七厂2017年套损专题(终稿).ppt

第七采油厂地质大队 2017年11月 葡萄花油田1979年发现第1口套损井，随着油田开 发时间的延长，套损井数逐年增多。受早期增压注水等 因素影响，2001年出现一次套损高峰，年套损井数49口 。近几年来，由于产量压力大，受加强薄差层注水及提 液力度大的影响，套损井数逐年增加。目前全厂累计发 现套损井1139口，累计套损率15.85% 一 二 油田套损形势 三 套损主要影响因素分析 四下步防控工作安排 套损防控对策及做法 近几年来，由于产量压力大，并加大了多年未作业井调 查力度，套损形势比较严峻，预计到2017年底年套损率1.17%， 百口作业井套损率5.99% 第七采油厂套损、百口作业井套损率变化图 1、套损井数逐年增多，套损率升高 2、套损井平面分布呈现局部集中的特点 套损井主要分布在葡北地区，共有643口，占套损井总数 的56.5%。近年来随着产量压力加大，出现了6个套损相对较 集中地区，区域内共发现套损井209口，累计套损率29.6% u油层部位套损井787口，所占比例69.1%，集中在葡I1-5 油层组 u非油层部位套损井352口，所占比例30.9%，集中在嫩一 段底部 非油层部位套 损中嫩二段套损井 仅有58口，且套损 层位多集中在嫩二 段中上部，未出现 嫩二段底部成片套 损现象 3、套损层位以油层部位套损为主 套损层位 油井 (口) 水井 (口) 小计 (口) 浅层15722 嫩四段415 嫩三段192443 嫩二段342458 嫩一段97127224 姚一段葡I1-5层165374539 葡I6-9层4372115 葡I10-11层4574119 泉三四段扶余油层6814 合计4287111139 套损层位统计表 从套损类型看，变形、错断比例已基本持平，套管 变形井占48.7%，套管错断井占45.3%。近几年错断井比例上 升，说明套管损坏程度在加剧 4、套损类型以变形错断为主，错断井比例上升 一 二 油田套损形势 三 套损主要影响因素分析 四下步防控工作安排 套损防控对策及做法 1、注水强度大、压力上升快 近几年，由于产量压力大，加强薄差层注水强度，欠 注井比例升高，注水压力逐年上升，接近最高允许注水压力 的井数不断增加。压力波动易导致射孔顶界至油层中部井段 的压力超过岩压，诱发套损 （一）油层部位套损影响因素分析 2011年以来注水压力变化曲线套损区分层段注水强度曲线 目前的注水面临两方面的问题：一方面由于部分注水 井吸水差，实施提水时，压力上升快，另一方面可加强注水的 区域油层注水强度大，达到10.11m3/d.m 能加强注水区注水强度变化曲线 为了保持产量，注水方案调整频次逐年增加，重复调 整比例升高，长时间的高压高强度注水对套损控制极为不利 2011年以来注水方案调整工作量 2、提液力度大，注采压差升高 近几年随提液力度的加大，全厂的产液量大幅上升 。2013年以来，累计增加液量263.4104t。2017年产液量 为1413104t，与2013年对比增幅达22.4% 油井沉没度由461m下降到278m，下降183m。注采压差 由2011年的20.45MPa上升到20.97MPa，上升0.52MPa 2011-2017年提液措施工作量2011年以来沉没度变化曲线 由于产量压力大，措施井数增加的同时，重复措施率较高， 施工后造成套管强度降低、水泥环和地层孔隙通道改变，易诱发套 损的发生。统计套损严重的葡北一、二断块的措施情况发现，经历 两次以上重复措施的套损井有36口，占区块套损井数的19.7%，其中 在施工后30个月内发生套损的井有20口，比例为55.6% 2011-2017年措施井统计 (口) （口） 套损与增产措施时间关系图 3、钻关井数多，集中钻放影响 2009年我厂开始进入二次加密调整阶段，由于产能任 务紧张，多通过缩短放压时间来抢生产时间和投产时间，导 致近井地带压力变化大，钻控区套损率高。统计钻关井的年 套损率约为5.1%，是正常区的5-6倍 近几年平均钻关时间统计 钻关井套损情况统计 葡I1-5油层组油层物性差，砂体平面上连通性、连续性差，注 水受效慢。