遼河油田套損原因分析與預(yù)防措施.ppt

魏秉奎付玉紅中油遼河油田分公司鉆采工藝研究院 遼河油田油水井套損原因分析與預(yù)防措施 一 引言二 遼河油田油水井套管損壞現(xiàn)狀三 遼河油田油水井套管損壞的原因分析四 預(yù)防套損的主要措施五 結(jié)論 引言 遼河油區(qū)的地理面積廣闊 地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜 油藏類型豐富 是一個以稀油 稠油 高凝油為主要開發(fā)對象的復(fù)式油氣區(qū) 稠油熱采和蒸汽吞吐是遼河油田開發(fā)最基本的生產(chǎn)措施 經(jīng)過30多年的不斷開發(fā) 不同區(qū)域和不同地質(zhì) 工程和管理條件下的油 水 井 隨著生產(chǎn)時間的不斷延長及開發(fā)方案的不斷實施和不斷調(diào)整 特別是實施注水開發(fā)的砂巖油藏井和實施蒸汽吞吐的稠油 超稠油井 其套管技術(shù)狀況已逐漸變差 甚至損壞 至使許多井不能正常生產(chǎn) 注采系統(tǒng)不能正常運行 從而影響了整個油區(qū)的穩(wěn)產(chǎn) 上產(chǎn) 2002年遼河油田分公司技術(shù)發(fā)展下在全油田范圍內(nèi)對生產(chǎn)井進行了全面調(diào)查 其中有1607口上報待大修井 包括帶病生產(chǎn)井和停產(chǎn)待修井 這些井中因套管變形 損壞而待修的井有909口 占待修井總數(shù)的56 7 油品類型為稠油和高凝油的井有1037口 占待修井總數(shù)的64 5 而這些井大多為熱采井 由此可見 稠油井和高凝油井的套管損壞比率很大 在多種套損類型中 套管縮徑 套管錯斷和套管漏失的比率達到90 以上 其中套管縮徑比率高達61 因此 套管縮徑是治理套管變形面臨的最大問題 套損嚴重區(qū)塊損壞位置統(tǒng)計 遼河油田稠油套損最嚴重的區(qū)塊是杜229塊和杜84塊 對其中208口套損井的情況進行調(diào)查分析可知 在射孔井段發(fā)生套損的比例最高 二 遼河油田油水井套管損壞的原因分析 導(dǎo)致油 水井套管技術(shù)狀況變差 損壞的因素是多方面的 概括起來可分為地質(zhì)因素和工程因素兩大類 對一個具體區(qū)塊的油 水井來講 這兩個因素很可能有的是主導(dǎo)因素 有的是次要因素 而更多的則是二種因素的組合 2 1地質(zhì)因素勘探開發(fā)實踐表明 遼河斷陷盆地具有斷層發(fā)育 斷塊破碎 沉積類型多樣 儲層非均質(zhì)性強 油品性質(zhì)多樣 油藏類型豐富的特點 包容了眾多的地質(zhì)現(xiàn)象 凡是陸相沉積盆地的各種巖性 巖相 沉積模式 構(gòu)造 生儲蓋組合 油品種類等在這里基本都有展示 遼河油區(qū)這種地質(zhì)條件的復(fù)雜性 使得導(dǎo)致油水井套管損壞的地質(zhì)因素也極為復(fù)雜 概括起來 主要有地層 油層 的非均質(zhì)性 油層傾角 巖石性質(zhì) 地層斷層活動 地下地震活動 地層水腐蝕等幾大因素 這些客觀存在的內(nèi)在因素一經(jīng)引發(fā) 產(chǎn)生的應(yīng)力變化是巨大的 不可抗拒的 這無疑將使油 水井套管受到嚴重損害 導(dǎo)致成片套管損壞區(qū)的出現(xiàn)及局部小區(qū)塊套管損壞區(qū)的出現(xiàn) 從而嚴重地干擾開發(fā)方案的實施 威脅油田的穩(wěn)產(chǎn) 上產(chǎn) 給作業(yè) 修井施工增加了極大的困難 2 2 1蒸汽吞吐對套管強度的影響在遼河油區(qū) 稠油油藏在上產(chǎn) 穩(wěn)產(chǎn)及臨界穩(wěn)產(chǎn)儲量的比例為39 5 而目前產(chǎn)量比例已上升到62 3 在熱采開發(fā)的稠油中 注蒸汽熱采井已占總井數(shù)的2 3以上 注蒸汽熱采稠油對于提高稠油產(chǎn)量有很好的效果 但同時熱蒸汽在井下形成的高溫溫度場也會對套管的正常使用構(gòu)成很大的威脅 