薛磊

摘 要：油水井是油田生產(chǎn)的基本單元，其套管損壞不但使原有的注采系統(tǒng)受到破壞，影響產(chǎn)量，同時(shí)，修復(fù)已損壞的又將投入更多的成本。因此，隨著油田開發(fā)的深入，套損預(yù)防技術(shù)的研究已經(jīng)成為油田開發(fā)的一項(xiàng)重要課題。

關(guān)鍵詞：遼河油田;油水井;套管損壞;防治

1.油水井套管損壞的成因

油水井套管損壞的分析資料表明，導(dǎo)致套管損壞的原因是多方面的。

1.1非油層部位套損成因

形成套損的原因主非油層部位套損主要集中在油層以上部位，要是注人水通過固井質(zhì)量差的井段竄入泥巖中形成浸水域引發(fā)的。從標(biāo)準(zhǔn)層結(jié)構(gòu)看，其層理面發(fā)育，有助于注人水的迅速浸人，形成不斷擴(kuò)大的浸水域。

1.2油層部位套損成因

超壓注水是油層部位套損的主要因素之一：合理的注水壓力：指在套管和水泥環(huán)以及油層不受傷害的情況下，為保證地質(zhì)方案配注量的完成，注水井允許達(dá)到的最高井口壓力。在油田開發(fā)初期，為了滿足產(chǎn)液量不斷增長(zhǎng)的需要，在計(jì)算最高允許注水壓力時(shí)，在上覆巖壓的基礎(chǔ)上又加上了嘴損、管損等來提高吸水能力，使注水壓力普遍超過上覆巖壓。遼河油田某區(qū)塊采用以下的注水壓力計(jì)算公式來確定注水井允許的最高注水壓力，使注水壓力普遍超過上覆巖壓0.29-0.89MPa。

P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098

P—射孔頂界允許的最高注水壓力（MPa）

A—射孔頂界深度（m）

B—配注水量（m3）

C—第一層段水嘴壓力損失

近幾年的研究結(jié)果表明：合理的注水壓力不應(yīng)超過上覆巖壓，即P=0.13xAx0.098。超合理注水壓力幅度越大套管損壞的越快壓差越大，套損井?dāng)?shù)越多;距射孔頂界深度越大套損井?dāng)?shù)越少。

異常高壓是油層部位套損的主要因素之一：異常高壓層是由于部分井層注采關(guān)系不協(xié)調(diào)，致使“滲流能力低、連通狀況差的油層”憋壓引起的。

2.異常高壓層形成的因素分析

2.1與儲(chǔ)層儲(chǔ)滲能力和儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性有關(guān)

從主、非兩類油層異常高壓層特點(diǎn)看，主力油層滲流能力好，憋壓現(xiàn)象較少;非主力油層滲流能力差，易于憋壓，由北向南油層發(fā)育逐漸變差，異常高壓層比例升高。平面上，不同巖相單元油層物性存在差別，在井網(wǎng)和水驅(qū)控制程度一定的條件下，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性越強(qiáng)，異常高壓層比例越高。河流相儲(chǔ)層內(nèi)部不同沉積微相異常高壓層比例不同。其平面上隨巖相變差異常高壓層比例增高。

2.2與區(qū)塊的注采壓差有關(guān)

注采壓差的大小與注水井、采油井徑向流區(qū)的壓降以及與注采平行滲流區(qū)壓降有關(guān)，實(shí)質(zhì)取決于油層性質(zhì)和井距大小。

2.3與井網(wǎng)部署方式有關(guān)

由于行列注水有一定的局限性，造成在注水井排上形成條帶狀的高壓區(qū)，行列井網(wǎng)的異常高壓比例要比面積井網(wǎng);一次井網(wǎng)反九點(diǎn)法布井方式，從二次井網(wǎng)鉆井后資料反映高壓層比例僅為5.9%。井網(wǎng)部署方式及斷層分布導(dǎo)致區(qū)塊壓力失衡，對(duì)于基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井而言，由于行列注水有一定的局限性，且受斷層遮擋影響，造成區(qū)塊內(nèi)部有注水井排注水的形成高壓區(qū)，受斷層遮擋影響沒有注水井排注水的形成低壓區(qū)，區(qū)塊間壓力失去平衡，導(dǎo)致成片套損。

