2007-2010年新钻井井况问题原因分析及预防对策.doc

文南油田2007-2010年新钻井井况问题原因分析及预防对策编 写：张 俊 平审 核：审 定： 采油四厂工艺研究所二一 年 十 二月 一、新钻井井况现状四年来，采油四厂新钻井179口(其中2007年51口，2008年48口，2009年34口，2010年46口)。新钻井中共发现各类井况问题 42口井 ，占新钻井总数的23.46。42口事故井中，带病生产井36口 ，停产6口。表1 新钻井井况问题井别停产井数(口)带病生产井数(口)新钻井井况问题合计(口)井数事故井比例（）井数事故井比例井数比例（） 油井614.2936 85.714223.46新钻井目前由于井况问题停产共6口 。停产的原因分类：套损井 3口、套漏1口、管外窜槽2口，占新钻井存在井况问题井数的14.29%。二、井况问题分类及原因分析1、井况问题分类近四年新钻井共发现井况问题共42口 。由统计分析可知：油井多以套变方式发生损坏为主，共22口（套损+落物井2口），占事故井总数的52.38% ；其次，固井差是第二大问题，共计11口， 占有问题井的26.19； 第三，落物井数达6口，占有问题井的14.29 ； 第四，套漏井3口，占有问题井的7.14。表2 新钻井井况问题分类统计表类别项目 固井差套损落 物套变落物套漏合计井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）问题井比例（）油井 1126.1920 47.62614.29 2 4.76 3 7.14421002、套损井分布规律与特征 （1） 套损点位置与套损的关系由套损点位置统计分析可知：油井在射孔段及未射孔的砂泥岩段损坏最严重，各为损坏8口，分别占套损井数的36.36% 。其次是盐膏层段，为5口井，分别占套损井数的22.72%。表3 套损点位置统计表类别项目水泥返高以上射孔段盐膏层砂泥岩段井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）油井14.62 8 36.365 22.72 836.36 （2）套损点套管强度与套损的关系由统计分析可知：套损点多在P1109.17套管段发生损坏，共有14口，占套损井数的63.64%；其次，在P11010.54套管段发生损坏5口，占套损井的22.73；第三， TP130TT套管段发生损坏为2口，占套损井的9.1；第四， 新型高抗挤套管TP155V在盐层段发生损坏1口，占套损井的6.7。表4 套损点套管类型统计表类别项目152.4TP130TT16.9141.6TP15511.5139.7P1109.17139.7P11010.54其他井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）油井29.114.531463.64522.73 根据古地应力和现代地应力研究结果表明，文79块，3000m井深地应力最大达到205Mpa，文33块，盐膏层段地应力最大值达到228.48Mpa，最小值65.28Mpa，大部分区块地应力掌握不准。文南油田新钻井在盐层段和生产井段主要是下入了高强度的P1109.17 、P11010.54套管，而P11010.54套管最大抗外挤强度为100.25MPa，P1109.17套管最大抗外挤强度仅为76.532MPa，远远不能满足地层外挤压力的要求。2000年中原油田研究开发的TP130TT高抗挤厚壁套管，该套管试样纯外压实验162.1Mpa下保持10分钟未发生挤毁，通过试验和理论分析结果认为，TP130TT高抗挤厚壁套管的抗挤强度可以超过最低强度168Mpa。文南油田自2001年开始投入使用TP130TT套管至今在已应用258口井 ；在盐层段发现套变25口，怀疑套变5口（未打印证实），共30口井，占下TP130TT套管井的11.62% 。2008年中原油田和宝钢合作开发高钢级高抗挤套管BG150TF141.311.3m 取得成功，对比TP-130特厚壁（16.9mm）套管，BG150TF141.311.3mm套管主要有以下四个特点：1、外径降低(152.4mm141.3mm)，接近常规套管（外径139.7mm）,下套管施工更安全。2、套管外环形空间增大（31.7mm37.3mm），相应地加大了水泥环厚度，有利于固井质量的提高。3、壁厚减小（16.9mm11.3mm），测井曲线（VDL）更能真实地反映套管外水泥环的封固质量。目前应用7口井，成功率达100%，进一步全面推广替代TP130TT套管。（3）使用寿命（年）与套损的关系表5 使用寿命统计表类别项目半年0.51（含1）11.5（含1.5）1.52（含2）22.52.5井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）油井522.7418.2627.329.129.1313.6由统计分析可知：寿命1.5年的油井损坏最多，套损15口，占套损井8.2 。