油水井套管损坏防治配套技术推广应用-分公司2004年推广项目(验收报告)

油水井套管损坏防治配套技术 2004年 在采油四厂的推广应用 采油四厂 二四年十一月 油水井套管损坏防治配套技术 2004 年 在采油四厂的推广应用 项目完成单位： 采油四厂 项目负责人： 陈爱仁 项目主要参加人员： 陈爱仁 李现东 张俊平 李敬忠 杨玉峰 陈 俊 王永平 孙红兵 王兴玉 宁顺康 祝传根 黄竹青 王志涛 宾艳锋 邓丽华 报告编写人： 张俊平 李敬忠 审核人： 李现东 审定人： 目 录 一、新技术推广应用依据及 技术来源 二、合同指标完成情况 三、推广应用主要工艺技术及完善提高内容 （一）、高抗挤套管与特殊扣套管技术 （二）、高压注水保护套管技术 （三）、水力压裂保护套管技术 （四）、井下套管组合检测技术 （五）、 51/2套管内下 4套管修复技术 （六）、 51/2套管开窗侧钻技术 （七）、复杂落物打捞技术 （八）、套管整形加固技术 （九）、化学堵漏修复套管技术 四、项目达到的技术指标及经济效益评价 （一）、达到的技术指标 （二）、经济效益 五、结论与认识 一、新技术推广应用依据及技术来源 文南油田投入开发近 二十年来，因地质条件复杂，地层水矿化度高，油水井关系复杂等主客观原因，造成目前井况恶化，油水井套管出现了不同程度的损坏，井下技术状况逐年变差，严重动摇了油田的稳产基础，制约着文南油田生存和发展。 文南油田 事故井 现状： 据统计，全油田共发现事故井 545口（含报废井），事故井中，套损井 207口，占事故井的 38，落物井 167口，占事故井的 33，套损井与落物兼有井171口，占事故井的 29。单纯套损与套损落物井合计 378口，占事故井的 67。由此可见，文南油田最大的井况问题是套损（见表 1）。 表 1 文南油田事故井现状 区块 事故井数 （口） 井 别 小 计 事 故 类 型 落 物 套 损 套损 +落物 文 33块 143 油井 81 41 18 22 水井 62 17 28 17 文 95块 70 油井 44 17 12 15 水井 26 7 8 11 文 79块 115 油井 74 17 31 26 水井 41 7 16 18 文 72块 145 油井 111 38 45 28 水井 34 5 18 11 其它区块 72 油井 56 16 25 15 水井 16 2 6 8 总计 545 油井 366 129 131 106 水井 179 38 76 65 套损井原因分析 通过对文南油田套损井全面的调查分析，认为文南油田套损井损坏有 “ 三大规律 ” 具体如下 ： （一）、套损井的分布规律 1、套损井的平面分布规律 在平面分布上，套损井主要分布在复杂断块、断层多（有 155 条）、盐膏层、岩性蠕动滑移的区块，该区块共有油水井 908 口，套损井为 328 口，占套损井总数的 见表 2)。 2、套损井井筒纵向规律 （ 1）、 井段 分布规律 套损井在井段分布上存在着一定的规律。 378 口套损井中，套损位置在水泥返高以上有 58 口，占套损数的 其主要原因是腐蚀破漏所致。套损位置在水泥返高到生产井段的有 180 口，占套损数的 主要原因是固井质量差及盐膏层蠕动所致；套损位置在生产井段的有 115口，占套损数的 主要原因是套管质量及采用不合理增产措施所致（如压裂、 89孔后重新补孔等）。在生产井段以下有 25 口，占套损数的 从统计结果看，套损井分布的主要井段在水泥返高至生产井段 (包括生产井段 )，共 295 口井，占 套损井数的 78%(见表 3)。 