張景皓，李奎霖，楊延偉

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 安塞 717400）

國內(nèi)外各大油氣田一直以來都存在套管損壞的問題，給油田企業(yè)造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失［1］。隨著深入開發(fā)，套管損壞速度會(huì)出現(xiàn)加快現(xiàn)象，甚至出現(xiàn)底部成片套損問題［2］。坪南油田由于開發(fā)年限較早，已屬于老油田開發(fā)，近年來，套損井逐漸增多，這不僅影響了油井的產(chǎn)量，同時(shí)增加了油田的開發(fā)成本，還將給后期開發(fā)帶來隱患。因此，分析套損成因機(jī)理及治理優(yōu)化方法，形成針對(duì)性預(yù)防措施，延長開發(fā)井壽命，對(duì)油田效益開采、可持續(xù)發(fā)展具有重要的作用。

1 套損現(xiàn)狀及特點(diǎn)

1.1 套損現(xiàn)狀

坪南油田位于陜西省安塞區(qū)坪橋鎮(zhèn)，屬于典型的黃土高原丘陵溝壑區(qū)，屬于特低滲透油田，研究區(qū)具有滲透率低、油層薄、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜等特點(diǎn)。由于坪南油田開發(fā)時(shí)間早，注水初期井網(wǎng)不完善、注采對(duì)應(yīng)率低、注水壓力不穩(wěn)定等因素影響，油水井套損數(shù)量越來越多，因套損停采停注現(xiàn)象增多，同時(shí)增加了井筒維護(hù)、管線維護(hù)的工作量，嚴(yán)重影響到油水井的正常生產(chǎn)，極大地影響了研究區(qū)的生產(chǎn)任務(wù)，不利于油田的高效開發(fā)。同時(shí)，每年投入到套損井維修的費(fèi)用也在不斷增加，2021年該區(qū)套損治理費(fèi)用高達(dá)100萬元，是2016年治理費(fèi)用的5倍（圖1）。

圖1 坪南油田近年套損治理費(fèi)用及誤產(chǎn)圖

1.2 套損特點(diǎn)

1.2.1 套管損壞識(shí)別方法

取套觀察法是最直接了解套管變形的一種方法，就是把變形的套管取出地面進(jìn)行分析。目前在生產(chǎn)現(xiàn)場大量應(yīng)用的是通徑規(guī)和打鉛印方法，多用通徑規(guī)可以得到變形的位置和大致最小內(nèi)徑，再利用打鉛印即可得到變形形態(tài)和基本準(zhǔn)確的最小內(nèi)徑。另外還有微井徑儀測量套管內(nèi)徑、電磁探傷儀測壁厚變化、裂縫和內(nèi)徑變化以及井壁超聲彩色成像測井儀檢測套損等方法［3-4］。

1.2.2 套管損壞的位置和形態(tài)

1）套損位置

2016年至2021年坪南油田共治理26口套損井，其中位于油層上部套損的井有15口，位于油層中部的井有5口，油層底部套損井有3口，與射孔段串通的井有3口（圖2）。

圖2 坪南油田套損井套損位置分布柱狀圖

2）套管損壞的形態(tài)

造成油水井套管損壞的原因復(fù)雜多樣，且每口井的具體情況不盡相同，根據(jù)生產(chǎn)現(xiàn)場常見的類型，可以簡單地將套損形態(tài)分為：套管變形、套管破裂、套管錯(cuò)斷和套管外漏［5］（圖3）。

圖3 套管損壞形態(tài)實(shí)物圖（A.變形套管；B.破裂套管；C.錯(cuò)斷套管；D.外漏套管）

套管變形，又稱套管徑向塑性形變，凡是由于地應(yīng)力軸向應(yīng)力變化，以及套管外擠壓力大于內(nèi)壓力等因素所造成的套管一處或多處縮徑，擠扁或彎曲等變化，統(tǒng)稱為套管變形損壞。

套管破裂主要指套管在軸向上發(fā)生破孔或縫洞的現(xiàn)象。造成套管破裂的原因很多，除了套管本身質(zhì)量差之外，還有內(nèi)應(yīng)力和內(nèi)擠壓、地層嚴(yán)重出砂及地下液體長期腐蝕、射孔及水力噴射作用等原因。

套管錯(cuò)斷，又稱套管徑向斷裂并錯(cuò)開，是指套管在軸向（即鉛垂方向）發(fā)生斷裂、在徑向發(fā)生位移的雙向疊加變形，簡稱套管錯(cuò)斷。