新钻井井况问题分年度统计如下：2007年新钻井发现问题8口，占井况问题井的36.36；2008年新钻井发现问题8口，占井况问题井的36.36%；2009年新钻井发现问题5口，占井况问题井的22.72% ；2010钻井发现问题 1口，占井况问题井的4.56% ；（4）固井封固质量与套损的关系表6 套损点固井质量统计类别项目好中差井数（口）比例（）井数（口）比例（）井数（口）比例（）油井418.21881.8 由统计分析可知：固井质量水泥胶结中等的油井套损4口，仅占套损油井的18.2。固井质量差的油井套损18口，占套损油井的81.8 。已对固井差导致管外窜槽的11口新投井进行挤堵封窜，目前生产状况良好。（5）作业措施施工与套损的关系由统计分析可知：套损井曾经压裂的有13口，占套损井的59.09；挤堵井套损2口，占套损油井的9.1； 增产重大措施中压裂原因造成套损最为严重。3、套损原因分析（1） 盐膏层是新钻井套管损坏的最主要原因在地应力作用下，盐膏层、盐岩层发生蠕变，在蠕变、变形和滑移过程中，对阻碍其运动的套管施加非对称挤压和剪切力，在很多情况下，这一非对称挤压和剪切力往往超过套管强度，从而造成套管损坏。在盐岩段套损井达5口，占套损井的22.72。（2）生产层射孔、多次补孔是套管损坏的另一主要原因在射孔井段套损井达8口之多，占套损井的36.36。射孔削弱套管抗挤强度，是导致套管损坏的重要因素之一。大量实践表明射孔后孔眼周围应力明显加大，且应力变化与外界条件、孔密、孔径、相位有关，射孔对套管损坏有相当严重的影响。射孔后抗外挤强度平均降低6.25-14.29%。重炮补孔后抗外挤强度降低12.5-28.57%。重复射孔作业甚至可以造成套管严重变形或破裂。同时理论研究表明，孔眼分布、相位角是影响射孔套管抗外挤强度的最主要因素。对于相同孔眼密度，相同孔眼直径射孔时采用45或60相位角螺旋布孔，对套管抗挤强度影响最小。在60相位角时、孔眼直径、孔眼密度变化对套管抗挤强度的影响较小，在10%以内。（3）压裂、大修等工艺措施也是套管损坏的重要原因为了增产措施的实施，频繁的井下作业，特别是进行一些强化性的技术改造施工，不断使套管涨、缩，反复的加压与卸载，加速了套管的损坏。压裂对套管损坏的作用是压裂液对压裂井段的套管内壁及水泥环有裂缝或固井质量差的套管外壁施加高达5080MPa的压力，当压裂液对套管内外壁的挤压力不平衡，并且两个挤压力之差超过套管抗挤压负荷时，就发生套管损坏。对于套管有伤害，承受能力下降，就容易损坏。压裂工艺措施的主要特征是高压差。压力的显著变化将在套管柱中产生较大的附加轴向力，因此，容易发生套管损坏事故。22口套损井中有13口井曾经实施过压裂措施，占套损井的59.09%。大修作业中，使用磨鞋、铣锥、套铣筒、母锥、涨管器等工具处理井下事故或套管，会对套管造成不同程度的损坏 。（4）固井质量差也是导致套管损坏的重要原因在统计的42口有问题新钻井中，固井水泥胶结中等、固井质量差、固井质量不合格的井27口，其中发现套损及套漏井共15口，占问题井的45.5。 4、落物事故井原因分析共发现落物事故井8口（包括套损+落物2口） 。造成落物井的主要原因： 作业施工造成落物井4口，占落物井总数的50%。濮深16 捞出1.5根（14.53m），井内余11.5根油管未捞出，鱼顶深度3765.81m。W123-19 落物为3吋油管堵塞器，深度为3690m。W138-40 95mm铅模打印证实2973m套管缩径至80mm，下60mm斜尖冲砂至2984.52m，斜尖变形。80mm铅模打印至2984.52m，底部显示内径55mm、厚度11mm的圆形物体。W153-4 转抽 20100519 硬探砂面3847.21m，压力计托筒落井（长0.62m），未打捞。是射孔掉炮身3口，占落物井总数的37.5%。W138-32 20080214 补孔 落物：89-1无电缆枪身，2008.420大修处理至3605.91m（鱼顶深度）。W88-33 20090611 补孔 落物：89-1枪身4节，鱼顶：3700m.。W72-450 20080623补孔 落物为89-1无电缆枪身及20m电缆,深度为3742m。 3是由于采油管理原因造成落物1口，占落物井总数的12.5%。 W88-34补孔压裂未成20090321捞出加重杆一根，打印证实井下还有刮蜡片，112mm组合式套铣筒套铣打捞至3872.7m未成功。三、下步新钻井井况恶化预防主要措施强化钻井监督，提高新井质量，坚持井况防治系统抓，把井况事故及隐患控制在建井、投产措施中。一方面，进一步发挥好钻井监督的作用，在钻井的井身质量、固井质量、套管质量上下功夫。