表 2 套损井的平面分布 区 块 地 质 特 点 发现套损日期（年） 套损井数 (口 ) 投产时间 区块面积（ 断层条数 （条） 平均断块面积 （ 文 33块 83 1 6 68 文 95块 83 6 46 文 7984 2 6 5 21 文 79南 84 3 18 文 99 86 2 3 1 6 文 85 87 8 32 文 135 86 7 9 41 文 134 91 2 9 1 19 文 7291 3 2 16 文 793 4 13 文 82 93 5 14 文 793 8 5 26 文 138 94 6 6 8 合计 155 328 表 3 套损井井段分布 井口 返高 水泥返高 生产井段 生产井段以下 套损井口数（口） 58 180 115 25 所占百分比（ %） 2）、井深分布规律 文南油田井深大多在 3000深的达 4000m。主要开采层系为沙 2沙 3 段。油层深度约 2500 3500m，通过统计分析，套损井分布与深度呈如下关系（见表 4） 表 4 采油四厂套损井与井深关系表 井深（ m） 0000015010015010013501 套损井数（口） 12 8 26 9 78 177 62 6 占总损 % 6 从表中可以清楚地看到，套损井在井深分布规律上有以下明显特点：在井段 2000 3500m 之间共有套损井 317 口，占套损井总数的 而水泥返高至生产井段基本上在井深 2000 3500m 之内，与前面井段分布规律中分析的结果基本相同。 3、套损时间规律 为了解文南油田套管损坏与时间的关系，对发现的套损井 从投产及使用时间上进行了分析，其结果如下（见表 5）。 表 5 文南油田套损井使用寿命统计 小于 2年 248大于 12年 套损井数（口） 42 68 158 79 31 占总损 % 8 南油田套管完好寿命为 12 年以内，有 347 口，占统计井数的 而据有关统计胜利油田套管使用寿命在 20 年以内的井占套损井的 50%，套管使用寿命是文南油田的近一倍。 （二）、套管损坏原因分析 从套管损坏的“三大规律”及有关资料分析 ，文南油田套管损坏原因主要表现在以下四个方面： 1、盐层特殊性质是盐层套损的主要原因 文南油田盐膏层发育完善，下第三系沙河街组沉积了四套盐膏层。对油水井套管威胁较大的是沙一段的盐膏层，深度在 2300 3000m 之间，为盐湖沉积，在沉积时由于水体含盐的周期性变化，形成了多套盐膏层与砂、泥岩的交替韵律层，这些盐膏层在地下高温、高压及外界压力波动较大的条件下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压力，导致套管损坏变形。据计算，深于 200090以使套管变形甚 至完全被挤毁。其次，盐层溶解使井眼扩大或使盐层坍塌，套管受力状况恶化，也是引起套管损坏的原因。文南油田主要区块盐膏层分布规律如下（见表 6）。 表 6 文南油田盐膏层分布 区块 文 33块 文 95块 文 72块 文 79块 盐膏层深度（ m） 2300340480257膏层厚度（ m） 0000 在 378口套损井中，有 168 口井是套损段发生在盐膏层段，占套损井总数的 例 如：文 79就是明显一例，该井投产 16 个月后就在盐膏层井段 套管缩径变形，挤扁处内径缩至 110打的更新井新文79投产 4 个月后又在盐膏层段 2850m 处严重变形，挤扁处的内径为10398 年打的新井文 72 72各自投产 11个月和 5 个月后，都在盐膏层井段 2701m 和 2633m 处缩径变形。盐层影响也能使套管成片损坏，如文 72的文 72口井，即为成片损坏的例子。 2、油层出砂是射孔井段套管损坏的原因之一 油层出砂不仅 给生产管理带来许多困难，而且油层出砂后还将在套管外壁形成空间，并向下滑塌形成不规则斜壁，使本来强度已削弱了的套管在射孔段及邻近段发生损坏。 3、生产管理不当是射孔井段损坏的另一主要原因 油层出砂是导致生产井段套损的一个方面，另一方面生产管理措施不当造成生产井段套管损坏的危害也不容忽视，主要表现在： 压裂措施不当，造成套管损坏 压裂时未下套管防护封隔器、破裂压力控制不当，造成压坏套管。套损井中，有 75 口井实施过压裂措施后，发现生产井段套损，占总损数的 20%。 重炮措施 ，对套管损害也较大 油水井的重炮措施，使本来射孔井段套管强度减弱的状况更是雪上加霜，对套管的损害尤为严重。