套管外漏，又稱套管本體穿孔，一般指井口周圍一定范圍內(nèi)，地面不斷滲漏出油、氣、水等流體，套管外漏多發(fā)生在井的淺層，離地面幾米到幾十米處。

2 套損的成因機(jī)理

該區(qū)套損的影響因素包括地質(zhì)因素、工程因素、腐蝕因素等多個(gè)方面。隨著坪南油田注水開發(fā)年限的延長且油水井套管使用年限長，加上注水壓力、地層孔隙壓力、圍巖應(yīng)力等外力的影響，地層水礦化度高，流體的腐蝕作用等，導(dǎo)致研究區(qū)內(nèi)油水井套管出現(xiàn)不同程度的損壞［6-7］。

2.1 不合理注水開發(fā)

不合理注水開發(fā)是誘發(fā)套管損壞的直接原因。坪南油田開發(fā)較早，注采關(guān)系不完善，有采無注現(xiàn)象突出，而全區(qū)注采對(duì)應(yīng)率也僅為61%，注采不對(duì)應(yīng)現(xiàn)象突出，因此全區(qū)水驅(qū)控制程度較低，注水開發(fā)水平低。由于有注無采、注大于采，厚注薄采或高注低采，水驅(qū)效果差，直接導(dǎo)致該區(qū)地層能量虧空嚴(yán)重，地層壓力失衡，形成壓力差，壓力差造成的應(yīng)力作用于油層套管部位，致使油層部位套損嚴(yán)重［7-9］。例如坪196-1井組（圖4），該井組坪196-7和坪300-5有長612和長621兩個(gè)射孔段，但注水井坪196-1只在長612層注水，如此造成采油井在上下兩個(gè)層段的壓力失衡，坪300-5井于2021年發(fā)現(xiàn)套損，并在該井兩個(gè)射孔段附近找到漏點(diǎn)。

圖4 注水井及其受益砂體連通剖面圖

2.2 套管腐蝕

套管腐蝕是造成坪南油田套管損壞的主要原因。研究區(qū)域內(nèi)地層流體呈弱酸性，礦化度較高，一般為（6~11）×104mg/L（表1），在實(shí)際生產(chǎn)過程中會(huì)對(duì)套管產(chǎn)生一定的腐蝕，隨著開采年限越久，導(dǎo)致套管破損，主要以穿孔漏失或破裂漏失為主。

表1 坪南油田水型化驗(yàn)統(tǒng)計(jì)表

2.3 措施作業(yè)

增產(chǎn)增注措施是導(dǎo)致坪南低滲透油田套管損壞的重要原因。在生產(chǎn)過程中，為了增產(chǎn)增注，研究區(qū)域內(nèi)大部分井都進(jìn)行了二次壓裂或者酸化解堵，若開發(fā)管理不當(dāng)?shù)戎T多因素［5］，作業(yè)中套管反復(fù)承受高壓，容易造成套管彎曲變形、變徑或折斷，所以仍應(yīng)加強(qiáng)套管保護(hù)［10］。修井作業(yè)時(shí)，打撈或其他施工時(shí)，下井工具被擠在油層套管的環(huán)形空間中，套管在該部位會(huì)受到變形損傷。

2.4 固井、套管質(zhì)量差

固井質(zhì)量對(duì)油水井套管損壞的影響較大，而使用套管的材質(zhì)，套管管柱的強(qiáng)度以及不合理的設(shè)計(jì)等，都會(huì)對(duì)套管的使用時(shí)間造成嚴(yán)重的影響。坪南油田開發(fā)初期，以個(gè)人鉆井為主要開發(fā)模式，部分井的固井質(zhì)量差，水泥漿竄槽，套管與水泥環(huán)、水泥環(huán)與地層之間膠結(jié)不牢固，水泥凝固后強(qiáng)度低為普遍現(xiàn)象，同時(shí)為了節(jié)約成本，套管材質(zhì)不良，管體圓度、壁厚均勻度達(dá)不到要求，在后期生產(chǎn)過程中很容易出現(xiàn)套損。