目前遼河油區(qū)發(fā)生套損的熱采井已占總井數(shù)的10 以上 據(jù)統(tǒng)計 遼河油區(qū)有20 的熱采套損井是在首次注蒸汽吞吐循環(huán)中發(fā)生的 經(jīng)分析研究可知 當熱采井在首次注入300 的高溫蒸汽后 封隔器附近的套管將產(chǎn)生700MPa以上的壓應(yīng)力 該值高于一般套管材料的許用值 這是造成套管損壞的最直接因素 此外 由于水泥環(huán)上的最大應(yīng)力約60MPa 高于水泥環(huán)的抗壓強度 以400號高溫油井水泥為例 其抗壓強度為40MPa 從而造成水泥環(huán)的破壞 起不到保護套管的作用 這加劇了套管的損壞 2 2工程因素 地質(zhì)因素是客觀存在的因素 往往在其它因素引發(fā)下成為套損的主導(dǎo)因素 采油工程中的注水和蒸汽吞吐 地層改造中的壓裂 酸化 鉆井過程中的套管本身材質(zhì) 固井質(zhì)量 固井過程中的套管串拉伸 壓縮等等因素 是引發(fā)誘導(dǎo)地質(zhì)因素產(chǎn)生破壞地應(yīng)力的主要原因 因此 這些因素綜合作用的結(jié)果便出現(xiàn)了套損井 套管損壞區(qū)塊 2 2 1蒸汽吞吐對套管強度的影響 另外 對注蒸汽熱采井井筒溫度場的分析可知 注蒸汽對外部地層的影響是非常有限的 井筒外部地層的物性參數(shù)對蒸汽的各項參數(shù)影響不太明顯但對套管和水泥環(huán)的溫度影響很大 在地層交界附近套管和水泥壞都有明顯的溫度陡變 這些位置應(yīng)該是套管防護的關(guān)鍵所在 封隔器對地層的溫度變化起著舉足輕重的作用 在封隔器以下的地層 由于蒸汽直接竄入套管環(huán)空使其溫度發(fā)生了劇烈陡升 在封隔器上下不太長的區(qū)域內(nèi)產(chǎn)生了極大的溫度差 這對于處在該區(qū)域內(nèi)的套管和水泥環(huán)必然會有破壞性的影響 另外 外部地層的導(dǎo)熱系數(shù)對地層溫度也有很大的影響 不同地層的交界區(qū)域內(nèi)溫度場的劇烈變化對套管和水泥環(huán)也會產(chǎn)生非常惡劣的影響 隨著油藏注水開發(fā)的不斷實施 油水井井下技術(shù)狀況越來越復(fù)雜 出砂現(xiàn)象也越來越嚴重 地層出砂后 地下虧空引起地層下沉 是常規(guī)稠油疏松砂巖油藏中套管損壞的主要原因 地下壓力之間存在著如下關(guān)系式 PO PP 1 式中 PO為上覆巖層壓力 Mpa PP為地層孔隙壓力 Mpa 為巖層骨架壓力 Mpa 由于長期開采 值增大 壓力失去平衡 地層下沉 將套管壓彎 或使井筒周圍砂巖骨架塌陷 套管裸露并處于懸空狀態(tài) 當受熱伸長時 上部和下部套管相對固定 產(chǎn)生側(cè)向應(yīng)力 套管懸空部位相對應(yīng)力集中 抗變能力最弱 易產(chǎn)生側(cè)向變形 油井在生產(chǎn)過程中 如果對油層的管理不當 即放噴量控制不合理等 將會造成油層的坍塌性出砂 從而嚴重損壞套管 2 2 2出砂問題 完井方式對套管影響是很大的 特別是射孔完井法 射孔工藝選擇不當 一是會出現(xiàn)管外水泥環(huán)破裂 甚至出現(xiàn)套管破裂 二是射孔時 深度誤差過大 或者誤射 這對于二次加密井 三次加密井的薄互層尤為重要 誤將薄層串的隔層泥巖 頁巖射穿 將會使泥頁巖受注入水浸蝕膨脹 導(dǎo)致地應(yīng)力變化 最終使套管損壞 三是射孔密度選擇不當 將會影響套管強度 如在特低滲透的泥砂巖油層采用高密度射孔完井 長期注水或油井油層酸化 壓裂改造 短時間的高壓也會將套管損壞 完井質(zhì)量問題 斷層附近部署注水井 容易引起斷層滑移而導(dǎo)致套管嚴重損壞 注水井成排部署 容易加劇地層孔隙壓差的作用 增大水平方向的應(yīng)力集中程度 最終導(dǎo)致成片套損井的出現(xiàn) 遼河油區(qū)的各油田在預(yù)防新套損井的出現(xiàn)方面 作了有力的嘗試 見到明顯的效果 如在井網(wǎng)調(diào)整過程中 