在套损井中，经统计有 31口井曾进行过重炮措施而造成生产井段套损，占生产井段套损井的 27%,占总损数的 完井、固井质量差造成套管变形损坏 完井、固井质量差主要表现为：水泥环不连续，水泥返高不够、串槽；上扣不紧，套管质量不合格等，因这些原因造成套损的井约有 27 口，占总套损井数的 注水诱发加剧了套管损坏 文南油田属于低渗透油田，采用高压注水开发，高压注水占 油水井在生 产、注水过程中，注入水及作业水侵入泥岩段引起泥岩膨胀蠕动造成套管损坏。统计表明，在套管损坏较严重的 54 口井中，有 21 口井套损部位都发生在泥岩段。 4、腐蚀对套损的影响 腐蚀对套管造成的损害是严重的，这从井中取出的套管、油管就可以看出套管腐蚀的严重程度。套管腐蚀破漏有 39口，占总套损数的 针对以上问题，推广应用文南油田油水井套管损坏防治配套技术，对控制井况恶化延长套管使用寿命具有十分重要的意义。 技术来源： 油田科技攻关推广应用项目。 二、合同指标完成情况 2004年采油四厂开展了油田分公司新技术推 广项目油水井套管损坏防治配套技术在文南油田的推广应用。合同规定推广应用 163 口井，截止到 10 月底现场实施工作量 153 口井，完成合同规定全年工作量的 预计全年完成工作量 178 口，预计完成合同规定全年工作量的 见表 7） 。 表 7 油水井套管损坏防治配套技术工作量完成情况统计表 序号 项目名称 合同规定工作量 (井次 ) 实际完成工作量 (井次 ) 完成率( ) 成功率( ) 预计工作量全年完成（井次） 预计完成率( ) 1 高抗挤套管特殊扣套管的推广 37 31 00 38 复杂落物打 捞 10 15 150 6 套管整形加 固 2 2 100 100 2 100 4 化学堵漏修 复套管 5 4 80 100 5 100 5 5 1/2套管 开窗侧钻 15 2 00 4 下 4套管 4 2 50 100 4 100 7 井下套管组 合检测 42 56 133 100 59 水力压裂保 护套管 30 27 90 100 30 100 9 高压注水井 卡顶封 18 14 0 计 163 153 78 术、经济指标完成情况见表 8、表 9。 表 8 合同规定技术指标完成情况统计表 序号 项目名称 合同规定技术指标 实际完成技术指标 技术指标完成情况对比 1 高抗挤套管特殊扣套管的推广 井身质量合格率 100 井身质量合格率 100 完成率 100 固井合格率 95以上 固井合格率 87 低 8个百分点 延长套管的使用寿命 5预计延长套管的使用寿命 10年 完成率 100 新井寿命 15 年以上 预计新井寿命 15 年以上 完成率 100 2 5 1/2套管开窗侧钻 下 4套管 小井眼开窗侧钻成功率 100 小 井 眼 开 窗 侧 钻 成 功 率100 完成率 100 小井眼钻井速度提高 20 小井眼钻井速度提高 30 完成率 100 小井眼中靶率 100 小井眼中靶率 100 完成率 100 下套管一次成功率 100 下套管一次成功率 100 完成率 100 固井合格率 100 固井合格率 67 低 33个百分点 修复的老井延长寿命 5年以上 预计修复的老井 延长寿命 5年以上 完成率 100 3 井下套管组 合检测 套管监测成功率 100 套管监测成功率 100 完成率 100 资料符合率 98 资料符合率 98 完成率 100 表 9 合同规定经济效益指标完成情况统计表 序号 项目名称 合同规定经济效益指标 实际完成经济效益指标 经济效益指标完成情况对比 1 投入产出比 计划投入资金： 2841万元 投入总费用： 元 节余 预计创效： 1 104万元 创效： 少 投入产出比 1： 入产出比 1： 成 2 恢复储量 恢复地质控制储量约 50 104t 恢 复 地 质 控 制 储 104t 完成 183% 恢复可采储量 8 104t 恢复可采储量 104t 完成 3 累增油 累增油 2 104t 累增油 104t 完成 175% 三、推广应用主要工艺技术及完善提高内容 在油田分公司井况防治中心等部门的统一部署下，采油四厂结合油田三年科技攻关会战活动，在文南油田大力推广应用了油水井套管损坏防治配套技术，效果 显著。 （一）、高抗挤套管与特殊扣套管技术 优化设计盐岩层、泥岩层和生产层的套管强度， 提高易套损井段套管钢级，延长油水井寿命。 1、套管的选取 特殊段选用日本产套管或 抗挤套管，其他段选用的套管是由天津套管厂和上海宝钢生产的 管。针对盐层段易套变的情况，选用了厚套管。 2、套管结构的确定 由于油田措施作业频繁，井口更换次数多，易造成井口套管短节丝扣老化或损坏，因此井口三根套管一律选用日本产 于日后损坏后更换。盐层段采用 厚套管，以控制因盐层的蠕变应力造成套变，大大延长套管的使用寿命。 表 10 管与 管相关参数对比 型号 外径 厚 径 挤毁强 度 体屈服强度 104N 最小内屈服强度型 梯形 圆形 圆形 3、现场推广应用工作量 2004 年 1份，在盐层段均使用了高强度 壁套管，现场 实施 31口井， 平均单井使用 计使用 表 11） 。 表 11 高抗挤套管与特殊扣套管技术推广应用工作量统计表 统计日期： 2004 年 10 月 30 日 序号 井号 施工单位 井别 钻井时间 完钻井深 (m) 人工井底 (m) 阻位 (m) 水泥返高 (m) 高抗挤套管与特殊扣套管技术推广应用工作量 备 注 开钻 完井 套管规范（外径 壁厚 钢级） 用量 (m) 1 99 /32586 斜直 000 2982 2982 320 产地：天津 2 /32609 定开 796 2763 40 产地：天津 3 79 /45727 定开 358 3334 00 产地：天津 4 99 /32598 斜直 030 3001 542 产地：天津 5 33 /45711 斜直 421 3410 567 产地：天津 6 72 /32611 定开 403 3361 010 产地：天津 7 99 /32582 斜直 979 2959 270 产地：天津 8 79 /45727 定开 363 3334 00 产地：天津 9 /32606 斜直 988 2971 0 产地：天津 10 269 /45750 定开 606 3537 30 产地：天津 11 99 /45720 直 020 3011 360 产地：天津 12 72 /32586 斜直 368 3350 480 产地：天津 13 99 /32602 斜直 050 3029 45/2300 产地：天津 14 294 /45727 斜直 371 3340 70 产地：天津 15 133 /45721 定开 092 3069 5 产地：天津 16 269 /45713 定开 410 3385 890 产地：天津 17 179 /50208 定开 962 3916 604/2326 产地：天津 18 72 /45733 定开 420 3391 23 产地：天津 19 99 /50208 定开 096 3060 00 产地：天津 20 33 /45727 定开 200 3170 10 产地：天津 21 72 /45712 定开 432 3390 763 产地：天津 22 72 /32610 定开 360 3339 40 产地：天津 23 72 /45715 斜直 370 3342 030 产地：天津 24 99 /32583 直 137 3113 70 产地：天津 25 88 /45755 定开 520 3496 310 产地：天津 26 72 /45727 斜直 360 3339 180 产地：天津 27 99 /45732 定开 055 3025 50/2310 产地：天津 28 297 /40668 定开 537 3516 60 产地：天津 29 /45738 定开 580 3537 370 产地：天津 30 72 /60806 斜直 480 3459 产地：天津 31 33 /32587 定开 310 3291 50 产地：天津 4、达到的技术指标 （ 1）、 高抗挤套管及特殊扣套管在 盐层段使用率 100%； （ 2）、固井合格率 87； （ 3）、井身质量合格率 100； （ 4）、延长套管的使用寿命 10年。 