林莉莉 顏寒任麗華王鳳祥劉建東

1、大港油田采油工藝研究院

2、渤海鉆探第一鉆井公司

3、中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

小集油田注水引起的套損機(jī)理及防治對(duì)策研究

林莉莉1顏寒2任麗華1王鳳祥1劉建東3

1、大港油田采油工藝研究院

2、渤海鉆探第一鉆井公司

3、中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

隨著小集油田注水開(kāi)發(fā)的逐步深入，套損現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，影響小集油田注水開(kāi)發(fā)水平提高。本文分別從套損基本特征及套損的分布規(guī)律出發(fā)，對(duì)注水壓力影響巖石抗剪強(qiáng)度、巖石內(nèi)摩擦角等方面進(jìn)行套損機(jī)理研究，得出注水引起套管損壞的主要原因是注水誘發(fā)泥巖水化引起套管變形，研究新發(fā)現(xiàn)腐蝕引起套管損壞變形是小集油田另一個(gè)重要原因，并為小集油田今后的開(kāi)發(fā)提出預(yù)防對(duì)策，這對(duì)油田今后的套管治理與保護(hù)有實(shí)際指導(dǎo)意義。

套管損壞；泥頁(yè)巖水化；腐蝕；抗剪強(qiáng)度；預(yù)防對(duì)策

小集油田位于黃驊坳陷孔店構(gòu)造帶的南端小集構(gòu)造帶上，是由多斷塊組成的復(fù)雜鼻狀構(gòu)造。共探明地質(zhì)儲(chǔ)量3156萬(wàn)噸，含油面積12km2，已動(dòng)用面積7.275km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2128萬(wàn)噸，可采儲(chǔ)量647萬(wàn)噸，共有7個(gè)開(kāi)發(fā)單元，即官938、官975、官979、官162、小9-6、官28、官161。

隨著小集油田開(kāi)發(fā)的深入，截止到2010年底，小集油田共有鉆探井280口，水井131口，油井149口。套損井有55口，占該區(qū)總井?dāng)?shù)的19.64%，其中油井套損占油井總數(shù)的17.45%，水井套損占水井總數(shù)的22.14%，套損現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，導(dǎo)致油水井帶病生產(chǎn)，嚴(yán)重時(shí)造成停產(chǎn)，不僅造成了井網(wǎng)不完善，而且嚴(yán)重制約了小集油田開(kāi)發(fā)水平的提高。因此，找出注水引起套管損壞的主要原因，并采取相應(yīng)的防治對(duì)策，防止或者減少注水開(kāi)發(fā)油田的套管損壞，這對(duì)今后套管的保護(hù)和治理有著重要的意義。

1 套管損壞基本特征

1.1 套損井基本情況

小集油田共有鉆探井280口，油井149口，水井131口。套損井有55口，占該區(qū)總井?dāng)?shù)的19.64%，其中油井套損占油井總數(shù)的17.45%，水井套損占水井總數(shù)的22. 14%（表1）。

1.2 套損形態(tài)特征

由圖1可以看出，小集套損形態(tài)以縮徑為主，占已知套損類(lèi)型井的66.67%，漏失占17.65%，錯(cuò)斷占11.76%，彎曲占3. 92%。

1.3 套損分布規(guī)律

1.3.1 套損深度

由圖2可以看出，小集油田2700m～3200m范圍內(nèi)為套損深度高峰，占所有套損井的60%，這個(gè)深度對(duì)應(yīng)地質(zhì)上孔店棗Ⅰ～棗Ⅴ油組，為小集油田的主力油層，也是主要注水層位。

1.3.2 綜合含水與套管變形的關(guān)系

由圖3可以看出，1983年-1993年10年間并無(wú)套損，1993年綜合含水達(dá)到78%之后，油田進(jìn)入高含水期，套損逐年增加，2000年-2009年套損井?dāng)?shù)達(dá)到45口，占套損井總數(shù)的82.46%。因此，高含水導(dǎo)致高套損率，綜合含水和套損明顯相關(guān)，為泥巖水化提供了水源。

1.3.3 注水壓力與套損的關(guān)系

由圖4可以看出，隨著注水壓力的增高，套損井明顯增加，說(shuō)明小集油田套損與注水壓力有明顯的關(guān)系。

1.3.4 結(jié)論

綜上所述，通過(guò)套損基本情況、套損形態(tài)特征以及套損分布規(guī)律分析，對(duì)套損的特征有了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)，總結(jié)出以下五個(gè)特點(diǎn)：