随着产量压力的加大，对薄差层加强注水，注采强度加大 ，易局部憋压，导致套损 （二）葡I1-5油层组套损集中的因素 1、砂体发育差，开发中易憋压 2、注水强度较高 统计套损区三个砂岩组的注采比和注水强度发现，葡I1-5油 层组年均注采比和注水强度都高于其它两个油层组 套损区分层段注水强度曲线套损区分层段注采比曲线 葡I1-5油层组由于 油层物性差，措施改造 以压裂为主，对套管的 损伤大，相对应的注水 井提高注水强度，对套 损控制不利 葡I6-9层砂体发育 较稳定，措施改造以堵 水为主，相对应的注水 井降低注水强度，有利 于套损控制 3、措施种类影响 （三）非油层部位套损影响因素分析 泥页岩进水形成浸水域是嫩一段下部套损的根本原因 一是固井质量差使得注入水从射孔井段上窜进入地层 分析引起非油层段套损的注入水的进水通道主要有以下二种 可能： 统计全厂非油层部位套损井声幅曲线发现，有107口井 封固质量中等或差的部位和套损部位深度基本一致，占非油层 段套损井数的30.4% 固井质量差井段与套损深度对比表 二是套管腐蚀穿孔或错断，使得注入水进入地层 在葡北一断块进行14口井 套管腐蚀监测发现，有11口井 存在严重腐蚀井段，深度主要 集中在500-1100m，在嫩二段标 准层上下及葡I组附近 序 号 井号严重腐蚀井段 使用寿命预测 N80材质 (年) J55材质( 年) 1葡72-90600m850m117 2葡49-94930m1190m117 3葡52-93930m1190m96 4葡62-942670m1110m96 5葡73-931000m1180m107 6葡54-95930m1190m117 7葡59-91510m870m107 8葡64-94930m1170m117 9葡75-90910m1170m117 10葡59-951000m1180m107 11葡60-92800m1160m107 统计全厂非油层部位套损水井类型，套外漏18口，套管 破裂7口，套管错断87口，这类井套损后若发现不及时，注 入水极易进入地层 套管破裂 套管错断 一 二 油田套损形势 三 套损主要影响因素分析 四下步防控工作安排 套损防控对策及做法 套管防护工作坚持“预防为主、防治结 合”的工作思路，以油田公司“四个严禁”、“ 四级报警”为标准，通过完善“两项体系”、开 展“三项调查”、抓好“两项治理”，摸清套损 隐患，确定治理思路，套管防护工作不断加强 1、完善“两项体系” 完善套损防治制度体系 成立厂套管防治领导小组并编制下发第七采油厂套 损井防治手册，明确各部门责任，加强执行力度 套 损 井 修 井 方 案 优 化 治 理 工 作 量 安 排 套 损 原 因 初 步 分 析 异 常 资 料 落 实 异 常 井 资 料 上 报 及 落 实 进 行 套 管 防 护 技 术 研 究 分 析 套 损 成 因 制 订 防 护 方 案 检 查 注 水 井 资 料 录 取 协 调 监 督 钻 井 射 孔 等 编 制 高 压 层 射 孔 方 案 实 施 修 井 等 措 施 厂套管防治领导小组 工技大队 监督室矿地质队 采油矿 动态室管理室静态室作业队 作业大队地质大队 测试队修井工艺岗采油队动态组套损组注水岗钻井岗射孔岗 作 业 施 工 中 套 管 保 护 套 损 区 调 整 对 策 制 定 制定了异常井排查、套损调整、套损井治理三大流程 ，确保套损防治工作的及时、合理 异常井排查、套损调整、套损井治理流程图 完善套损防治流程体系 2、开展“三项调查” 开展套损隐患区管柱调查 根据地应力研究及历年套损发展规律，确定了8个套损 隐患区，总井数1704口，套损率为13.44% 套损隐患区域统计表 隐患区 水井油井合计 井数 (口) 套损 井数 (口) 套损率 (%) 井数 (口) 套损 井数 (口) 套损率 (%) 井数 (口) 套损 井数 (口) 套损率 (%) 葡北一断块19421.05 4536.67 64710.94 葡北二、 三断块 1194134.45 2384820.17 3578924.93 葡北三、 四断块 34926.47 831315.66 1172218.80 葡北五、 六、七断块 23417.39 461226.09 691623.19 葡南三断块37821.62 7811.28 11597.83 葡南五、 六、七断块 1422819.72 278124.32 420409.52 肇212北部921516.30 22194.07 313247.67 敖南中部711723.94 17852.81 249228.84 合计53712623.46 11671038.83 170422913.44 为摸清套损隐患区内井套管 状况，掌握套损蔓延趋势，近几年 来通过监测及作业调查的方式累计 完成隐患区套管状况调查596井次 套损监测区域分布图 套管状况调查工作量统计 单位（井次） 对全厂注水井管柱使用年限进行调查。