骨架结构被破坏，形成油井近井地带出砂；再次，由于放喷过程中温度过高、液量过大都可能导致砂粒随热油一同被采出。出砂井中平均单井累计砂柱高达164m，部分出砂严重井累计砂柱高达750－800m。在开采过程中地层压力大幅度下降，上覆地层压力已大大超过地层孔隙压力和岩石骨架结构应力，因油层近井地带大量出砂，造成井筒周围砂岩骨架塌陷，从而使处于射孔井段的套管周围严重亏空，该处的套管周围因受力不均或缺少骨架支撑而极易错断变形，从而造成套管损坏。3.2.3完井质量问题完井方式对套管影响是很大的，特别是射孔完井法，射孔工艺选择不当，一是会出现管外水泥环破裂，甚至出现套管破裂；二是射孔时，深度误差过大，或者误射，这对于二次加密井，三次加密井的薄互层尤为重要。误将薄层串的隔层泥岩、页岩射穿，将会使泥页岩受注入水浸蚀膨胀，导致地应力变化，最终使套管损坏；三是射孔密度选择不当，将会影响套管强度。如在特低渗透的泥砂岩油层采用高密度射孔完井，长期注水或油井油层酸化、压裂改造，短时间的高压也会将套管损坏。3.2.4井位部署问题断层附近部署注水井，容易引起断层滑移而导致套管严重损坏。注水井成排部署，容易加剧地层孔隙压差的作用，增大水平方向的应力集中程度，最终导致成片套损井的出现。辽河油区的各油田在预防新套损井的出现方面，作了有力的尝试，见到明显的效果。如在井网调整过程中，一般断层两侧再部署新注水井，对断层两侧已有的注水井停注或降低注水强度控制注水，将已有的行列注水井网调整为面积注水井网，这样一来，即有利于提高剩余可采储量，又有利于油、水井之间的附加水平应力相互抵消，防止因水平应力单方向集中而出现成片套损井。3.2.5开发单元内外地层压力大幅度下降问题辽河油区经过30多年的开采，注水开发油田的主力区块多已进入中高含水期，一方面由于开采方式的转变，加密、调整井网的增多，以及对低渗透、特低渗透井提高压力注水等等，另一方面由于注水井普遍采用提压注水、控制注水、停注、放溢流降压等措施，使得地层孔隙压力大起大落，岩体出现大幅度升降。如新钻调整井、加密井需在同一区块内停注、放溢流降压等，由于地层孔隙骨架是一弹性体，在恒定的上覆岩层压实作用下，其体积随油层孔隙压力大小而变化，当油层孔隙压力增高时将引起孔隙骨架膨胀（即长期大量注水），当孔隙压力降低时，将引起孔隙骨架的收缩（如长期停注、欠注、大量放溢流等）。在同一区块内，因油层的非均质性和井网部署的影响，使油层孔隙压力分布不均匀，从而引起孔隙骨架不均匀的膨胀或收缩，导致局部地面升降，造成局部应力集中而出现零星套损井。当区块之间形成足够大的孔隙压差时，特别在行列注水开发条件下，泥页岩和断层面大面积水侵时，将导致成片套损井的出现。3.2.6注入不平稳问题在笼统注水条件下，非均质油层使层间差异增大，高渗透区的吸水能力大成为高压区，低渗透区的吸水能力低成为低压区，层间压差增大，分层注水差的层间压差也较大。在层间，区块之间注采不平衡，有的超夺超注或低压欠注，超压注水区将促进浸水域扩大，增大岩体的不稳定性，造成成片套损井的出现。由于井下作业开发调整等，注水井时关时开，开关不平稳。钻调整井时关停注水井成片集中停注，之后又集中齐注，使套管瞬时应力变化幅度过大，这些都将影响岩体的稳定，最终将导致套损井的出现。3.2.7氮气隔热井补氮不连续，造成套变、套损氮气隔热助排是目前辽河油田较为成熟的一种稠油开采方式，但在注氮过程中如果补氮不连续，会使套管忽冷忽热，急剧热胀冷缩，从而造成套变、套损。3.2.8压裂作业内压过高使套管破坏在低渗透油藏中由于压裂作业容易使套管受内压破坏。在有些压裂施工中压力过高而忽略了套管的压力承受能力，加之压裂工艺上的一些问题，使丝扣部位和水泥未封固的自由段套管很容易被压坏。3.2.9固井质量差，注汽后易发生套变、套损部分井在固井过程中，由于水泥问题、钻井液泥饼问题、固井前冲洗井壁与套管外干净程度等问题，往往造成水泥与套管、水泥与岩壁胶结固化不好。这将使套管未加固部分又增添了压缩负荷，再加上驱替水泥浆过程中，顶替液密度低，使套管外部静液柱压力大于套管内部静液柱压力，套管实际处在被压缩状态中，因此，在水泥浆固结后，胶结不好的部分常常会出现套管弯曲，进而损坏。3.2.10套管材质及加工制造质量问题造成套管早期损坏套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等质量问题，在完井以后的长期注采过程中，将会出现套管损坏现象。1.针对不同的地质因素采取不同的预防措施2.针对蒸汽吞吐热采井进行专门全面的工艺设计3.超稠油开发中应用外加厚复合套管4.氮气隔热井必须保证连续补氮5.变化封隔器卡封部位6.合理设计压裂工艺7.提高固井质量8.提高套管本身的材质及套管螺纹加工质量9.合理控制放喷量，避免油层坍塌出砂预防套管损坏的主要措施五.2002年辽河油田套损井修复工作量及效果2002年度辽河油田油、气、水井井下技术状况如表1所示，油(水)井大修工艺技术的应用情况如表2所示。在748口大修井中，打捞作业有243口，占34%以上。随着辽河油田的进一步生产开发，套管损坏已成为造成油(水)井停产的主要原因之一，分析并找到套损原因，及针对套损井的状况提出相应的预防措施是保证油田生产正常进行的必要手段。现场实践证明，本文提出的预防套管损坏的措施都是行之有效的。它们在生产实践中的成功应用，证明它们的确能够针对辽河油田的实际情况，有效预防套损的发生和恢复部分因套损严重而停产的油水井的生产，节约大量人力、物力和财力等，为油田持续稳产创造有利条件。下步研究方向1.进一步完善套损机理研究：开展蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽吞吐过程中地层套管受力分析研究；进行热力作用下地层应力的分析研究2.套管补贴修井技术的完善与配套3.套管水力机械整形技术·水力机械胀管器结构设计与强度计算·水力机械机构的结构设计与强度计算·止退机构的结构设计与强度计算4.研究设计适合热采套损井的开窗侧钻工艺技术5.研制适合不同热采套损井的加固防砂工具6.完善热采套损井取换套管技术敬请各位领导专家批评指正