塔里木油田油水井套損規(guī)律及對策

塔里木油田油水井套損規(guī)律及對策王陶;陳蘭;周小平;廖建華;楊勝來;朱衛(wèi)紅;卞萬江;劉敏;雷雨;張媛;張勁;趙崴【摘要】BasedontheanalysesofthesituationanddistributionofcasingdamageintheTarimOilfield,itwasconsideredthattherearesixmajorfactorscausingthecasingdamage:(1)Thereareflowingrockorhighlypermeableformationaroundthecasing;(2)Thewellborestructureisunreasonable;(3)Theupholeelevationofcementinthedrillingdesignisnothighenough,orthecementingqualitydoesnotconformtotherules;Thequalityofcasinggradinghoopisnotuptotherequiredstandard;Collapseresistancedecreasedduetothecorrosion,wear,andspecialdownholeoperation;(6)Theunreasonabledevelopmentfactors.Accordingtothepresentsituationofthecasingdamage,thecomprehensivecountermeasuresof"defense”,"diagnosis”,"treatment"forrepairingthecasing-damagedwellsweredeveloped.Forthecasing-damagedwells,3ways,takingundergroundworksitsealingtosuppress,engineeringloggingandstatictemperaturegradient,wereusedtofindaleakage.During1998-2009,casingdamageshappenedin71wells,and87placesweredamagedintotal.Afterdeterminingthepositionofthecasingdamages,3wayswereemployedtorepairthecasing-damagedwells,cementsqueezing,usingpackertotheselectedsegment,tubeexpandingsubsidies.Fifty-sevencasing-damagedwellswererepaired,ofwhich,46wellswererecoveredonproduction.Thesuccessratiois80.70%.%基于對塔里木油田套損現(xiàn)狀與規(guī)律的分析研究,認(rèn)為造成油田油水井套損的因素主要有6個(gè)方面:①套管外存在塑性地層或高滲透地層;⑦井身結(jié)構(gòu)不合理;⑦鉆井設(shè)計(jì)水泥返高不夠或固井質(zhì)量不合格;④套管分級(jí)箍存在質(zhì)量問題（主要是新井）;⑤套管腐蝕、作業(yè)磨損以及特殊施工對套管造成損壞，使之抗外擠能力下降;⑥開發(fā)方式不合理.針對油田套損現(xiàn)狀和分布規(guī)律，制定多學(xué)科協(xié)作的套損井綜合”防”、”診"、"治”對策，對于已發(fā)生套損的井，采取井下作業(yè)坐封打壓、工程測井、靜溫梯度法3種技術(shù)綜合找漏，找漏結(jié)果統(tǒng)計(jì)表明,1998-2009年，已有71口油水井發(fā)生套損，確認(rèn)套損點(diǎn)87個(gè).在精確定位套損部位后，擇優(yōu)選取擠水泥、下封隔器,下脹管補(bǔ)貼等措施補(bǔ)漏，對已發(fā)生套損的57口井實(shí)施了補(bǔ)漏，有46口井恢復(fù)了生產(chǎn)，有效率達(dá)80.70%.【期刊名稱】《石油勘探與開發(fā)》【年（卷），期】2011（038）003【總頁數(shù)】10頁（P352-361）【關(guān)鍵詞】塔里木油田;開發(fā);套損井;套損規(guī)律;套損防治;對策【作者】王陶;陳蘭;周小平;廖建華;楊勝來;朱衛(wèi)紅;卞萬江;劉敏;雷雨;張媛;張勁;趙崴【作者單位】中國石油大學(xué)（北京）石油天然氣工程學(xué)院;中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院;中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部;中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部;中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部;中國石油大學(xué)（北京）石油天然氣工程學(