其中5-8年未作 业的水井325口，8年以上未作业水井270口，以上井占总井数 的26.2%，这部分水井长期不动管柱，套损隐患较大 第七采油厂注水井作业时间统计表 开展多年未作业井管柱状况调查 矿别 作业年限 3年以下 （口） 3-5年 （口） 5-8年 （口） 8年以上 （口） 合计 （口） 一矿156753529295 二矿2172088575585 三矿2971979068652 四矿127942731279 敖包塔220888867463 合计10176623252702274 为了落实多年未作业井套管状况，排查套损隐患， 2016-2017年重点开展了五年以上未作业注水井作业查套工作 ，共完成调查133口，发现问题井41口(拔不动26口，套变15 口)，问题井比例达30.8% 管柱调查工作完成统计表 调查分类上报 (口) 完成 (口) 问题井 问题比例 (%) 套变 (口) 拔不动 (口) 套损集中区35342623.5 钻控区36354731.4 套损钻控叠加区17162543.7 其它零散井区62487831.3 合计150133152630.8 1：利用测井曲线对异常高压层开展调查，近三年在二次非 均匀加密调整区块中检查新钻井191口，发现异常高压层38个， 分析后实施高压层补孔13口，水井方案调整48口 葡86-842井异常高压层 自然电位 深侧向 浅侧向 微梯度 微电位 普查区块普查井 数 异常高压 井数 (口) 层数 (个) 葡10-2区块2034 葡南四断块2155 葡南四、六、七断块491013 葡北五、六、七断块5289 葡南葡552区块2144 葡南油田九、十、十一断块2833 全厂1913338 全厂异常高压井层表 开展异常高压层调查 2：利用注水井同位素历史资料对比，结合油水井动态资料 ，综合识别高压层隐患。近三年累计普查1878口，发现高压井 224口，累计调整方案245井次 年份普查井数 （口）高压层井形成原因 含高压层 井数（口 ） 小层数 （个） 注大于采 （个） 有注无采 （个） 厚注薄采 （个） 2015年576546540619 2016年753728455326 2017年5499810787020 注水井高压层调查统计表 抓好套损集中区专项治理 目前发现6个套损集中区，区内共发现套损井209口， 累计套损率29.6%，套损时间、套损层位无一致性，属于积累 而成的连片套损井区 区块 总井数 (口) 套损井 (口) 累计套损率 (%) 葡北一断块55-64排1272822 葡北三断块75-83排1003030 葡北三断块83-94排1084339.8 葡北四断块78-87排1415136.2 葡南三断块160-180排1123026.8 肇212北部1172723.1 合计70520929.6 套损层位 油井 (口) 水井 (口) 小计 (口) 嫩三段以上7512 嫩二段12719 嫩一段181634 姚一段 葡I1-54862110 葡I6-961420 葡I10-117714 合计98111209 套损集中区套损率统计表套损集中区套损层位统计表 3、抓好“两项治理” 治理对策： 1、为延缓套损蔓延趋势，利用地应力数值模拟技术 ，结合套损相对集中的区域套损发生规律，预测套损高风险 区 套损区地应力分布预测图 蠕变应变模拟图 断层两侧套损层位 采取提控结合的方式 缩小断层两侧压差 三 停 五 控 一 结 合 油层套损部位 未大修的套损注水井 有注无采井层 注大于采井层 高压注水 上限注水 局部高压区 油井控液区 基础情况图地层压力等值图 注水压差等值图注水压力等值图 2、确定了套损调整原则。