以明一塊為例的文明寨油田解決套損方法分析

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1671-864X（2015）03-0069-01

文明寨油田位于東濮凹陷中央隆起帶北端，是一穹隆背景下被斷層復(fù)雜化的極復(fù)雜斷塊油田，含油面積10.8Km 2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量2900×10 4t，主要地質(zhì)特征：斷層多、斷塊小、構(gòu)造極復(fù)雜，構(gòu)造復(fù)雜程度居國內(nèi)復(fù)雜斷塊油田前列；儲(chǔ)層物性較好，層間非均質(zhì)性嚴(yán)重；油藏埋藏淺，含油井段長，含油豐度高?？傊?，文明寨油田是一個(gè)埋藏較淺、常溫常壓、多油層、非均質(zhì)較嚴(yán)重的中高滲透極復(fù)雜斷塊油藏。由于開采時(shí)間較長，井況惡化、事故損壞加劇，導(dǎo)致局部注采井網(wǎng)，事故井損壞速度大于事故井修復(fù)速度。本文以明一塊為例對(duì)文明寨油田套損原因進(jìn)行分析，提出解決方案。

一、明一塊套損井情況

明一塊有事故井45口，其中：套變12口；套破漏15口；套管錯(cuò)斷4口；套損+落物6口。通過對(duì)明1塊套損井套損點(diǎn)位置、巖性和服役年限的綜合對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)位于射孔段砂巖處的套管平均服役年限為9.4年，低于總平均年限9.5年；位于水泥返高上處的套管平均服役年限為9.3年，低于總平均年限9.5年；位于水泥返高至油層頂處的套管平均服役年限為9.9年，高于總平均年限9.5年；位于射孔段以下處的套管平均服役年限為7.7年，低于總平均年限9.5年。

二、套損原因分析

（一）出砂是造成套損的主要原因：統(tǒng)計(jì)的明一塊37口套損井中有18口井出砂，占總套損井的48.6%。油層出砂首先在炮眼附近形成空洞，空洞將會(huì)造成局部應(yīng)力集中，對(duì)油層結(jié)構(gòu)造成進(jìn)一步的破壞。在固定產(chǎn)液速度下，油層結(jié)構(gòu)的破壞將被控制在一定半徑范圍內(nèi)。深層油層承受的垂向應(yīng)力大，油層大量出砂后，上覆巖層失去支撐，打破原有平衡，將產(chǎn)生垂向變形，甚至坍塌，使上覆層產(chǎn)生拱形剖面。油層少量出砂時(shí)空洞只存在于各炮眼附近，大量出砂后形成的空洞只存在于油層頂部的一部分，并占據(jù)油層的整個(gè)厚度，但隨著空洞的增大，空洞占據(jù)的油層頂部也相應(yīng)增多。如果上覆地層產(chǎn)生坍塌，空洞將存在于上覆層內(nèi)。當(dāng)上覆地層壓力大大超過油層孔隙壓力和巖石骨架結(jié)構(gòu)應(yīng)力時(shí)，相當(dāng)一部分應(yīng)力將轉(zhuǎn)嫁給套管，當(dāng)套管強(qiáng)度偏低，轉(zhuǎn)嫁到套管的壓力大于套管的極限時(shí)，套管失穩(wěn)出現(xiàn)彎曲、變形或錯(cuò)斷。

（二）出砂井段完井套管強(qiáng)度偏低：明一塊發(fā)現(xiàn)的37口套損井中，套損點(diǎn)主要發(fā)生在J55×7.72和N80×7.72這兩種套管上，合計(jì)占套損比例的72.9%。

三、套損井預(yù)防措施

（一）新鉆井套管設(shè)計(jì)

1.地應(yīng)力研究計(jì)算

根據(jù)1997年古地應(yīng)力研究結(jié)果，將該區(qū)塊劃分為以下裂縫發(fā)育區(qū)：

北部一級(jí)裂縫發(fā)育區(qū)，位于工區(qū)北部，面積0.21km 2。區(qū)內(nèi)應(yīng)力差異大、分布不均勻，最大應(yīng)力達(dá)36MPa，應(yīng)力最集中地位置基本上處于幾個(gè)斷層地交匯處。

東南角一級(jí)裂縫發(fā)育區(qū)，位于工區(qū)東南角，明14斷層與南部斷層交匯處，面積僅0.07 km 2。工區(qū)內(nèi)應(yīng)力較大，最大可達(dá)33MPa，一般為20 MPa，應(yīng)力方向主要為北西—南東向，少數(shù)點(diǎn)為近南北向。

根據(jù)古代地應(yīng)力和現(xiàn)代地應(yīng)力計(jì)算結(jié)果，在模擬層平面構(gòu)造圖上將明一塊劃分為危險(xiǎn)應(yīng)力區(qū)和一般應(yīng)力區(qū)。危險(xiǎn)區(qū)的井有M1-29、M55、M190、M131、M87、M18、M133、M1-7、M1-8、M1-6、M140、M70等。