在日常注水的過程中，初期固井質(zhì)量差的注水井，更容易造成注入水竄入底部油頁巖中（圖5），以至于形成浸水域，進(jìn)一步導(dǎo)致該井套損。

圖5 套損成因示意圖

3 套損井預(yù)防治理方法

3.1 套損預(yù)防措施

3.1.1 控制異常高壓層

異常高壓的成因和特點(diǎn)，決定了治理防護(hù)措施必須及時(shí)準(zhǔn)確，必須對(duì)相鄰多口注水井同時(shí)進(jìn)行控注，果斷實(shí)施油井補(bǔ)孔、壓裂進(jìn)行泄壓。對(duì)有注無采造成的套損，應(yīng)及時(shí)的對(duì)注水層段進(jìn)行停注，然后分析采油井有無補(bǔ)孔泄壓潛力，如果有對(duì)油井進(jìn)行補(bǔ)孔泄壓，泄壓后可將注水層段打開注水。對(duì)注大于采造成的套損，應(yīng)及時(shí)分析注水層段，對(duì)同位素資料進(jìn)行歷史吸水狀況分析，對(duì)初次相對(duì)吸水大于30%，而后逐次吸水量下降的層段，要及時(shí)進(jìn)行控制注水或單卡停注。

3.1.2 預(yù)防套管腐蝕

套管腐蝕是造成坪南油田套管損壞的主要原因之一，研究區(qū)域內(nèi)地層流體呈弱酸性，所以在注水井中使用防腐蝕管柱［11］，可以有效預(yù)防注水井管柱腐蝕。

3.1.3 加強(qiáng)作業(yè)質(zhì)量監(jiān)督

在現(xiàn)場作業(yè)時(shí)，加強(qiáng)固井質(zhì)量監(jiān)督，確保固井質(zhì)量合格，檢查入井套管質(zhì)量，避免因管柱質(zhì)量差出現(xiàn)的套管破損。

3.2 套損井治理方法

3.2.1 重新固井

對(duì)于“三權(quán)”回收井和早期投產(chǎn)的老井，因當(dāng)時(shí)技術(shù)不成熟和固井質(zhì)量不合格，導(dǎo)致套損嚴(yán)重，且現(xiàn)仍有開采價(jià)值的油水井，就需要采取重新固井，即將未封固的目的層套管外環(huán)空封固，阻斷套管外竄通道，通常是利用補(bǔ)孔炮眼作為注入孔，將水泥擠注到套管外裸眼井段的環(huán)形空間，完成重新固井［12-13］。但是這種方法作業(yè)成本高，操作困難，研究區(qū)域內(nèi)目前僅對(duì)少數(shù)幾口井進(jìn)行了重新固井。

3.2.2 找漏補(bǔ)漏

研究區(qū)域內(nèi)套損治理方法主要以機(jī)械找漏補(bǔ)漏為主，有單封和雙封2種找漏方法，就是通過由下自上分段找漏，確定滲漏點(diǎn)，再進(jìn)行擠水泥封堵補(bǔ)漏。這種方法可以從根本上解決該井的套損問題，作業(yè)成本適中，目前坪南油田多數(shù)套損井都是使用該方法進(jìn)行作業(yè)。

3.2.3 安裝封隔器

近些年，坪南油田大部分套損井治理主要采取座封生產(chǎn)，即在油井抽油泵上方20 m左右的油管處安裝封隔器，將套損部位和生產(chǎn)層位分開，注水井在射孔段以上20~30 m處進(jìn)行座封，保證油水井能夠正常運(yùn)行。該方法雖不能徹底解決套損問題，但能在一段時(shí)間內(nèi)避免水竄對(duì)地層產(chǎn)液的影響，保護(hù)了油管，保證了油水井正常運(yùn)行，且成本低，操作簡單。

4 結(jié)論及建議

1）導(dǎo)致坪南油田套損井?dāng)?shù)增多的原因包括不合理的注水開發(fā)、套管腐蝕、增產(chǎn)增注措施、修井作業(yè)、固井質(zhì)量差、套管材質(zhì)不良等。

2）套損井可以利用重新固井、找漏補(bǔ)漏、座封隔器等方法進(jìn)行治理，通過控制異常高壓層、使用防腐蝕管柱、加強(qiáng)作業(yè)質(zhì)量監(jiān)督等方法進(jìn)項(xiàng)預(yù)防。

3）套損井綜合治理工作從整體到細(xì)節(jié)調(diào)整，是一項(xiàng)長期可持續(xù)的工作，可以通過開展套損監(jiān)測和跟蹤工作，全面掌握油田套損動(dòng)態(tài)，并按照“預(yù)防為主、防治結(jié)合”的方針，進(jìn)一步提高油氣開采潛能，促進(jìn)油田的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。