针对套损井、层分布规律及套损 隐患区预测结果，制定了“三停、五控、一结合”调整原则，努力控 制套损蔓延趋势 2017年注水井防套损调整情况分类统计表 2017年计划开展隐患区注水井防套损调整200口，目前 已完成调整120口，调整后日注水减少1782m3，调整区注水压力 整体下降0.5MPa，与最高允许压力差值增大0.41MPa，注水强度 下降0.12m3/dm 调整分类井数 (口) 层位 (个) 调前调后差值 油压 与最高 允许压 力差（ MPa） 实注油压 与最高 允许压 力差（ MPa） 实注油压 与最高 允许压 力差（ MPa） 实注 (MPa)(m3)(MPa)(m3)(MPa)(m3) 油层套损部位3311.6-0.354811.34-0.680-0.26-0.33-48 注大于采355912.68-0.2180112.37-0.55341-0.31-0.34-460 高压注水427115.17-0.25128714.48-0.89679-0.69-0.64-608 对应调整112011.37-0.4638910.77-0.88183-0.6-0.42-206 高压区182815.1-0.1933814.41-0.7570-0.69-0.56-268 断层两侧111911.89-0.5234111.47-0.68149-0.42-0.16-192 合计12020012.97 -0.33320412.47 -0.741422-0.50-0.41-1782 调整效果： 抓好新增套损井治理 截至目前，2017年新增套损井77口，油井34口，水 井43口。 其中维护性作业发现30口，各类增产措施作业中 发现10口，油井转注发现9口，作业查套发现28口。从套损 类型来看，以套管错断为主 2017年套损井组成分类统计表 项 目维护性施工油层改造措施老油井转注作业查套合计 套损油井（口）1199534 套损水井（口）1912343 合计（口）301092877 2017年套损井类型统计表 项 目变形错断合计 套损油井（口）142034 套损水井（口）172643 合计（口）314677 恢复注水编制方案 125口 5.8万方 恢复产油 4498吨 大修完成 112口 2、优化措施运行，确保治理井“早恢复” 1、完成新增套损井分析77口，制定防治措施65井次 2017年新增套损井套损原因分类 成因分析及治理： 治理效果分析 1、套损集中区套损比例下降 通过对集中区治理，2017年套损集中区内共新增套 损井15口，比例由高峰时的30.2%减少到目前的19.5% 2、套损井治理后恢复利用比例增加 通过加大大修及更新侧斜力度，套损治理恢复利用 井比例增加，与2015年和2016年相比分别增加8.5%和9.4% 一 二 油田套损形势 三 套损主要影响因素分析 四下步防控工作安排 套损防控对策及做法 2018年套损防护工作本着“预防为主，防治结合”的基 本原则，强化意识培养，提升管理水平，通过做好套损区的 调查、调整、治理三方面工作，遏制套损蔓延 1、加强套防意识培养 加强套管保护知识培训，普及套管保护知识，提高管理人 员套管防护意识 加强套防制度宣贯，组织相关的技术、管理岗位学习大 庆油田有限责任公司套管保护管理规定，增强套管防护 意识 提升基层员工套管保护敏感性，对采油队技术员、资料员 关于异常井的发现、上报、处理流程进行规范，提高基层 员工的套防敏感性 2、提升日常管理水平 强化管理工作，细化分解套管防护管理规定，为套管保护工 作提供组织和制度保障 项目 内 容 四个 严禁 1、严禁超破裂压力注水 2、严禁注水异常井注水 3、严禁井况不清注水 4、严禁套损井不报废或报废不彻底更新注水 三个 控制 1、控制注水压力不超破裂压力注水 2、控制区块间压差在0.8MPa以内 3、控制区块平均地层压力年升降幅度在0.5MPa以内 三个 到位 1、注水异常井的四级报警制度执行到位 2、新发现套损井分析制度执行到位 3、井况监测普查到位 四个 坚持 1、坚持断层两侧第一排不布或少布注水井的原则 2、坚持新钻井区注水井关井降压并先关高压区注水井的原则 3、坚持对套损高危区新钻油水井下入高强度套管 4、坚持对老区块油、水井加密投产时间间隔不超过30天的原则 第七采油厂套管防护管理规定 套管防治小组构成图 隐患区套管状况监测：主要在葡北套损集中外扩区、钻关 区和注水异