xué)院;中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部;中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部;中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)部;中國石油塔里木油田公司技術(shù)發(fā)展處;中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院;中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院【正文語種】中文【中圖分類】TE26近年來，塔里木油田套損井?dāng)?shù)量呈上升趨勢[1],井下作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和難度加大。套損主要分布在砂巖油藏和碳酸鹽巖油藏中不同類型（斜井和水平井等）的深井或超深井之中。在塔里木油田〃稀井高產(chǎn)”的背景下，套損對開發(fā)井網(wǎng)造成嚴(yán)重沖擊，導(dǎo)致注采失衡，直接影響最終采收率，油田開發(fā)生產(chǎn)面臨嚴(yán)峻考驗(yàn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部管轄的哈得遜、東河、輪南、塔中、桑吉5個(gè)油田的16個(gè)開發(fā)單元中均有井發(fā)生套損，1998-2009年共有71口井發(fā)生套損，占所在開發(fā)單元總井?dāng)?shù)的15.8%。通過綜合治理，已對57口井實(shí)施了補(bǔ)漏，其中46口井恢復(fù)了生產(chǎn)，有效率達(dá)80.7%，說明塔里木油田套損防治措施是有效的。本文深入研究哈得遜、東河、輪南、塔中、桑吉5個(gè)油田的套損分布規(guī)律，總結(jié)套損治理工作的經(jīng)驗(yàn)與不足，為今后油田開發(fā)過程中保護(hù)油田合理開發(fā)井網(wǎng)、提高最終采收率奠定了基礎(chǔ)。塔里木油田的油水井套損主要發(fā)生在哈得遜、東河、輪南、桑吉及塔中5個(gè)油田的16個(gè)開發(fā)單元中，其中哈得遜油田3個(gè)單元（哈得遜1C、哈得遜4C、哈得遜10C）、東河油田2個(gè)單元（東河1。、東河4C）、輪南油田5個(gè)單元（輪2TI、輪2TH、輪2TB、輪2JB;輪3T）、塔中油田3個(gè)單元（塔中4C、塔中16C、塔中405C）、桑吉油田3個(gè)單元（桑南東O、桑南西。、解放渠東T）。據(jù)統(tǒng)計(jì)，1998-2009年有71口油水井發(fā)生套損，確認(rèn)套損點(diǎn)87個(gè)，年最高套損井?dāng)?shù)為13口，套損點(diǎn)達(dá)15個(gè)。表1和表2分別為塔里木油田1998—2009年油水井套損井?dāng)?shù)和套損點(diǎn)數(shù)及套損修復(fù)情況統(tǒng)計(jì)表。由表1可見，油田套損井?dāng)?shù)由多到少依次為哈得遜（30）、東河（15）、輪南（14）、桑吉（6）、塔中油田（6）。套損井?dāng)?shù)占所在開發(fā)單元總井?dāng)?shù)（449）的15.8%，累計(jì)減產(chǎn)45.18x104t,累計(jì)減注7.67x104m3。其中哈得遜油田套損最為嚴(yán)重，已累計(jì)減產(chǎn)23.65x104t,累計(jì)減注1.89x104m3;其次為東河油田，已累計(jì)減產(chǎn)14.57x104t,累計(jì)減注1.36x104m3（見表2）。對套損進(jìn)行了綜合治理，取得了較好效果。到2009年9月底，已對57口套損井（52口采油井，5口注水井）實(shí)施了補(bǔ)救，46口井恢復(fù)了生產(chǎn)（43口采油井，3口注水井），整體有效率達(dá)80.7%;其中，油井有效率為82.7%;注水井有效率為60.0%。套損前日產(chǎn)油2508t,修復(fù)后日產(chǎn)油為1836t,修復(fù)后油井日產(chǎn)量恢復(fù)率達(dá)73.2%。注水井套損后日注水量升為2460m3，修復(fù)后在井口油壓不變的情況下，日注水量降為1628m3，為修復(fù)前日注水量的66.2%，表明有效封堵了漏失到套損層段的注入水。套損修復(fù)作業(yè)前后油水井生產(chǎn)情況見表3。套損是影響塔里木油田原油生產(chǎn)穩(wěn)定、導(dǎo)致作業(yè)成本控制困難的重要因素之一。油田套損是物理和化學(xué)因素綜合作用的結(jié)果，表現(xiàn)為油水井套管在開發(fā)過程中遭受外力作用和/或腐蝕，發(fā)生塑性變形［2-3］、破裂或腐蝕穿孔等。從對已發(fā)現(xiàn)套損井情況的分析統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，塔里木油田油水井套損類型主要有3種：一是〃套變未漏”即套管變形但未穿孔。