1）小集油田套損較嚴(yán)重，套損比例達(dá)到了19.64%。

2）套損分為四種類(lèi)型，以縮徑為主，主要是泥巖水化引起的套管變形。

3）套損深度在2700～3200m占總套損點(diǎn)的60%,是小集油田主力油層也是主要注水層位。

4）注水開(kāi)發(fā)的不斷深入，注水量日益增加，注水壓力升高，導(dǎo)致套管井逐年增加。

2 注水對(duì)套管損壞的機(jī)理研究

表1 小集油田套損井?dāng)?shù)及比例

圖1 小集油田套損類(lèi)型統(tǒng)計(jì)圖

圖2 小集油田套損點(diǎn)深度統(tǒng)計(jì)圖

圖3 小集油田各年綜合含水與套損的關(guān)系圖

地質(zhì)因素是套損的內(nèi)因，開(kāi)發(fā)因素是套損的外因。由于地層的非均質(zhì)性導(dǎo)致注水開(kāi)發(fā)的不均衡性，小集油田長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，注水壓力及含水目前呈上升趨勢(shì)，這是引發(fā)小集油田地層壓力分布不均的地質(zhì)因素。當(dāng)注入水進(jìn)入泥頁(yè)巖后，將會(huì)造成泥頁(yè)巖水化、巖石內(nèi)摩擦角減小、巖石抗剪切強(qiáng)度下降，所產(chǎn)生的應(yīng)力在注水壓差的作用下，傳遞至套管，最終造成套管的損壞。另外，注入水還導(dǎo)致了小集套損的另一個(gè)重要原因——腐蝕。

2.1 泥巖水化引起套管變形

小集油田泥質(zhì)膠結(jié)物中黏土礦物綠泥石和高嶺石含量較高，其中綠泥石占46%～72%，高嶺石占8.0%～29.5%；伊利石占13%～15%，伊利石/蒙皂石混層占7. 0%～9.5%。由于小集油田黏土中不含遇水膨脹的純蒙脫石，因此泥巖見(jiàn)水后泥巖以軟化為主。當(dāng)注入水進(jìn)入巖層后，泥巖吸水產(chǎn)生水化作用，在井眼周?chē)a(chǎn)生應(yīng)力集中。而地層中存在垂向地應(yīng)力σn和兩個(gè)水平地應(yīng)力σx、σy，[1]，當(dāng)泥巖水化產(chǎn)生的最大周向應(yīng)力σmax和最小周向應(yīng)力σmin的作用迫使井眼發(fā)生變形，處于井眼中的套管就會(huì)受擠壓而變形[2]。小12-5井四十臂井徑測(cè)量結(jié)果（圖5），套管明顯表現(xiàn)出在外擠力作用下產(chǎn)生的縮徑，是泥巖水化引起套損的典型特征。

根據(jù)泥巖水化力學(xué)模型，變化模型中的各種參數(shù)，具體研究套管上應(yīng)力的變化。當(dāng)套管應(yīng)力超過(guò)套管的屈服強(qiáng)度后，套管發(fā)生塑性變形，套管變得不安全，稱(chēng)之為Von mise強(qiáng)度準(zhǔn)則（第四強(qiáng)度準(zhǔn)則）。Von mise應(yīng)力表達(dá)為：

式中σe－Von mise應(yīng)力，MPa；

σ1－最大主應(yīng)力，MPa；

σ2－中間主應(yīng)力，MPa；

σ3－最小主應(yīng)力，MPa。

根據(jù)式（1）計(jì)算小集油田在固井質(zhì)量好的條件下，泥巖段套管受力情況，從2表可以看出，只有P110的套管能達(dá)到安全系數(shù)。

2.2 注水壓力減小巖石抗剪強(qiáng)度

當(dāng)油田注水開(kāi)發(fā)后，隨著注水壓力的升高，油層孔隙中的壓力也相應(yīng)地升高，而巖石的剪切強(qiáng)度隨孔隙壓力的升高而減小。巖石的剪切破裂準(zhǔn)則[1]，其表達(dá)式如下：

從式（2）可以明顯地看出，隨著注水壓力的升高，注采壓差將逐步增大，當(dāng)注采壓差大于巖石剪切強(qiáng)度，巖石受剪切破裂。破裂的地層在注采壓差的推動(dòng)下，從注水井向油井方向滑動(dòng)擠壓套管產(chǎn)生變形損壞。

2.3 注水壓力減小巖石的內(nèi)摩擦角

小集油田是多斷塊組成的復(fù)雜鼻狀構(gòu)造，北東向及北西向發(fā)育兩組斷裂,有大小斷層37條。當(dāng)注水進(jìn)入裂縫或斷層，巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角減小，巖石的抗壓強(qiáng)度與巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角成正比，內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角隨著巖石的浸水時(shí)間的增加而降低[3]，斜地層在重力作用下沿著地層傾角下滑，地層傾角越大，越易滑動(dòng)，剪切力越大，當(dāng)剪切力大于套管的抗剪切強(qiáng)度時(shí)，套管即被剪切變形。小5-0-1井鉛?，F(xiàn)場(chǎng)照片如圖6，套管形態(tài)為的錯(cuò)斷形態(tài)，同時(shí)錯(cuò)斷口的上下都發(fā)生了塑性變形，是典型的地層界面滑動(dòng)產(chǎn)生的剪切變形。

圖6 剪切錯(cuò)斷套損(小5-0-1井)

2.4 腐蝕引起套管變形

小集油田注水采用污水摻清水回注的工藝，套管內(nèi)外都處在地層水的浸泡環(huán)境中。小集油田地層水性質(zhì)為CaCI2型，CI-離子濃度17193mg/l～23796mg/l，總礦化度32336mg/l～43438mg/l，是典型的高礦化封閉性水型。