5、项目推广应用采取的主要措施 为了强化钻井监督，提高新井质量，顺利推广应用高抗挤套管与特殊扣套管技术，厂专门成立了项目组，今年以来，项目组一直把提高新钻井的井身质量、固井质量、套管质量、高抗挤套管与特殊扣套管应用，作为井况防治重点工作来抓，努力提高全厂的新井建井质量。 （ 1）、提高新井的井身质量 新井的井身质量，关系到钻进过程中的正常施工，关系到固井质量的好坏，甚至关系到新钻井使用寿命，通过采取一系列措施，以提高井身质量。 1）、控制全角变化率、造斜点等手段来控制井眼轨迹，改善井身状况。 2）、通过控制泥浆性能，优化施工措施等手段控制井径扩大率。 3）、盐层段的施工作重点之一，改善盐层段的井眼状况。 4）、严格控制定向井的造斜点位置，原则上造斜点控制在 2300 米以下，上部直井段控制井斜，确保打直，避免新井投产、有杆泵深抽中发生管杆偏磨。 （ 2）、提高固井质量 固井质量的好坏，事关重大。项目组把它作为新井工作中的一件大事来抓： 1）、通过加强对井眼轨迹、井径、完井泥 浆性能的控制，以提高固井质量。 2）、细化对固井措施的制定。包括泥浆、顶替液、隔离液的配制以及总量的准备；固井时排量控制以及其它配套工艺措施，如加下套管扶正器、封隔器等，为能有效提高固井质量提供可靠保障。 3）、通过对施工队伍进行严格考评，选出优质的施工队伍，确保施工质量。 （ 3）、强化对新井的监督，确保新井质量 对施工井的监督实行住井和巡井相结合的制度，重点井由“监督”现场住井，正常施工井实行巡井，每日巡井覆盖率要求为 100%。对在聘的监督中心监督，实行监督负责制。日常巡井时实行谁主管谁负责，而对下套管、 电测、固井等特殊工序则专业监督现场跟综，专人负责，月底对在聘的监督中心监督进行业绩考评。所有这些通过实践，已收到很好的效果。 （二）、高压注水保护套管技术 文南油田自 1983 年投入开发， 1984 年投入注水开发，经过 20 年的注水开采，至 2004 年 7 月底注水井 284 口，开井 167 口，分注率为 平均日注水量 8763 文南油田套管服役时间长、注水压力高，套漏井逐年增加，特别是水泥返高段以上井段套管漏失的高压注水井，导致注水井关、停，损失水驱控制储量及水驱动用储量。 2004年，高压注水保护套管主要应 用的工艺管柱为：顶封高压注水管柱，适用于油层上部套漏或套损、停注上层高压注水井的套管保护。 1、工艺原理 高压注水保护套管主要是在注水层位以上井段卡封隔器，以保护上部套管，延长水井套管使用寿命，恢复套漏井有效注水的一项工艺技术。 管柱结构及工作原理 高压顶封工艺管柱采用耐高压差的 隔器为主体，下部配套高压滑套及单向球座。不仅具有耐压高的特点，而且高压滑套能够满足油管试压及洗井的要求，避免了因管柱密封 不严而引起的作业返工。 注水层段 Y 2 2 1 封隔器 高压滑套 保护套管段 单向球座 隔器主要技术参数 封隔器型号 长 (m) 大外径 (115 111 最小内通径 (45 工作压力（ 50 50 工作温度（ ） 140 140 接头扣型 27/8 无洗井通道 无 工作原理：管柱按设计连接下井后，按照操作规程座封 隔器，投球从油管打压，当压力上升到验管所需的压力值并确认验管合格后，再继续打压至 30掉滑套开关，座封后即可对封隔器以下层段进行注水，达到保护上段套管目的。 座封：封隔器下至合适深度后，确认井下 悬重正常后，上提管柱至卡点位置；正向旋转管柱，并保持正向扭矩；下放管柱，释放正向扭矩，加压座封。 解封：上提油管，封隔器解封即可起出管柱。 