此類套損一般是在通井作業(yè)時(shí)發(fā)現(xiàn)的。二是〃套變且漏”即套管變形且穿孔。此類套損發(fā)生時(shí)，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征有明顯反映，井有出水或出砂現(xiàn)象。三是〃套破未變”即套管破裂但未變形。此類套損發(fā)生時(shí)，井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征同樣有明顯反映，如有出水或出砂現(xiàn)象。此類套損在超深井段發(fā)生時(shí)，工程測井往往難以確認(rèn)。塔里木油田油水井套損以第3種類型居多，約占70%。調(diào)研和綜合分析認(rèn)為，造成塔里木油田油水井套損的主要因素有以下6個(gè)方面。套管外存在塑性地層或高滲透地層，容易造成應(yīng)力集中從而導(dǎo)致套管變形。井身結(jié)構(gòu)不合理，自由套管太長，造成鉆井液或地層流體長期腐蝕套管。鉆井設(shè)計(jì)中水泥返高不夠或固井質(zhì)量不合格。油層套管分級(jí)箍存在質(zhì)量問題，密封不嚴(yán)或承壓較低（主要是新井）。套管腐蝕、作業(yè)磨損以及特殊施工對套管造成損壞，使其抗外擠能力下降［4］。不合理的開發(fā)措施使套損加劇。主要指油田開發(fā)過程中平面和層間矛盾弓I起的注采明顯不平衡，導(dǎo)致油田局部或成片套損，在哈得遜油田有此類實(shí)例。2.2.1哈得遜油田油田簡況與套損井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征哈得遜油田1998年3月開始試采，2000年8月整體采用水平井正式投產(chǎn)（有個(gè)別直井）。1998年至2004年3月，設(shè)計(jì)水平井采用簡化固井方式完井，平均井深5400-5600m，一級(jí)水泥返高4100m,從4100m至井口不固井。直井仍沿用原有全井段固井方式完井，固井質(zhì)量基本合格，平均井深5100-5150m。從2004年4月至今，按新開發(fā)方案設(shè)計(jì)，水平井油層套管也采用全井封固工藝，由于是超深井，設(shè)計(jì)采用雙級(jí)固井，即：一級(jí)固井，水泥從水平段根部（A點(diǎn)，約5200m處）向上返約1500m,即返至井深3700m處，采用常規(guī)密度水泥；二級(jí)固井，水泥從3500m上返至井口，采用低密度水泥。因此哈得遜油田的套損井主要為2004年4月之前完井的水平井，套損段位于造斜點(diǎn)（4800m）之上的直井段內(nèi)，主要是設(shè)計(jì)固井水泥的上返高度不夠所致［5］。部分于2004年4月之后完井的水平井出現(xiàn)套損，主要是雙級(jí)固井工藝中個(gè)別關(guān)鍵工具（分級(jí)箍）失效所致。表4為哈得遜油田套損井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表，可見，30口井套損時(shí)距井投產(chǎn)時(shí)間平均為2.6a（按分層套損井?dāng)?shù)的加權(quán)平均值算得，即30口井套損時(shí)平均投產(chǎn)時(shí)間的平均值，井?dāng)?shù)加權(quán)平均）；注水井套損后往往同時(shí)兼具井口油壓突降、注水量突升的特點(diǎn)；采油井套損后，其特征為：地層壓力突升（靜壓突升或動(dòng)液面變淺）、含水突變（突升，或突升-突降-突升等）或大量出水、電泵井過載停泵、大修期間循環(huán)洗井返出少量或大量細(xì)砂（正常產(chǎn)油時(shí)油井僅微量出砂，平均含砂量為0.07%,小于電泵井要求的臨界出砂量）、自噴井停噴或電泵井不出液停泵、產(chǎn)液量突變等特點(diǎn)，其中出現(xiàn)壓力變化的情況最多，達(dá)26井次。套損后有的井具有單一動(dòng)態(tài)特征，有的井則同時(shí)具有以上多種動(dòng)態(tài)特征。如果套損井含水率突升，水源一般為套損層附近的水層，所產(chǎn)水直接從井口采出或向下分流倒灌進(jìn)原產(chǎn)層（倒灌量大小取決于套損層產(chǎn)液指數(shù)大小和產(chǎn)層間壓差的大小），倒灌量小則井底壓力正常，倒灌量大則會(huì)引起地層壓力突升。哈得遜油田套損井中常發(fā)生倒灌現(xiàn)象。由于該油田目的層（石炭系東河砂巖、薄砂層油藏）已開發(fā)多年，地層壓力系數(shù)均已下降，其中東河砂巖油藏降至0.70~1.00，薄砂層油藏降至0.76~0.80，因此三疊系一第四系的套管發(fā)生套損后，套管外處于原始?jí)毫顟B(tài)的地層與井底間產(chǎn)生較大壓差，此時(shí)，管外產(chǎn)層會(huì)大量產(chǎn)水甚至倒灌進(jìn)目的層，導(dǎo)致井筒靜壓突升，甚至高于該井投產(chǎn)前的原始地層壓力。