辽河油田套损原因分析与预防措施.ppt

,魏秉奎付玉红中油辽河油田分公司钻采工艺研究院,辽河油田油水井套损原因分析与预防措施,1,一、引言二、辽河油田油水井套管损坏现状三、辽河油田油水井套管损坏的原因分析四、预防套损的主要措施五、结论,引言,辽河油区的地理面积广阔，地质构造复杂，油藏类型丰富，是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。稠油热采和蒸汽吞吐是辽河油田开发最基本的生产措施。经过30多年的不断开发，不同区域和不同地质、工程和管理条件下的油（水）井，随着生产时间的不断延长及开发方案的不断实施和不断调整，特别是实施注水开发的砂岩油藏井和实施蒸汽吞吐的稠油、超稠油井，其套管技术状况已逐渐变差，甚至损坏，至使许多井不能正常生产，注采系统不能正常运行，从而影响了整个油区的稳产、上产。,2002年辽河油田分公司技术发展下在全油田范围内对生产井进行了全面调查，其中有1607口上报待大修井(包括带病生产井和停产待修井)。这些井中因套管变形、损坏而待修的井有909口,占待修井总数的56.7%；油品类型为稠油和高凝油的井有1037口,占待修井总数的64.5%,而这些井大多为热采井。由此可见，稠油井和高凝油井的套管损坏比率很大。在多种套损类型中，套管缩径、套管错断和套管漏失的比率达到90%以上，其中套管缩径比率高达61%。因此，套管缩径是治理套管变形面临的最大问题。,套损严重区块损坏位置统计,辽河油田稠油套损最严重的区块是杜229块和杜84块，对其中208口套损井的情况进行调查分析可知，在射孔井段发生套损的比例最高,二辽河油田油水井套管损坏的原因分析,导致油、水井套管技术状况变差、损坏的因素是多方面的，概括起来可分为地质因素和工程因素两大类。对一个具体区块的油、水井来讲，这两个因素很可能有的是主导因素，有的是次要因素，而更多的则是二种因素的组合。2.1地质因素勘探开发实践表明，辽河断陷盆地具有断层发育、断块破碎、沉积类型多样、储层非均质性强、油品性质多样、油藏类型丰富的特点，包容了众多的地质现象，凡是陆相沉积盆地的各种岩性、岩相、沉积模式、构造、生储盖组合、油品种类等在这里基本都有展示。辽河油区这种地质条件的复杂性，使得导致油水井套管损坏的地质因素也极为复杂，概括起来，主要有地层(油层)的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动、地层水腐蚀等几大因素。这些客观存在的内在因素一经引发，产生的应力变化是巨大的、不可抗拒的，这无疑将使油、水井套管受到严重损害，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，从而严重地干扰开发方案的实施，威胁油田的稳产、上产，给作业、修井施工增加了极大的困难。,2.2.1蒸汽吞吐对套管强度的影响在辽河油区，稠油油藏在上产、稳产及临界稳产储量的比例为39.5%，而目前产量比例已上升到62.3%。在热采开发的稠油中，注蒸汽热采井已占总井数的2/3以上。注蒸汽热采稠油对于提高稠油产量有很好的效果，但同时热蒸汽在井下形成的高温温度场也会对套管的正常使用构成很大的威胁。目前辽河油区发生套损的热采井已占总井数的10%以上。据统计，辽河油区有20%的热采套损井是在首次注蒸汽吞吐循环中发生的。经分析研究可知，当热采井在首次注入300的高温蒸汽后，封隔器附近的套管将产生700MPa以上的压应力，该值高于一般套管材料的许用值，这是造成套管损坏的最直接因素。此外，由于水泥环上的最大应力约60MPa，高于水泥环的抗压强度(以400号高温油井水泥为例，其抗压强度为40MPa)，从而造成水泥环的破坏，起不到保护套管的作用，这加剧了套管的损坏。,2.2工程因素,地质因素是客观存在的因素，往往在其它因素引发下成为套损的主导因素。采油工程中的注水和蒸汽吞吐，地层改造中的压裂、酸化，钻井过程中的套管本身材质、固井质量，固井过程中的套管串拉伸、压缩等等因素，是引发诱导地质因素产生破坏地应力的主要原因。因此，这些因素综合作用的结果便出现了套损井、套管损坏区块。,2.2.1蒸汽吞吐对套管强度的影响,另外，对注蒸汽热采井井筒温度场的分析可知，注蒸汽对外部地层的影响是非常有限的，井筒外部地层的物性参数对蒸汽的各项参数影响不太明显但对套管和水泥环的温度影响很大，在地层交界附近套管和水泥坏都有明显的温度陡变，这些位置应该是套管防护的关键所在。封隔器对地层的温度变化起着举足轻重的作用：在封隔器以下的地层，由于蒸汽直接窜入套管环空使其温度发生了剧烈陡升，在封隔器上下不太长的区域内产生了极大的温度差，这对于处在该区域内的套管和水泥环必然会有破坏性的影响。另外，外部地层的导热系数对地层温度也有很大的影响，不同地层的交界区域内温度场的剧烈变化对套管和水泥环也会产生非常恶劣的影响。