另一方面，进一步理顺内部管理体制，从井位设计到后期措施管理，科研单位、生产科室、生产单位各管一路，减少井况事故的发生。近期要加强井况防治的力量，加大管理力度。井况恶化具体预防措施1、开展相关研究，提高井况防治水平（1）、进一步开展文南油田古地应力和现代应力研究。在98年文33块、95块、79南北块地应力研究的基础上，根据各区块套管损坏情况以及开发潜力，选择套损严重的区块进一步开展古构造应力和现代应力研究，掌握地层真实应力，为新钻井套管强度设计和油田开发增产增注措施的实施提供理论依据。（2）、开展岩盐层及盐膏层蠕变规律研究。（3）、文南油田因射孔对套管损坏研究。2、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，重点采取如下一系列措施，以提高井身质量。（1）、控制全角变化率，控制造斜点等手段来控制井眼轨迹，以改善井身状况。（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）、对于盐膏层段要严格控制井径扩大率。3、提高固井质量其核心问题是提高第二界面固井质量，我们认为对这方面应进行专门研究，要满足后期大型增产措施的需要。（1）、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。这包括顶替液、隔离掖的配制；水泥浆的配制和总量的准备；固井时排量控制以及其他配套工艺措施的采取，如加下套管扶正器、裸眼分隔器等，为能有效提高固井质量提供可靠保障。（3）、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。4、强化套管质量的把关（1）、套管的选取。在保证投资总量不超的情况下，建议特殊井段选用日本产套管（如射孔井段），其他段选用由天津套管厂和上海宝钢生产的P110国产套管，这两个产家都是国内一流的套管生产单位，产品质量稳定、可靠。针对盐层段易套变的情况，我厂将继续选用BG150TF高钢级高抗挤套管，遏制因新井盐层段套变而严重影响使用寿命的问题。（2）、套管结构的确定。井口三根套管一律选用日本产P110套管，便于日后损坏后更换。盐层段采用BG150TF（141.311.3mm）高钢级高抗挤套管，以控制因盐层的蠕变应力造成套变。射孔井段采用日本产P110套管壁厚10.54mm的套管。其他段采用P110的国产套管。（3）、套管入井前的质量把关。首先，物资供应站对出库套管技术性能进行全面检测。其次，在入井前，要对套管进行严格的现场检查，这包括钻井施工单位、录井小队和我厂的钻井监督三方单位的检查。检查内容包括套管的外型、有无创伤、内径等方面，并做好书面记录。通过以上工作，从而消除了不合格套管入井的可能性。5、推广应用技术套管加深封固盐层技术对特殊重点井技术套管加深到沙一盐层段以下，形成技术套管、油层套管双层组合套管，2007年以来，我厂技术套管加深到沙一盐层段以下的新钻井28口，盐层段以上位置目前均未发现套损。6、加强采油、注水、作业等管理工作（1）、油井上推广连续加药技术，减少腐蚀。（2）、加强生产管理，优化措施方案。合理选择射孔枪型、孔密；压裂采取卡顶封方法保护套管。（3）、加强注水井作业前放压日常管理。（4）、加强作业质量监督工作，严格按照施工方案和操作规程办事，认真仔细检查下井管、杆、泵及工具，严把每项道施工工序，特别注意防止套管损伤事故、落物事故的发生。7、加强井况监测。（1）、典型井连续套管监测。一是大斜度定向井套管监测，二是对盐层段下TP130TT套管与BG150TF套管（141.311.3mm）个别井况不明的井，进行井况监测，掌握套管真实情况。建议使用井下电视、多臂井径测井等检测手段进一步验证。（2）、固井第二界面监测。采取测声幅等方法了解固井第二界面水泥胶结情况。（3）、部分区块现代地应力监测。（4）、补孔重炮对套管伤害监测。序号井号完井 日期事故发现日期完钻井深固井质量所属区块盐膏层水泥返高套损点套管类型目前事故类型及深度 井下技术状况描述事故原因分析目前生产情况备注1W123-19090205912043760初评不合格文123块2509-3291 1727落物落物为3吋油管堵塞器，深度在3690m作业施工带病生产2濮深16081910 0901055440不合格文88块2504-26742430落物捞出1.5根（14.53m），井内余11.5根油管未捞出，鱼顶深度3765.81m。作业施工带病生产全井5吋套3W72-450071027806233788初评合格文72S3中块2505-26151940落物落物为89-1无电缆枪身及20m电缆,深度为3742m。