一般斷層兩側(cè)再部署新注水井 對斷層兩側(cè)已有的注水井停注或降低注水強度控制注水 將已有的行列注水井網(wǎng)調(diào)整為面積注水井網(wǎng) 這樣一來 即有利于提高剩余可采儲量 又有利于油 水井之間的附加水平應(yīng)力相互抵消 防止因水平應(yīng)力單方向集中而出現(xiàn)成片套損井 井位部署問題 2 2 5開發(fā)單元內(nèi)外地層壓力大幅度下降問題 遼河油區(qū)經(jīng)過30多年的開采 注水開發(fā)油田的主力區(qū)塊多已進入中高含水期 一方面由于開采方式的轉(zhuǎn)變 加密 調(diào)整井網(wǎng)的增多 以及對低滲透 特低滲透井提高壓力注水等等 另一方面由于注水井普遍采用提壓注水 控制注水 停注 放溢流降壓等措施 使得地層孔隙壓力大起大落 巖體出現(xiàn)大幅度升降 在同一區(qū)塊內(nèi) 因油層的非均質(zhì)性和井網(wǎng)部署的影響 使得油層孔隙壓力分布不均勻 從而引起孔隙骨架不均勻的膨脹或收縮 導(dǎo)致局部地面升降 造成局部應(yīng)力集中而出現(xiàn)零星套損井 當區(qū)塊之間形成足夠大的孔隙壓差時 特別在行列注水開發(fā)條件下 泥頁巖和斷層面大面積水侵時 將導(dǎo)致成片套損井的出現(xiàn) 2 2 6注入不平穩(wěn)問題在籠統(tǒng)注水條件下 非均質(zhì)油層使層間差異增大 高滲透區(qū)的吸水能力大成為高壓區(qū) 低滲透區(qū)的吸水能力低成為低壓區(qū) 層間壓差增大 分層注水差的層間壓差也較大 在層間 區(qū)塊之間注采不平衡 有的超奪超注或低壓欠注 超壓注水區(qū)將促進浸水域擴大 增大巖體的不穩(wěn)定性 造成成片套損井的出現(xiàn) 另外 由于井下作業(yè)開發(fā)調(diào)整等 注水井時關(guān)時開 開關(guān)不平穩(wěn) 鉆調(diào)整井時關(guān)停注水井成片集中停注 之后又集中齊注 使套管瞬時應(yīng)力變化幅度過大 這些都將影響巖體的穩(wěn)定 最終將導(dǎo)致套損井的出現(xiàn) 2 2 7氮氣隔熱井補氮不連續(xù) 造成套變 套損氮氣隔熱注排是目前遼河油田較為成熟的一種稠油開采方式 但在注氮過程中如果補氮不連續(xù) 會使套管忽冷忽熱 急劇熱脹冷縮 從而造成套變 套損 2 2 8壓裂作業(yè)內(nèi)壓過高使套管破壞低滲透油藏中由于壓裂作業(yè)容易使套管受內(nèi)壓破壞 在有些壓裂施工中壓力過高而忽略了套管的壓力承受能力 加之壓裂工藝上的一些問題 使絲扣部位和水泥未封固的自由段套管很容易被壓壞 2 2 9固井質(zhì)量差 注汽后易發(fā)生套變 套損部分井在固井過程中 由于水泥問題 鉆井液泥餅問題 固井前沖洗井壁與套管外干凈程度等問題 往往造成水泥與套管 水泥與巖壁膠結(jié)固化不好 這將使套管未加固部分又增添了壓縮負荷 再加上驅(qū)替水泥漿過程中 頂替液密度低 使套管外部靜液柱壓力大于套管內(nèi)部靜液柱壓力 套管實際處在被壓縮狀態(tài)中 因此 在水泥漿固結(jié)后 膠結(jié)不好的部分常常會出現(xiàn)套管彎曲 進而損壞 2 2 10套管材質(zhì)及加工制造質(zhì)量問題造成套管早期損壞套管本身存在微孔 微縫 螺紋不符合要求及抗剪 抗拉強度低等質(zhì)量問題 在完井以后的長期注采過程中 將會出現(xiàn)套管損壞現(xiàn)象 3 預(yù)防套損的主要措施 通過以上分析總結(jié)可知 造成套管損壞的因素是多種多樣的 因此必須針對不同的因素 制定相應(yīng)的預(yù)防措施 針對不同的地質(zhì)因素采取不同的預(yù)防措施針對蒸汽吞吐熱采井進行專門的 多方面的工藝設(shè)計強化射孔井段套管強度 優(yōu)化注汽運行氮氣隔熱井必須保證連續(xù)補氮變化封隔器卡封部位合理設(shè)計壓裂工藝提高固井質(zhì)量提高套管本身的材質(zhì)及套管螺紋加工質(zhì)量合理控制放噴量 避免油層坍塌出