东辛采油厂油井套损原因解析

随着油田注水开发程度的不断深入, 东辛油区已进入开发中后期的高含水阶段, 井况日益恶化, 套漏井越来越多, 特别是一些老井, 由于套管使用年限长, 固井水泥又没有完全封固套管至井口, 受地层、注水压力, 介质腐蚀、作业过程中频繁起下工具管柱而产生的撞击磨损等因素的复杂作用, 使得套管变形、破裂, 造成水井无功注水, 导致井网二次不完善, 油藏能量得不到及时补充, 油井则出泥浆甚至出泥砂, 产出液高含水, 无法正常生产, 严重制约了油田注水开发效果的提高。针对以上问题, 结合东辛油区套损套漏特点, 近年来通过技术攻关, 统计、解析套漏原因, 为进一步加强封堵配套工艺的针对性, 为改善油田老区开发效果、提高油藏采收率提供了较好的技术支撑。

一、油井套损现状

随着油田开发时间的延长, 油井井下技术状况不断恶化, 套损井数逐年增加。据统计, 10-13年我厂套损井数分别为55、64、75、98口。套损井所占比例不断增大, 造成注采井网不完善, 综合含水上升, 年影响产能10-12万吨, 一定程度上影响了油田开发的稳产基础。

套损井中按使用年限统计、分析结果表明, 套管使用年限在1-5年占到23.4%, 6-10年占到37.6%, 11-15年占到18.2%, 16-20年占到6.5%, 21-25年占到10.4%, 26年以上仅占3.9%, 套管平均使用年限仅为10.6年;套损井的高峰期出现在1994-2005年完钻投产的井, 此期间完钻出现套损情况的井占06-09年全部套损井的60%;其中采用堵剂封窜堵漏工艺共治理158井次。

二、套损机理探讨

造成套损的原因的非常复杂, 主要受三大方面因素的影响:地质因素、工程因素、生产措施, 地质因素主要包括地层断层活动、地下地震活动、岩石性质、地层非均质性等;工程因素主要包括固井和管材质量、作业施工过程中套管内压力的突然憋放、起下工具的撞击磨损、射孔等;生产因素主要包括不合理注水、地层改造中的压裂、酸化、套管腐蚀、地层出砂等, 这些因素都会造成套损。东辛油区套损主要受断层附近应力集中、泥岩蠕变、腐蚀、地层出砂、管材质量、作业施工磨损等因素综合影响。

1. 区域间压力差异引起套损

东辛油田属于典型的复杂断块群油气藏, 断层多、断块小, 随着油田开采的深入, 地层能量下降, 不仅使油层发生沉降而且使断层两侧的压差增大, 在断层两侧形成较大的压力差, 导致应力相对集中, 为断层失稳滑移创造了条件, 当地层沿软弱面滑动, 对套管产生横向剪切作用, 同时伴随着套管局部挤压、弯曲与轻微的扭转变形。

2. 泥岩吸水蠕变和膨胀

泥岩是一种不稳定的岩类, 主要由粘土矿物组成, 当注入水窜入泥岩层时, 泥岩遇水膨胀并产生局部挤压力, 导致油水井套管变形、破裂, 直至错断。如DXX11-67生产层为1802-1818米, 从该井测井图微电极和自然电位判断1730-1760米为泥岩, 由于注入水的浸泡, 造成泥岩膨胀产生挤压而使1748-1758米处发生套变。

3. 套管腐蚀

套管腐蚀类型主要包括电化学腐蚀、化学腐蚀、细菌腐蚀。电化学腐蚀主要是由于套管和溶解在流体中的O2、CO2、H2S等气体杂质之间发生电化学反应, 导致体系内部发生电子运动, 套管丢失金属离子, 这种反应长期存在, 将对套管造成腐蚀;化学腐蚀主要指酸化作业时酸液对套管的腐蚀, 降低了套管的强度;细菌腐蚀主要指回注污水中硫酸盐还原菌把水中SO42-还原, 生成H2S对金属铁进行腐蚀, 其反应如下:

如广利油田的套损以腐蚀为主, 主要是高矿化度的地下水和回注污水对套管的内外腐蚀, 包括电化学腐蚀 (CO2、O2、CL-) 、细菌腐蚀 (SRB菌) , 导致套管表面会出现腐蚀麻点, 严重部位会出现腐蚀穿孔及裂纹。室内研究表明:当矿化度达60000mg/L左右时, 腐蚀速率达最大值, 小于60000mg/L时, 腐蚀速率随矿化度的增大而增大。东辛油田腐蚀区块的污水矿化度在30000~60000mg/L左右, 属于腐蚀严重区.

4. 地层出砂

油层上覆地层重力主要靠油层来承担, 当油层大量出砂形成空洞后, 破坏了岩石骨架的应力平衡, 且油层压力在开采过程中出现较大幅度的下降, 所以在上覆地层压力大大超过油层孔隙压力和岩石骨架结构应力时, 相当一部分应力转嫁给套管, 当转嫁力达到或超过套管的极限强度时, 套管失稳, 产生弯曲变形, 严重的甚至造成套管错断。如XLA8X19

由于生产层沙二7 (3) :1979.3-1982.3米出砂严重, 造成1953米处有套缩 (110mm) 现象。

5. 管材质量

套管本身存在微孔、微缝, 螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等问题, 在完井后的长期注采过程中, 都将会出现套管损坏现象。同样套管管体尺寸的精度对套管的抗挤压临界压力的影响是不容忽视的。当套管的不圆度达1.44%-2.0%时, 其抗挤临界压力降低22%-36%;壁厚不均度达10%-20%时, 抗挤临界压力降低8%-15%。如2009完钻的新井DXX109X155因套管质量问题, 完钻后即发现1387米处漏失, 新投之前不得不先进行了套管补贴。

三、下步攻关方向

1. 加强精细油藏描述提高堵漏有效率

潜力认识是封堵措施效果的最重要保证, 因此结合C/O和PND、硼中子等测井技术, 加强储层认识, 寻找剩余油的分布, 使潜力油层认识的更加明确, 使措施目的性更加明确、更具有针对性, 提高封堵措施有效率。

2. 加强工程测井, 确保找漏、封堵成功率

针对目前验漏、找漏以及堵后封堵效果仅仅依靠试压来判定的技术现状, 今后在封堵施工前将重点加强两类测井找串技术的实施力度:一是对一般井采用井温加流量测试来快速准确的找出漏点, 缩短作业时间;二是对部分重点井采用36臂 (或40臂) 成像测井来找准漏点。另一方面, 在封堵后加强声波变密度测井, 既验证了封堵效果, 又便于对堵漏技术有比较准确的评价。

总之, 东辛油区油井井况千差万别, 每口油井都有自己的特点, 因此要加强地层潜力分析, 同时依据井下技术状况, 积极开展封窜堵漏技术的研究与应用, 为改善油田老区开发效果、提高油藏采收率提供有力的技术支撑。

摘要：随着油田注水开发程度的不断深入, 东辛油区已进入开发中后期的高含水阶段, 井况日益恶化, 套漏井特别是套漏位置在水泥返高以上的油井逐渐增多, 油井封窜堵漏工作量随之增大, 对封堵工艺技术水平的要求越来越高。本文深入解析东辛油区套窜状况、套破机理, 为下步措施的针对性提供依据, 提高封窜堵漏成功率奠定了理论基础。

关键词：套漏,解析,针对性