射孔带病生产4W138-32 070928 0802143720不合格文138块3052-3127690落物20080214 补孔 落物：89-1无电缆枪身，大修至3605.91m（鱼顶深度）射孔带病生产5W88-33 070417 0906113950不合格文88块2546-26751400落物20090611 补孔 小件落物：89-1枪身4节，鱼顶：3700m.射孔带病生产6W88-34080408 0903213975不合格文88块2555-26681713落物刮蜡片一套，鱼顶3962m。采油管理带病生产733-3170801120902133100不合格文33块无地面139.7*P110*9.17套损2759.45m冲砂返出岩屑，90mm铅模打印2759.86m，铅模缩径为97mm；导锥冲砂至3085.95m，100mm铅模打印3084.71m，铅模缩径为95mm；卡封挤堵，110mm单刮刀钻头钻塞2558.52-2741.69m无进尺，95mm复式铣磨器钻铣至3086m，铣磨器有轻微划痕；89-1型1m枪遇阻2728m；105mm梨形铣锥修套2728-2775.3m 无进尺，梨形铣锥有轻微划痕。生产井段带病生产888-36 0806010808134106不合格文88块2581-26341340139.7*P110*10.54套损3202.1m，2740m起射孔管柱遇卡，活动解卡60t开，起出射孔管柱，枪身以上110根油管接箍磨损严重，有挂痕，114mm铅模打印至3202.1m，最小缩径为110mm。生产井段带病生产9W123-10 0805270806013400不合格文123块2500-2580 3260-32801048152.4*TP130*16.9套损3320m下110mm内刮刀套铣头钻铣3246.56-3320m无进尺，内刮刀套铣头一侧有滑痕，110mm铅模打印3320米，铅模缩径为106mm，底部有直径75mm圆形印痕，分析为套管变形且下部有结晶盐柱。酸侵化盐至3342.6m。盐层蠕动滑移带病生产08.5压裂10W33-3150705200804293089不合格文33块无200139.7*P110*9.17套损2653.8m、2864.73m20080429 钻塞补孔 套损：2653.8m最小缩径为98mm，2864.73m缩径为90mm生产井段、砂泥岩关井 11W33-31720080112903063100现场未评文33块无地面139.7*P110*9.17套损：2759.86m 该井出岩屑，2759.86m套管缩径为97mm（105mm梨形铣锥修套2728-2775.3m无进尺）砂泥岩带病生产12W33-320200710071011133657初评不合格文33块2359-24381760139.7*P110*9.17/10.54套损：3001.77m、3521m10年11月钻塞重炮3001.77m缩径为108mm，3521m缩径为97mm。砂泥岩带病生产13W33-4560908080908293410不合格文33块2311-2323 3310-33221310139.7*P110*9.17套损：2955.38m20090829 压裂未成 起枪身时，有卡钻现象；114mm铅模打印于2955.38m，铅模外侧有一长约3cm半圆切痕，最小外径至97mm；测井径时，上测至2954m遇卡，收井径臂仪器解卡，在2942-2954m无井径曲线，分析认为该段套管严重变形；114mm套铣头刮刀钻头钻铣2955.38m无进尺，套铣头有明显磨痕；下泵生产砂泥岩带病生产14W72-186 0706161003133732不合格文72-134块2566-26382143139.7*P110*9.17套损：2873.9m2873.9m最小缩径为97mm（已下105mm铣锥磨铣至3281.26m）砂泥岩带病生产08年5月挤堵15W72-215H 080813 0908053487合格文72-135块无3003139.7*P110*9.17套损2936.25m（原井套管）114mm*1.12m套管刮削器遇阻于2936.25m，冲洗至2939.34m无进尺，工具有划伤；114mm长面铣锥修套2937.56-3002.57m，工具完好；卡封Y221-114封隔器分别于3003.07m、3001.27m、3000.87m座封后，验封不合格，下泵生产。砂泥岩带病生产原井建井日期：19870526；悬挂器位置：3003.1m16W33-323200802161007073148未评文33块无1939139.7*P110*9.17套损：2403.7m 2403.7m最小缩径为106mm（已用114mm复式铣磨器修套至3127.75m）砂泥岩带病生产08年3月卡封压裂，邻井盐层2275-2324m17W33-330 080125 0903303540合格文33块3144-3168 3301-35401725139.7*P110*9.17套损2861.72m（砂泥岩）114mm*2.0m通井规于2861.72m遇阻，通井规有轻微擦痕；114mm铅模打印2989.67m，铅模最小缩径为108mm；填砂洗井漏失严重，井温找漏发现2400-2524m、2610-2670m有异常，机械找漏2661.03m以下无漏点。