例如，薄砂層油藏B12H井2004年5月套損后靜壓為54.00MPa，比2002年3月投產(chǎn)時(shí)靜壓46.86MPa高出7.14MPa，而2004年12月堵漏成功后，靜壓降為39.14MPa,與該油藏鄰井同期地層壓力基本一致。為了系統(tǒng)說明哈得遜油田油水井縱向全井段原始?jí)毫ο禂?shù)及地層水特征，便于對套損井做出準(zhǔn)確判斷，在2005年新鉆井（直井A27T井）中進(jìn)行了MDT+MFE測試。測試表明：A27T井第四系至石炭系原始?jí)毫ο禂?shù)由1.08逐漸升至1.11,其中第四系至三疊系為1.08-1.10,二疊系因巖石易碎未測試，目的層石炭系原始?jí)毫ο禂?shù)為1.10~1.11。目前，油田主力油藏壓力系數(shù)已降至0.80左右，一旦有套損發(fā)生，壓力系數(shù)就會(huì)接近或高于該值。A27T井從上至下地層水特征變化明顯，由于套損點(diǎn)所處層段（三疊系一第四系）比目的層（石炭系，埋深為4500-5100m）淺的緣故，套損段產(chǎn)出水與目的層產(chǎn)出水的特征參數(shù)指標(biāo)相比表現(xiàn)為〃三低一高”，即水密度、氯離子含量、總礦化度低，硫酸根離子含量高。目的層水相對密度為1.18，氯離子含量為168.00g/L,總礦化度為272.00g/L,硫酸根離子含量為0.34g/L。而套損段產(chǎn)出水的相對密度、氯離子含量、總礦化度由第四系至三疊系呈上升趨勢（水相對密度從1.02增至1.12，氯離子含量從10.80g/L增至102.70g/L，總礦化度從25.30g/L增至169.30g/L），硫酸根離子含量呈下降趨勢，從5.49g/L降至1.18g/L。當(dāng)套損井產(chǎn)出水為套損段產(chǎn)出水與目的層產(chǎn)出水混合水時(shí)，其特征指標(biāo)往往介于兩者之間。要正確判斷套損情況，除了對以上地層水指標(biāo)加強(qiáng)分析外，還應(yīng)加強(qiáng)相關(guān)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測，并對油藏地質(zhì)特征和滲流規(guī)律進(jìn)行深入研究和分析。套損成因哈得遜油田套損以物理成因?yàn)橹鳎饕憩F(xiàn)為局部井段地應(yīng)力突變導(dǎo)致的彈塑性形變、套管支撐失穩(wěn)（尤其是超長自由套管）等。導(dǎo)致套損的原因大致可分為以下3類。①地應(yīng)力突變與套管支撐失穩(wěn)綜合作用導(dǎo)致套損。從該油田套損部位與井徑測井曲線的對應(yīng)關(guān)系（見圖1）、井斜方位與井深關(guān)系曲線［5］、偶極聲波測井玫瑰圖以及哈得遜地區(qū)新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)研究等［5-6］均可看出該區(qū)地應(yīng)力突變對套損的影響。套損井段2280-2690m（古近系）和3540-4110m（三疊系）的套損點(diǎn)數(shù)占總套損點(diǎn)數(shù)的61.0%（見圖1）。分析認(rèn)為，這兩個(gè)套損高發(fā)段主要受地應(yīng)力影響［7］,常規(guī)井徑測井曲線中井眼坍塌較頻繁或長軸與短軸長度相差較大的井段，即井徑曲線變化較大的井段對應(yīng)的套損點(diǎn)數(shù)量最多（圖1中所示0-1500m井段井徑曲線變化大，主要是地層欠壓實(shí)所致，而非地應(yīng)力影響所致；2300-4110m井段井徑曲線變化大，套損主要是地應(yīng)力影響的結(jié)果，其中部分井段分級(jí)箍失效，也可能是地應(yīng)力影響的結(jié)果；4110m以深層段因固井質(zhì)量較好，無套損點(diǎn)出現(xiàn)）。地應(yīng)力突變與套管支撐失穩(wěn)綜合作用導(dǎo)致套損的情況，可以A7H井為例說明。A7H井于2000年7月3日自噴投產(chǎn)，生產(chǎn)一直比較穩(wěn)定，4mm油嘴日產(chǎn)油42t。2004年4月28日突然停噴，停噴前含水從8.7%突升至22.3%，油壓從4.0MPa突然降至2.2MPa，套壓從6.4MPa突然降至6.2MPa。轉(zhuǎn)機(jī)采作業(yè)時(shí)，起油管掛卡導(dǎo)致復(fù)雜打撈作業(yè)，洗井沖砂30多次返出細(xì)砂達(dá)1917kg。井下作業(yè)坐封打壓兩次確認(rèn)套損段為2435.56~2494.99m（古近系，見圖1）,該井段為未固井且地應(yīng)力突變井段。通過井下作業(yè)起出油管，發(fā)現(xiàn)其下接箍上部已被切削成45°倒角（對應(yīng)深度為2413.83~2413.90m,見圖2）,分析認(rèn)為這是套管損壞后在原始?jí)毫ο鹿芡馑?、砂混合物快速?zèng)_出時(shí)對就近油管產(chǎn)生切割作用形成的。工程測井找漏也證實(shí)2454.50~2455.50m井段套管有刺穿孔（見圖3）（兩種方法確認(rèn)的套損井段深度存在一定系統(tǒng)誤差）。