隨著注入水的增加，水質(zhì)以NaHCO3，Na2SO4型為主。由于小集油田地層水礦化度高，且含腐蝕性的CI-離子和SO42-離子，在電化學(xué)腐蝕過(guò)程中，CI-向過(guò)剩正電荷區(qū)遷移集中[4]，套管被腐蝕后，套管強(qiáng)度下降，其電化學(xué)腐蝕原理如下：

圖4 注水壓力與套損的關(guān)系圖

圖5 套管縮徑（小12-5井）

表2 小集油田泥巖固井質(zhì)量好條件下套管受力計(jì)算表

為了研究腐蝕對(duì)套管的影響，對(duì)腐蝕后的套管進(jìn)行強(qiáng)度測(cè)試，實(shí)驗(yàn)采用套管損壞測(cè)試系統(tǒng)，研究腐蝕后套管剩余強(qiáng)度。測(cè)試結(jié)果表明（圖7），小12-11井腐蝕后的套管屈服強(qiáng)度只有24MPa(鋼級(jí)為P110)，而P110套管屈服強(qiáng)度為52.6MPa，其腐蝕后套管的屈服強(qiáng)度只有原來(lái)的45.6%，套管屈服強(qiáng)度大大降低。

圖7 小集油田小12-11井套管（腐蝕后）強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果

3 注水對(duì)套管損壞防治對(duì)策

針對(duì)以上小集油田注水引起套管損壞的原因分析，提出以下幾點(diǎn)預(yù)防對(duì)策：

1）提高固井質(zhì)量，防止水進(jìn)入泥巖層

泥巖水化對(duì)于小集油田套管是致命的，即使水泥環(huán)完整，鋼級(jí)P110壁厚為9. 17的套管，當(dāng)?shù)貙訌?qiáng)度下降超過(guò)20%后，套管屈服損壞，因此防止泥巖進(jìn)水是小集油田套損治理的重點(diǎn)。提高固井質(zhì)量對(duì)預(yù)防泥巖水化套損非常有效，從源頭上切斷進(jìn)水通道。

2）套管優(yōu)化設(shè)計(jì)，防止泥巖水化套管擠毀。

根據(jù)擠毀套管力學(xué)模型（不考慮腐蝕，固井質(zhì)量好），P110三種壁厚套管都可以滿足砂巖和泥巖層對(duì)套管強(qiáng)度的要求，固井質(zhì)量差，則鋼級(jí)為P110壁厚為9.17和10.54的套管滿足要求。綜合考慮，應(yīng)選擇鋼級(jí)為P110、壁厚為9.17或10.54的套管均可。

3）加強(qiáng)注水井管理

注水井管理中要注意以下方面：使注水設(shè)備始終處于良好工作狀態(tài)，防止因?yàn)樵O(shè)備故障而導(dǎo)致突然停注；需要對(duì)水井進(jìn)行關(guān)停作業(yè)時(shí)，應(yīng)緩慢降低注水壓力，不要很快停注，當(dāng)需要重新注水時(shí)，也應(yīng)緩慢提壓；作業(yè)或者因鉆井需要水井放噴時(shí)應(yīng)緩慢放壓；注水壓力要保持在合理的注水壓力范圍內(nèi)。井底壓力不得高于地層最小水平主應(yīng)力；合理部署注采井網(wǎng)及注水量；加強(qiáng)對(duì)注入水配伍方案的研究，降低對(duì)地層的傷害。

4）防腐

借鑒國(guó)內(nèi)其他油田套管腐蝕的原因與其采取的防護(hù)措施，并結(jié)合小集油田的腐蝕原因和具體環(huán)境，選擇如下合理防腐措施防護(hù)措施：犧牲陽(yáng)極電化學(xué)保護(hù)技術(shù)從而使套管的腐蝕減少或停止；采取套管涂層處理，將陰極保護(hù)和內(nèi)涂層保護(hù)結(jié)合使用則是小集油田一種經(jīng)濟(jì)合理的防腐措施。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）注水對(duì)小集油田套損有著直接關(guān)系，所造成的套損類(lèi)型主要為縮徑，其次是漏失。

2）長(zhǎng)期高壓注水導(dǎo)致泥巖水化、巖石的抗剪切強(qiáng)度以及內(nèi)摩擦角減小，產(chǎn)生的地應(yīng)力、地層滑動(dòng)，最終導(dǎo)致套管變形。

3）小集注入水與地層的不配伍，產(chǎn)生嚴(yán)重的點(diǎn)腐蝕，是典型的電化學(xué)腐蝕特征。

4）對(duì)小集油田套損井的治理采取“預(yù)防為主，防治結(jié)合”的方針，主要從提高固井質(zhì)量、優(yōu)化套管設(shè)計(jì)、注水井的管理、注入水的質(zhì)量及防腐這幾個(gè)方面入手。

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10.3969/j.issn.1001-8972.2011.19.001