生产井段带病生产08.10压裂18W138-280611260906153515不合格文138块2927-2995630139.7*P110*9.17套损3408.6m 108mm开口复式铣磨器钻塞3406-3408.6m无进尺，铣磨器最小缩径至95mm。95mm铅模打印3412m，铅模一边有轻微划痕.95mm铣磨器钻塞3408.6-3491.91m.生产井段带病生产06.12压裂19W72-77200902280912293310初评不合格文72-134块2408-28781120139.7*P110*9.17套损：3115.71m、3124.31m、3123.56m 井深3115.71m套管错断；3124.31m套管错断，并最小缩径为70mm；3123.56m最小缩径为106mm。生产井段带病生产09年3月压裂20W88-31 061209 0708053942不合格文88块2549-26642455139.7*P110*9.17套损*3081.37m20070805 补孔 89-1无电缆枪身于2419.72m遇阻；100mm铅模打印2419.4m，铅模变形，第244-255根油管泥浆堵死，60mm导锥冲洗至3081.37m，返出物有岩屑；114mm铅模打印3081.37m，铅模变形，下100mm刮刀钻头钻铣至3090m遇阻，起出钻头轻微弯曲,完善350井口，空井筒完井。砂泥岩关井06.12压裂21W88-35200801121002153936.0未评文88块2572-2590 2625-27002460139.7*P110*10.54套损：3612.91m 3612.91m套管缩径为90mm（110mm复式铣磨器修套至3908.2m）。砂泥岩带病生产08年2月、7月压裂22W99-C190707090901012967不合格文99南块2638-2772308139.7*P110*9.17套损2380m(原井套管)20090101 补孔压裂 2380m缩径为108mm，砂泥岩带病生产04.1新投压裂，悬挂器深度2430.65m23WC138-18200802040910283500初评不合格文138-1块3005-30751092152.4*TP130*16.9套损：3022.19m 3022.19m套管弯曲变形盐层蠕动滑移带病生产09年1月挤堵24W138-29 070126 0807273592不合格文138块无83139.7*P110*9.17套损*3479.7m20080727 补孔 套损：3479.7m套管轻微变形（108mm*0.47m铣磨器磨铣修套3474.93-3554.1m）。生产井段带病生产07.01、12，08.5压裂25W269-20200908090912103376初评不合格文269块2502-25791338141.6*TP155*11.5套损：2508m 2508-2578m套管最小缩径为112.69mm盐层蠕动滑移带病生产09年8月压裂26W269-29200803120910013610合格文269块2440-25351569139.7*P110*9.17套损：3381.03m 套损：3381.03m最小直径为84mm，分析套管错断生产井段带病生产08年3月、09年9月压裂27W138-40 0701210703313730不合格文138块2866-2990地面139.7*P110*10.54套损2973m+落物2984.52m95mm铅模打印证实2973m套管缩径至80mm，下60mm斜尖冲砂至2984.52m，斜尖变形。80mm铅模打印至2984.52m，底部显示内径55mm、厚度11mm的圆形物体，多臂井径测井2985m遇阻，下泵。盐层蠕动滑移关井07.1压裂28W153-4200905031009283890初评合格文南试采井2529-26471228139.7*P110*10.54套损+落物：2535 m 套损+落物：套管在2535-2565m井段最小缩径至108mm；压力计托筒落井（长0.62m），深度不详盐层蠕动滑移带病生产09年5月压裂29W316080324 0805303724合格文99南块2822-28791940139.7*P110*9.17套漏：1200-1970m下FXY221-112封隔器*1970m找漏，1200-1970m漏失，技套上移7cm且出泥浆。腐蚀及套管质量关井30W33-419H 090