2、现场推广应用工作量及达到的技术指标 （ 1）、实施工作量 14 井次； （ 2）、成功 13 口，有 1 口井因套管变形卡封未成 ,卡封保护套管工艺技术现场实施成功率 （ 3）、套管保护措施有效率 100%； （ 4）、卡封管柱设计优化率 100%； （ 5）、对应油井 27口，见效 16口，见效井增油 4959t（见表 12） 。表 12 高压注水保护套 管技术措施 效果统计表 统计日期： 2004 年 10 月 30 日 序号 井号 坐封 时间 下入卡封封隔器 卡封前生产情况 目前生产情况 有效期（天） 对应油井 增油 措施成功 率 % 措施有效率 % 油压(套压(日注(m3/d) 配注(m3/d) 油压 (套压(日注(m3/d) 配注(m3/d) 井号 见效 井数 1 33241 地关 61 60 165 33 100 100 2 95241 地关 41 40 150 303 100 100 3 33241 101 100 123 120 142 33 784 100 100 4 33井 111 110 250 33 634 100 100 5 82期地关 7 30 223 379 100 100 6 井 51 50 222 352 100 100 7 33110 100 82 80 210 33 283 100 100 8 72关 变卡封未成，地关 72 0 0 9 95关 29 30 198 95 220 100 100 10 88井 41 40 181 8872 334 100 100 11 33井 101 100 181 33 450 100 100 12 72井 68 130 40 72 255 100 100 13 95101 100 65 60 128 95 682 100 100 14 井 42 40 195 33 283 100 100 合计 27 16 4959 00 3、注水井保护套 管其它主要措施 （ 1）、积极运用新工艺、新技术开展降压增注工作 1）、砂岩缓速酸增注工艺 现有的土酸酸化增注工艺因其反应速度快，有效反应时间内进入地层深度小，易形成二次污染的原因，不能适应油田增注工作的需要，而多元复合酸 体系虽可有效预防 氢氧化物沉淀，但解除地层硅质堵塞的组分仍是 粘土矿物反应快，而且生成大量的氟化硅沉淀物堵塞地层，过量使用 会伤害地层骨架， 2001 年为解决这一问题，引进推广了砂岩缓速酸增注工艺技术，其工作原理是：砂岩油层处理剂为含氟络合物，在水中仅 能解离出微弱的活性 与地层硅质接触反应时，随着 消耗，系统平衡体系被破坏，体系不断解离出新的 至消耗殆尽。另外 解释放 的成分为一种硅沉积阻止剂，可将反应产物保留在溶液中，反应后无二次沉淀生成。 2）、缩膨增注工艺 针对因粘土含量较高，水井注水呈水敏、速敏特征，酸化增注后表现为初期效果较好，但压力上升快，有效期短的现象，引进了缩膨增注工艺，其工艺原理为：通过阳离子高分子聚合物缩膨剂抑制粘土膨胀，稳定粘土颗粒，阻止粘土颗粒分散运移，使已膨胀的粘土所吸附的水分子脱离，收缩粘土膨胀体积，恢复被堵塞的地层孔隙，达到降压增注的目的。 3）、层内自生气降压增注工艺技术 该解堵剂是一种由酸、碱、聚合物及一些添加剂构成的复合体系，采用强酸近解、地层自生弱酸远解相结合、 解堵作用机理、碱解堵作用、表面活性剂的作用的复合技术原理，使酸、碱两种溶液在地层内发生化学反应生成 部分 一部分 到解除油藏深部污染的目的。生成 体的过程中产生的热量具有一定的热解堵作用，因此该技术是多种解堵机理的综合效果，能够解除各 种油层污染堵塞。 2004年降压增注工艺，并取得了良好效果。实施降压增注施工 8井次，有效 8 井次，有效率 100%，措施前后对比，平均单井压降 6均单井日增水26m3/d（见表 13） 。 （ 2）、注水井进口安装单流阀 为了避免注水管线或设备故障导致井底高压水大回流引起套管损坏，我厂90%以上的注水井在配水间安装了单流阀。针对提压井压力升高、隐患加大的问题，委托专业厂家开发了耐压 60单流阀，除在配水间全部安装外，考虑到单井管线长期服役的强度问题，在 20 口超高压井口安装 60 （ 3）、 加强井口放溢流的控制 一是在井口安装放压控制装置。 