2.4套管損壞易發(fā)生的主要部位

通過加強(qiáng)套損成因機(jī)理研究，套損成因的認(rèn)識(shí)越來越清楚證實(shí)套管損壞主要發(fā)生在巖性明顯變化的交界面上通過分析，套管損壞主要是剪切力作用下形成的剪切套損，從剪切套損的形態(tài)上看，套損部位是由多個(gè)剪切面構(gòu)成的剪切帶，在多組剪切面組成的剪切帶中，存在應(yīng)力作用最集中的主剪切面。

3.套管損壞的防護(hù)技術(shù)

一是加強(qiáng)鉆井的全程動(dòng)態(tài)管理，提高新井固井質(zhì)量，固井質(zhì)量差為注人水竄進(jìn)提供了通道，在套損上，首先要在提高新井固井質(zhì)量上下功夫。二是使用水泥面控制工具，嚴(yán)格控制固井水泥返高。三是使用高強(qiáng)度套管。要加大套管自身的“抗"擠強(qiáng)度，做到“能讓則讓，讓不了則抗”。四是利用新鉆井測(cè)井曲線普查“浸水域”，指導(dǎo)新出現(xiàn)“浸水域”井區(qū)的找漏工作。用新出現(xiàn)的套損點(diǎn)和相關(guān)的注水井圈出危險(xiǎn)范圍，利用干擾試井資料、新鉆井標(biāo)準(zhǔn)層電測(cè)曲線、油水井的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，圈出浸水域范圍。勾繪出浸水域范圍后，及時(shí)在其周圍加大井況調(diào)查力度并進(jìn)行分析，查找并切斷進(jìn)水源頭。五是落實(shí)浸水域內(nèi)有無報(bào)廢失效井，對(duì)油層底部錯(cuò)斷注水井要及時(shí)采取工程報(bào)廢，防止浸水域擴(kuò)大。六是對(duì)已成片套損區(qū)，進(jìn)行綜合治理。

4.油田開發(fā)套管保護(hù)措施

4.1編制方案時(shí)的套管保護(hù)

在編制油田開發(fā)方案、加密調(diào)整方案時(shí)，沿?cái)鄬觾蓚?cè)第一排井原則上應(yīng)不布或盡量少布注水井，斷層附近的注水井注水時(shí)，要搞好注水壓力控制，以防止注人水竄人斷層。在編制、實(shí)施油田綜合調(diào)整方案過程中，必須認(rèn)真研究油層壓力下降的幅度、恢復(fù)的速度以及應(yīng)保持的水平，在開采方式不變的前提下，區(qū)塊平均地層壓力年升降幅度應(yīng)不超過0.5MPa，要嚴(yán)格防止出現(xiàn)油層壓力猛升猛降的現(xiàn)象：要保持開發(fā)層系、井組和不同驅(qū)替方式的油層壓力相對(duì)平衡，相鄰開發(fā)區(qū)塊尤其是斷層兩側(cè)區(qū)塊油層壓力差原則不超過0.8MPa，油層壓力不得超過原始地層壓力。

4.2鉆井過程中套管保護(hù)

一是鉆井前需要注水井關(guān)井降壓時(shí)，采油單位應(yīng)結(jié)合鉆井區(qū)塊的實(shí)際情況編制鉆井運(yùn)行方案，確定關(guān)井時(shí)間以及恢復(fù)注水的步驟，防止壓力猛升猛降。如果在斷層兩側(cè)都要鉆井的區(qū)塊要盡可能同步進(jìn)行，合理安排鉆井運(yùn)行計(jì)劃，鉆井公司要嚴(yán)格執(zhí)行。完鉆后采油單位要做到同步恢復(fù)注水。

二是新鉆井必須在套損危險(xiǎn)井段下人高強(qiáng)度套管，在淺表層下人領(lǐng)在陽極防腐套管。采油單位根據(jù)鉆井地區(qū)的實(shí)際情況給出高強(qiáng)度套管下人位置和水泥返高的控制深度，有關(guān)鉆井單位必須按方案執(zhí)行。

三是采取有效措施提高固井質(zhì)量。固井時(shí)：停采新井周圍100m范圍內(nèi)采油井，保證新井的固井質(zhì)量。利用監(jiān)測(cè)資料，計(jì)算新井周圍100m范圍內(nèi)生產(chǎn)井的平均采液強(qiáng)度，采液強(qiáng)度小于3.0t/dm的生產(chǎn)井在周圍新井固井時(shí)，不需要停采;大于該值的周圍采油井應(yīng)在固井前16小時(shí)提前關(guān)井，固井后48小時(shí)開井。

參考文獻(xiàn)：

[1]謝國民張良萬，張正祿，何開平.江漢油田鹽膏層套管損壞原因分析[J].石油鉆采工藝.2001（04）