由圖3可見，在出現(xiàn)刺穿孔的部位，套管內(nèi)半徑（r）明顯發(fā)生改變，成像測井獲得的大量套管內(nèi)徑數(shù)據(jù)（圖中r1一r8為部分?jǐn)?shù)據(jù)）顯示，套損處的r4、r5、r6均大于其他部位的正常內(nèi)半徑（通常，在2454.53m處，設(shè)計(jì)平均標(biāo)準(zhǔn)套管內(nèi)半徑為78.54mm）,為87.628mm、86.020mm、81.510mm。對該井實(shí)施了擠水泥堵漏、鉆塞，并下電泵采油，結(jié)果日產(chǎn)油73t,含水率10.0%，表明找、堵漏作業(yè)獲得成功。分級(jí)箍失效引起套管滲漏。從找漏結(jié)果（見表5）看，因分級(jí)箍失效引起套管漏失的現(xiàn)象主要發(fā)生在2990-3010m（白堊系）和3210-3460m（侏羅系）井段。此類套損點(diǎn)數(shù)約占油田總套損點(diǎn)數(shù)的19.5%。由此可見，嚴(yán)把分級(jí)箍質(zhì)量、嚴(yán)控二級(jí)固井施工設(shè)計(jì)程序，是從源頭上杜絕套損的重要措施之一。鉆具起下次數(shù)多等外因造成套損。此類套損發(fā)生頻率位居第3位，主要發(fā)生在0-760m（第四系）、1490-1980m井段（新近系），此類套損井段的套損點(diǎn)數(shù)占總套損點(diǎn)數(shù)的18.4%。由于此類套損井段距離井口最近，所以認(rèn)為套損主要是因井下工具承重較大、鉆具起下次數(shù)多等外因所致，盡管套管強(qiáng)度校核在三軸應(yīng)力下處于安全狀態(tài)，但仍應(yīng)加強(qiáng)套管保護(hù)［8］?；瘜W(xué)腐蝕并不是哈得遜油田套損的主要成因。這一點(diǎn)從該油田腐蝕環(huán)境對套損影響的腐蝕實(shí)驗(yàn)?zāi)M（實(shí)驗(yàn)采用套管主要鋼級(jí)為天鋼N80）得到進(jìn)一步證實(shí)（套損時(shí)距井投產(chǎn)時(shí)間較短，平均僅2.6a）。從腐蝕圖譜看，表面腐蝕輕微，只沉積了薄薄一層CaCO3;從腐蝕截面形貌來看，腐蝕產(chǎn)物膜極薄且均勻，腐蝕速率僅為0.13mm/a。但目前哈得遜油田多數(shù)井套管內(nèi)、夕卜壁都與偏酸性地層水直接接觸，還需提前做好套管防腐技術(shù)儲(chǔ)備。套損井找漏哈得遜油田目前主要綜合采用井下作業(yè)（坐封打壓）、工程測井（包括多臂井徑測井、CAST-V測井、同位素測井等）及靜溫梯度法[2]3種技術(shù)找漏。利用井下作業(yè)法確認(rèn)套損井30口、套損點(diǎn)41個(gè)（見表6）,套損部位分布在第四系、新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系中。利用靜溫梯度法找漏測試35井次，判斷漏點(diǎn)31個(gè)，與井下作業(yè)法確認(rèn)的漏點(diǎn)結(jié)果吻合率高達(dá)75.61%，吻合的套損部位分布在第三系至三疊系。工程測井法找漏測試28井次，判斷套損點(diǎn)8個(gè)，與井下作業(yè)法確認(rèn)的套損點(diǎn)數(shù)吻合率較低，僅為19.51%，主要原因是國內(nèi)測井技術(shù)在哈得遜油田超深井段中應(yīng)用時(shí)，高溫、高壓、井眼?。?77.8mm（7in）和139.7mm（512in））等因素影響測試結(jié)果的準(zhǔn)確性，吻合的套損部位均分布在上部地層（第四系至古近系）中。注水井采用同位素測井法找漏確定的套損部位也在上部地層中，與井下作業(yè)法找漏結(jié)果100%吻合，建議在注水井找漏中推廣應(yīng)用同位素吸水剖面測井法。套損井堵漏表7為哈得遜油田套損井堵漏措施效果統(tǒng)計(jì)表，可見，對利用井下作業(yè)、工程測井、靜溫梯度法[2]3種技術(shù)綜合確認(rèn)的30口套損井（油井27口，注水井3口）中的28口井實(shí)施堵漏34井次（25口油井采取擠水泥堵漏30井次，2口注水井采取封隔器堵漏3井次（插管雙封1井次、插管單封2井次），1口注水井采取套管補(bǔ)貼+插管單封堵漏1井次）；另外2口油井因井況復(fù)雜、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大，放棄堵漏作業(yè)，長關(guān)待報(bào)廢。堵漏結(jié)果為：25口油井有21口堵漏成功，有效率為84.0%;3口注水井全部堵漏成功，有效率100%。合計(jì)堵漏油水井28口，成功24口，總有效率為85.7%。從統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，隨井段的加深，堵漏有效率降低，表明井越深，作業(yè)難度越大、風(fēng)險(xiǎn)也越大。成功堵漏油井的平均產(chǎn)量恢復(fù)率只有77.4%，表明套損井出砂、堵漏作業(yè)等對產(chǎn)層有較大傷害。由此可見，如何保證堵漏后油井產(chǎn)能恢復(fù)與穩(wěn)定，是亟待解決的難題。