350 型井口全部安装了放压水嘴套，采用陶瓷水嘴控制放压； 33口 600型井口全部安装了 600型针形阀控制放压。 二是规定压力大于 35律关井降压至 35后再放压 。 三是严格进行回水计量。全厂 66 座计量站全部安装了回水计量装置，水井放压严格计量，视情况根据不同压力级别溢流量严格控制在 5h 以内。 （ 4）、加强放压日常管理 一是在全厂范围内开展水井放压情况调查。 二是通过召开现场会，推广了采油七区回水计量管理经验。 三是经常进行水井放压 现场监督。 表 13 水井酸化降压增注情况统计表 统计日期： 2004 年 10 月 30 日 序号 井号 区 块 层 位 措施日期 降压增注措施 投注日期 厚度 /层数 (m/n) 用液量(措 施 前 措 施 后 (初期 ) 目前 累注水量 效期 d 累增水量 压注 水量 压 注 水量 增水量压注水量增水量 2 下 5 岩缓速酸化 40 100 11 100 84 73 50 36 25 3924 91 2923 2 3 上 5 岩缓速酸化 40 70 66 70 74 8 70 68 2 3908 56 212 3 2 下 5 岩缓速酸化 40 150 10 150 159 149 80 64 54 15088 198 13068 4 2 下 2岩缓速酸化 6 50 50 31 50 47 16 40 36 5 271 6 85 5 2 下 6膨酸化 55 50 34 39 50 53 19 40 38 4 1027 21 313 6 2 下 4 内自生弱酸降压增注 120 30 18 30 30 12 50 51 33 6019 123 3805 7 2 下 岩缓速酸化 45 50 33 50 49 16 70 71 38 4940 93 1871 8 2 下 4 内自生弱酸降压增注 140 50 2 50 52 50 50 52 50 1868 36 1807 合计 8 口 530 299 550 205 259 550 548 343 266 450 416 211 37045 624 24084 平均 66 37 69 26 31 69 69 43 33 56 52 26 4631 78 3011 （三）、水力压裂保护套管技术 文南油田是典型的深层、 高压、低渗透、复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般在 2210均埋藏深度 3100m；原始地层压力 部分油井破裂压力在 50着油田开发的深入，地层能量下降，井况和油水关系复杂，压裂改造措施中的套管保护问题十分重要。水力压裂保护套管主要采取压裂层位以下生产井段填砂、压裂层位以上井段卡封隔器保护套管的工艺技术。 1、工艺适用范围及要求 压裂目的层上部存在已经射开的油层，在井况及隔层条件满足卡封条件下，利用封隔器密封油套环型空间，压裂时压裂液从油管注入地层，达到 分层压裂和保护上部套管的目的。 井况要求：要求井况满足卡封的需要，不存在套变、 缩径等问题，确保封隔器能够顺利起下及顺利座封、解封。为了保证封隔器工作正常，要求卡封井段固井良好，避免施工中造成管外串。 隔层要求：为了保证压裂施工的安全，避免压裂施工中地层压串，要求具有良好的隔层，根据文南油田压裂施工经验，一般要求隔层厚度在 10保证有 8样才能保证隔层不被压串。 2、工艺技术原理 管柱结构如图所示，主要由 89隔器、校深短节、 89柱下到设计位置后，上提管柱合适高度后正转管柱 4放管柱撑开下卡瓦，继续加压 8到密封油套环型空间的目的，压裂施工时，压裂液通过油管注入目的层，实现机械分压裂层段 R T T S 封 隔器 喇叭口 保护套管段 校深短节 89 管 层保护上部油层及套管的目的。压裂放压后直接上提管柱完成封隔器解封过程。 卡封工具：根据文南油田深层、高温