,随着油藏注水开发的不断实施，油水井井下技术状况越来越复杂，出砂现象也越来越严重。地层出砂后，地下亏空引起地层下沉，是常规稠油疏松砂岩油藏中套管损坏的主要原因。地下压力之间存在着如下关系式：PO=PP+（1）式中：PO为上覆岩层压力，Mpa；PP为地层孔隙压力，Mpa；为岩层骨架压力，Mpa。由于长期开采，值增大，压力失去平衡，地层下沉，将套管压弯；或使井筒周围砂岩骨架塌陷，套管裸露并处于悬空状态，当受热伸长时，上部和下部套管相对固定，产生侧向应力，套管悬空部位相对应力集中，抗变能力最弱，易产生侧向变形。油井在生产过程中，如果对油层的管理不当，即放喷量控制不合理等，将会造成油层的坍塌性出砂，从而严重损坏套管。,2.2.2出砂问题,完井方式对套管影响是很大的，特别是射孔完井法，射孔工艺选择不当，一是会出现管外水泥环破裂，甚至出现套管破裂；二是射孔时，深度误差过大，或者误射，这对于二次加密井，三次加密井的薄互层尤为重要。误将薄层串的隔层泥岩、页岩射穿，将会使泥页岩受注入水浸蚀膨胀，导致地应力变化，最终使套管损坏；三是射孔密度选择不当，将会影响套管强度。如在特低渗透的泥砂岩油层采用高密度射孔完井，长期注水或油井油层酸化、压裂改造，短时间的高压也会将套管损坏。,完井质量问题,断层附近部署注水井，容易引起断层滑移而导致套管严重损坏。注水井成排部署，容易加剧地层孔隙压差的作用，增大水平方向的应力集中程度，最终导致成片套损井的出现。辽河油区的各油田在预防新套损井的出现方面，作了有力的尝试，见到明显的效果。如在井网调整过程中，一般断层两侧再部署新注水井，对断层两侧已有的注水井停注或降低注水强度控制注水，将已有的行列注水井网调整为面积注水井网，这样一来，即有利于提高剩余可采储量，又有利于油、水井之间的附加水平应力相互抵消，防止因水平应力单方向集中而出现成片套损井。,井位部署问题,2.2.5开发单元内外地层压力大幅度下降问题,辽河油区经过30多年的开采，注水开发油田的主力区块多已进入中高含水期，一方面由于开采方式的转变，加密、调整井网的增多，以及对低渗透、特低渗透井提高压力注水等等，另一方面由于注水井普遍采用提压注水、控制注水、停注、放溢流降压等措施，使得地层孔隙压力大起大落，岩体出现大幅度升降。在同一区块内，因油层的非均质性和井网部署的影响，使得油层孔隙压力分布不均匀，从而引起孔隙骨架不均匀的膨胀或收缩，导致局部地面升降，造成局部应力集中而出现零星套损井。当区块之间形成足够大的孔隙压差时，特别在行列注水开发条件下，泥页岩和断层面大面积水侵时，将导致成片套损井的出现。,2.2.6注入不平稳问题在笼统注水条件下，非均质油层使层间差异增大，高渗透区的吸水能力大成为高压区，低渗透区的吸水能力低成为低压区，层间压差增大，分层注水差的层间压差也较大。在层间，区块之间注采不平衡，有的超夺超注或低压欠注，超压注水区将促进浸水域扩大，增大岩体的不稳定性，造成成片套损井的出现。另外，由于井下作业开发调整等，注水井时关时开，开关不平稳。钻调整井时关停注水井成片集中停注，之后又集中齐注，使套管瞬时应力变化幅度过大，这些都将影响岩体的稳定，最终将导致套损井的出现。2.2.7氮气隔热井补氮不连续，造成套变、套损氮气隔热注排是目前辽河油田较为成熟的一种稠油开采方式，但在注氮过程中如果补氮不连续，会使套管忽冷忽热，急剧热胀冷缩，从而造成套变、套损。,2.2.8压裂作业内压过高使套管破坏低渗透油藏中由于压裂作业容易使套管受内压破坏。在有些压裂施工中压力过高而忽略了套管的压力承受能力，加之压裂工艺上的一些问题，使丝扣部位和水泥未封固的自由段套管很容易被压坏。2.2.9固井质量差，注汽后易发生套变、套损部分井在固井过程中，由于水泥问题、钻井液泥饼问题、固井前冲洗井壁与套管外干净程度等问题，往往造成水泥与套管、水泥与岩壁胶结固化不好。这将使套管未加固部分又增添了压缩负荷，再加上驱替水泥浆过程中，顶替液密度低，使套管外部静液柱压力大于套管内部静液柱压力，套管实际处在被压缩状态中，因此，在水泥浆固结后，胶结不好的部分常常会出现套管弯曲，进而损坏。2.2.10套管材质及加工制造质量问题造成套管早期损坏套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等质量问题，在完井以后的长期注采过程中，将会出现套管损坏现象。,3.预防套损的主要措施,通过以上分析总结可知，造成套管损坏的因素是多种多样的，因此必须针对不同的因素，制定相应的预防措施。针对不同的地质因素采取不同的预防措施针对蒸汽吞吐热采井进行专门的、多方面的工艺设计强化射孔井段套管强度，优化注汽运行氮气隔热井必须保证连续补氮变化封隔器卡封部位合理设计压裂工艺提高固井质量提高套管本身的材质及套管螺纹加工质量合理控制放喷量，避免油层坍塌出砂,