另外，還有部分井通過以上3種或其中1~2種找漏技術(shù)已確認(rèn)了套損，甚至找到了漏點(diǎn)，但因作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)太大，暫未實(shí)施堵漏，繼續(xù)維持現(xiàn)狀生產(chǎn)，無疑這些井是哈得遜油田長期穩(wěn)產(chǎn)的巨大隱患。2.2.2東河油田油田簡況與套損井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征東河油田1990年開始試采，1994年6月正式投產(chǎn)，開采層位為石炭系，油層埋深5700-5840m,確認(rèn)套損井?dāng)?shù)15□、套損點(diǎn)19個(gè)（見表1、表2）。油井套損時(shí)含水突然升至高或特高，甚至完全產(chǎn)水，并時(shí)有出砂；注水井則表現(xiàn)為注水量突增。套損成因東河油田套損以化學(xué)成因?yàn)橹鳌Ｔ撚吞锾讚p時(shí)距油水井平均投產(chǎn)時(shí)間較長，為13.2a，套管壁破損速度為1.04mm/a，套管破損和套管變形主要發(fā)生在固井質(zhì)量差的套管部位和自由套管處，主要套損層位是第三系和石炭系。東河油田投產(chǎn)以來一直高含CO2（含量約為20%）,但2006年6月突然檢測到H2S（從聯(lián)合站取樣分析H2S含量為75mg/m3），從套管腐蝕狀況及產(chǎn)出介質(zhì)分析來看，為H2S、CO2及高礦化度產(chǎn)出水共同腐蝕的結(jié)果［9-10］。對于東河油田開采16年后突然出現(xiàn)H2S，塔里木油田公司腐蝕與防腐項(xiàng)目組通過排除法初步認(rèn)為其是生物成因，即是硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)的產(chǎn)物［10］。此外，東河油田套損井的物理成因也不容忽視。除了井身結(jié)構(gòu)簡化導(dǎo)致套損外［11］,該油田套損井全部位于斷層附近，說明斷層活動(dòng)在某種程度上加劇了套損。套損井找漏和堵漏東河油田主要采用井下作業(yè)（坐封打壓）、工程測井、油藏工程3種診斷技術(shù)找漏，綜合判斷有15口井套損，套損部位分布在侏羅系、新近系。對15口套損井中的10口井（油井9口、注水井1口）采取了復(fù)合堵漏措施，其中封隔器堵漏4口（雙封2口、單封2口）、水泥塞堵漏2口、雙封+擠水泥堵漏1口、套管回接+擠水泥堵漏1口、機(jī)橋座封堵漏1口、套管補(bǔ)貼堵漏1口；另外5口井因井況復(fù)雜、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大，未實(shí)施堵漏而維持原狀生產(chǎn)?？傆?jì)有7口井（均為油井）堵漏成功，堵漏成功率為70.0%，平均堵漏作業(yè)周期為83d。措施成功的油井產(chǎn)油量恢復(fù)率較低，僅為42.6%，主要是套損井大修時(shí)的復(fù)雜作業(yè)導(dǎo)致井底受到一定程度的污染，使油井產(chǎn)能降低。2.2.3輪南油田油田簡況與套損井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征輪南油田1989年6月開始試采，1992年5月正式投產(chǎn)。開采層位為三疊系、侏羅系，油層埋深4400-4900m，確認(rèn)套損井?dāng)?shù)14口、套損點(diǎn)15個(gè)。油井套損時(shí)含水突然升至高或特高，甚至全部產(chǎn)水。套損成因輪南油田套損以化學(xué)成因?yàn)橹鳎–O2腐蝕）。套損主要發(fā)生在自由套管處，套損時(shí)油田油水井平均投產(chǎn)時(shí)間為6.9a，套管壁破損速度為2.3mm/a，腐蝕多發(fā)生在油井中部新近系2000-3500m井段，與發(fā)生CO2腐蝕的溫度和壓力范圍相對應(yīng)，即該層段溫度正好處在CO2腐蝕最容易發(fā)生的溫度區(qū)間。輪南油田油井井筒內(nèi)存在氣、液多相流動(dòng)，溫度、壓力較高，需進(jìn)一步加強(qiáng)腐蝕控制措施。目前針對CO2腐蝕所采取的防護(hù)措施主要有：采用耐蝕材料（包括使用玻璃鋼和高合金成分的合金鋼）、加注緩蝕劑和采用防腐涂覆層等。輪南油田已經(jīng)在兩口油井中開展了固體緩蝕棒防腐技術(shù)試驗(yàn)，效果較好，各部位掛片腐蝕速率都大大低于0.076mm/a的鋼材使用標(biāo)準(zhǔn)。此技術(shù)的一些關(guān)鍵環(huán)節(jié)如緩蝕棒投加量的優(yōu)化、現(xiàn)場投加工藝等尚有待進(jìn)一步改進(jìn)。套損井找漏和堵漏輪南油田主要采用井下作業(yè)（坐封打壓）、工程測井、靜溫梯度法3種技術(shù)找漏，綜合判斷有14口套損井（油井13口、注水井1口），確認(rèn)的套損部位均分布在新近系中。