2.套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)

套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)包括以下幾個(gè)步驟：

（1）運(yùn)用空間力學(xué)模型分別計(jì)算出區(qū)塊的最大水平地應(yīng)力和最小水平地應(yīng)力。參考該區(qū)塊最大水平地應(yīng)力方位，利用有限元方法計(jì)算得到區(qū)塊內(nèi)各點(diǎn)的地應(yīng)力；

（2）根據(jù)地應(yīng)力研究成果計(jì)算外擠力，初步選擇不同層段的套管鋼級(jí)和壁厚；

（3）考慮出砂、射孔等因素的影響，合理選擇安全系數(shù)，確定最終的套管鋼級(jí)和壁厚；

（4）應(yīng)用有限元技術(shù)計(jì)算套管等效應(yīng)力情況，判斷套管是否滿足強(qiáng)度設(shè)計(jì)要求。

在運(yùn)用有限技術(shù)計(jì)算套管等效應(yīng)力時(shí)，借用前期地應(yīng)力的研究成果來確定有限元分析的邊界條件。由于井眼幾何形狀和邊界條件的對(duì)稱性，只考慮井眼計(jì)算模型的1/4部分進(jìn)行計(jì)算。在條件假設(shè)、單元類型選擇、模型參數(shù)及邊界條件設(shè)置的基礎(chǔ)上，應(yīng)用ANSYS結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格劃分技術(shù)，最終形成了出砂段套管—水泥環(huán)—巖層組合系統(tǒng)的有限元計(jì)算模型。

3.出砂段套管的選擇

地層出砂導(dǎo)致出砂區(qū)域局部套管管體有效應(yīng)力明顯增大，并且隨著出砂量的增加套管一直處于較高的應(yīng)力狀態(tài)下，同時(shí)在上覆地層壓力和地層擾動(dòng)力的作用下，極易使套管發(fā)生強(qiáng)度破壞，使得按照常規(guī)地層設(shè)計(jì)的套管損壞概率增加。這就要求在設(shè)計(jì)套管時(shí)要充分考慮出砂區(qū)域附近套管的鋼級(jí)或壁厚，避免由于出砂引起套管的有效應(yīng)力升高而導(dǎo)致套管損壞。

采用有限元分析的方法，分別對(duì)鋼級(jí)P110、壁厚9.17mm的套管和鋼級(jí)P110、壁厚10.54mm的套管出砂后的等效應(yīng)力進(jìn)行了計(jì)算。

由于出砂形成空洞后，當(dāng)最小水平地應(yīng)力σ h為15MPa，最大水平地應(yīng)力σ H為36MPa時(shí)，鋼級(jí)P110、壁厚9.17mm的套管受到的最大Von-Misses 等效應(yīng)力為824.81MPa。應(yīng)力值明顯高于套管材料的屈服極限758MPa，已經(jīng)處于塑性變形范圍內(nèi)，套管極易出現(xiàn)損壞現(xiàn)象。

當(dāng)最小水平地應(yīng)力σ h為15MPa，最大水平地應(yīng)力σ H為36MPa時(shí)，鋼級(jí)P110、壁厚10.54mm的套管最小Von-Misses 等效應(yīng)力為1.32MPa，最大Von-Misses 等效應(yīng)力為701.45MPa。而鋼級(jí)P110、壁厚10.54mm的套管屈服強(qiáng)度為758MPa，最大等效應(yīng)力值低于套管屈服強(qiáng)度，套管尚處于彈性變形范圍內(nèi)，套管能滿足使用要求。

出砂井段選擇鋼級(jí)P110、壁厚10.54mm或更高鋼級(jí)的套管。

（二）生產(chǎn)井套管出砂預(yù)防

防砂是確保疏松砂巖油水井正常生產(chǎn)的主要措施，且合理控制生產(chǎn)壓差,也是減緩套管損壞的重要手段。

懸掛濾砂管防砂：將樹脂濾或金屬濾懸掛在油層射孔井段形成擋砂屏障，減緩地層出砂。

充填防砂：包括地層擠填和繞絲管環(huán)填兩種，地層擠填防砂是將具有一定強(qiáng)度、粒度的礫石（陶粒、石英砂、腹膜砂等）擠入地層，填實(shí)地層孔隙和虧空帶（空洞），加固地層和井壁，形成擋砂屏障，防止地層出砂；繞絲管環(huán)填是先將繞絲管等機(jī)械防砂管下入井內(nèi)正對(duì)油層射孔井段，然后通過正循環(huán)（或反循環(huán)）攜砂液，將礫石（陶粒、石英砂等）填充在繞絲管與套管之間的環(huán)形空間，形成二級(jí)擋砂屏障，阻止地層砂進(jìn)入井內(nèi)。

復(fù)合防砂：是機(jī)械防砂和化學(xué)防砂（充填防砂）的有機(jī)結(jié)合，以形成三級(jí)擋砂體系。