對確認(rèn)套損井中的12口井實(shí)施了堵漏，其中7口井采取擠水泥堵漏，3口井采取封隔器堵漏，1口井采取擠水泥+套管回接堵漏，1口井采取化學(xué)堵劑+擠水泥堵漏；另外2口井因井況復(fù)雜、作業(yè)難度大，采取了封井（油井1口）和打水泥塞（注水井1口）方式長期關(guān)井?？傆?jì)有9口井（均為油井）堵漏成功，有效率為75.0%，平均堵漏作業(yè)周期64d，產(chǎn)油量恢復(fù)率較高，為145.5%。2.2.4桑吉油田油田簡況與套損井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征桑吉油田1991年開始試采，1993年8月正式投產(chǎn)。開采層位為三疊系，油層埋深4200-4900m,綜合確認(rèn)套損井6口（采油井5口、注水井1口）、套損點(diǎn)6個(gè)。油井套損后含水突升甚至全部產(chǎn)水，注水井套損后測吸水剖面發(fā)現(xiàn)非射孔層變成了吸水的主力層。套損成因從套管壁破損速度較快的現(xiàn)象分析，套損以物理成因?yàn)橹?。套損時(shí)油田油水井平均投產(chǎn)時(shí)間為2.8a,套損發(fā)生在未固井井段，套損層位主要為新近系、白堊系。但桑吉油田也有含CO2和高含H2S的井，H2S含量最高達(dá)479mg/m3。建議提前進(jìn)行CO2、H2S等防腐技術(shù)儲(chǔ)備，確保油田長期平穩(wěn)開發(fā)。套損井找漏和堵漏油田采用井下作業(yè)（坐封打壓）、工程測井兩種技術(shù)找漏，綜合確認(rèn)套損井6口、套損點(diǎn)6個(gè)，其中5個(gè)分布在新近系，1個(gè)分布白堊系。對已確認(rèn)6口套損井中的2口井實(shí)施了堵漏，1口油井采取擠水泥堵漏成功，1口注水井采取單封隔器堵漏失敗關(guān)井；另外4口井因井況復(fù)雜、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大而放棄堵漏長期關(guān)井。2口實(shí)施堵漏的井僅1口井（油井）堵漏成功，恢復(fù)生產(chǎn)，作業(yè)有效率為50.0%，平均堵漏作業(yè)周期35d。該井堵漏后轉(zhuǎn)電泵生產(chǎn)，增油效果顯著，日產(chǎn)油量從堵漏前的6t升至104t，相對套損前產(chǎn)量恢復(fù)率達(dá)到了63.4%。2.2.5塔中油田油田簡況與套損井動(dòng)態(tài)特征塔中油田1995年1月開始試采，1996年8月正式投產(chǎn)。開采層位為石炭系，油層埋深3200-3800m，綜合確認(rèn)套損井6口、套損點(diǎn)6個(gè)。6口套損井均為油井，套損時(shí)含水突然升高甚至完全產(chǎn)水，或出砂。套損成因從套管壁破損速度較快的現(xiàn)象分析，塔中油田套損以物理成因?yàn)橹鳎ò═Z4-7-54分級(jí)箍滲漏）。套損時(shí)平均投產(chǎn)時(shí)間為2.1a，套損發(fā)生在固井質(zhì)量不合格部位（有3口井為分級(jí)箍失效），套損點(diǎn)分布無明顯規(guī)律，三疊系、二疊系、石炭系均有。由于塔中4、塔中62-82等井區(qū)出現(xiàn)了高含CO2和H2S的天然氣，為確保油田長期高效開發(fā)，應(yīng)該提前進(jìn)行CO2、H2S防腐技術(shù)儲(chǔ)備與研究。套損井找漏和堵漏塔中油田利用井下作業(yè)坐封打壓、工程測井、靜溫梯度法3種技術(shù)綜合確認(rèn)套損井6口（均為油井）、套損點(diǎn)6個(gè)。對已確認(rèn)套損井中的5口井實(shí)施了堵漏作業(yè)，其中4口井采取擠水泥堵漏，1口井采取雙封隔器堵漏。另外1口井因管柱落井打撈不出而完井關(guān)井?？傆?jì)有5口井堵漏成功，作業(yè)有效率100%；平均堵漏作業(yè)周期32d，產(chǎn)油量恢復(fù)率較高，為95.83%，主要原因在于1口新井堵漏成功增油效果明顯，日產(chǎn)油量從0升至42t。通過近幾年的摸索，對套損井的套損誘因進(jìn)行分析、研究和總結(jié)，明確了塔里木油田套損井的綜合治理對策——油藏與地質(zhì)、鉆井、測井、井下技術(shù)、采油等專業(yè)相結(jié)合的套損〃防”、“診”、“治”對策。套損之〃防”即指套損的預(yù)防，是從源頭上杜絕套損隱患。塔里木油田的具體做法如下。增加鉆井投入、合理優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，鉆井期間盡量減少對套管的磨損［12］。新井鉆井、完井時(shí)，采用全井封固的固井工藝，提高固井質(zhì)量，尤其重視分級(jí)箍的優(yōu)選與入井施工質(zhì)量。優(yōu)化改進(jìn)套管設(shè)計(jì)和射孔等［13］施工程序，必要時(shí)采用防腐、高強(qiáng)度套管，加強(qiáng)各環(huán)節(jié)套管保護(hù)。精心編制、優(yōu)化實(shí)施油田開發(fā)方案，保持油田注采平衡等，提高入井套管防損壞能力，延長油水井套管的使用壽命。套損之〃診”即指套損的診斷。國內(nèi)套損研究主要側(cè)重〃防”、“治”技術(shù)，對診斷技術(shù)研究相對不足，診斷技術(shù)主要包括井下工具、井下電視、地下管道探頭攝像［14］、工程測井、鉛模印記等。本研究通過在塔里木油田的實(shí)踐，提出了綜合運(yùn)用油藏工程、測井、井下工具判斷套損的綜合診斷技術(shù)，主要運(yùn)用井下作業(yè)坐封打壓、工程測井、靜溫梯度法3種技術(shù)找漏，找漏有效率較高。其中靜溫梯度找漏技術(shù)為油藏工程找漏技術(shù)中的4項(xiàng)套損診斷技術(shù)（異常停噴診斷技術(shù)［15］、異常見水診斷技術(shù)［16］、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)異常變化診斷技術(shù)、靜溫梯度診斷技術(shù)［17］）之一。需要指出的是，利用靜溫梯度、流溫梯度診斷出的異常井段實(shí)際上對應(yīng)管外流動(dòng)層位置，并不直接反映套損位置。溫度異常段與實(shí)際套損段間的深度差異主要取決于5個(gè)因素——測試點(diǎn)跨度、油套管管材的熱傳導(dǎo)系數(shù)、入井測試工具的定位誤差、套管管外泥巖夾層厚度、套管外固井質(zhì)量。在實(shí)際應(yīng)用中只要綜合考慮多種因素來分析和判斷，就能提高套損定位的準(zhǔn)確度與精確度。套損之〃治”即指套損井的治理。套損井修井時(shí)，隨著套損位置的加深，施工難度加大，深、超深水平井軌跡復(fù)雜多樣，容易出現(xiàn)卡鉆、拉斷井下工具的復(fù)雜情況。針對引起套損的不同因素、套損類型、套損程度、套損井段等進(jìn)行全面細(xì)致的分析研究，在降低作業(yè)成本，提高經(jīng)濟(jì)效益的基礎(chǔ)上，采取不同的修復(fù)方法和手段，以期達(dá)到最佳的治理效果。目前油田對套損井的措施原則是：對生產(chǎn)影響不大的套損井暫不修復(fù)；對純變形且變形程度輕微的套損，采用簡單的機(jī)械方法做整形修復(fù)處理；對套損段已破漏且影響生產(chǎn)的井，開展綜合治理。油田套損井綜合治理是指：先通過診斷技術(shù)了解大致破損段，再通過機(jī)械找漏精確定位，最后采取工程手段封堵。工程手段包括擠水泥、下封隔器（單封、雙封）、套管補(bǔ)貼、套管回接、化學(xué)封堵、整形、磨銑、加固、換套管等眾多工藝。其中前5種工藝在油田綜合套損治理中應(yīng)用整體較為成功。具體做法如下。對套管變形不嚴(yán)重，但已破漏的井采取先對套管整形，然后擠水泥或下封隔器等堵漏，從而實(shí)現(xiàn)套損井的治理和再利用。對破損段采取擠水泥封堵。該工藝簡單實(shí)用，在塔里木油田應(yīng)用較為成熟，取得顯著效果，但有一定施工風(fēng)險(xiǎn)。利用單封或雙封隔器進(jìn)行卡堵水，必須在套損井段內(nèi)徑許可的情況下進(jìn)行。大直徑套損井，利用小直徑工具卡堵修復(fù)。對套損段長度小于12m，變形不嚴(yán)重的套損井采用套管補(bǔ)貼［18］。該工藝在塔里木油田共應(yīng)用2井次（哈得遜、東河油田），初期效果非常明顯，但密封件一旦受腐蝕易失封。還引進(jìn)了國外〃脹管補(bǔ)貼”技術(shù)，該工藝正處于先期試驗(yàn)階段。對于套損嚴(yán)重、不易修復(fù)的套損井，若生產(chǎn)潛力較大，采取側(cè)鉆或小套管回接固井，若無生產(chǎn)潛力則申請報(bào)廢。套損隱患井?dāng)?shù)量大。套損隱患井不斷增加對油田生產(chǎn)造成極大威脅，其中主力油田（哈得遜油田）的套損隱患井已多達(dá)100口，采油井隱患井日產(chǎn)油占該油田總產(chǎn)油量的70%以上，注水井隱患井日注水量占該油田總注水量的80%以上。套損隱患井預(yù)防技術(shù)儲(chǔ)備差，加上初期成本控制因素，套損隱患井普遍未采取有效預(yù)防措施，只在套損發(fā)生后被動(dòng)補(bǔ)救，導(dǎo)致部分井無法有效避免復(fù)雜作業(yè)，產(chǎn)量大幅降低，中、后期開發(fā)成本大幅上升。部分套損井雖然通過找漏、監(jiān)測方法發(fā)現(xiàn)漏點(diǎn)，但受目前井下找漏及堵漏技術(shù)的局限，無法及時(shí)有效證實(shí)和補(bǔ)救，導(dǎo)致部分井待報(bào)廢或保持原狀生產(chǎn)，不利于油田穩(wěn)產(chǎn)。需選取有代表性的隱患井開展套損井井下工藝技術(shù)攻關(guān)，以有效降低復(fù)雜井況下的作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，徹底扭轉(zhuǎn)目前套損補(bǔ)救工作的被動(dòng)局面。引發(fā)超深井套損的潛在因素多，地質(zhì)、構(gòu)造、鉆井、測井、井下作業(yè)、開采方式、動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)等因素都可能引發(fā)套損。必須充分重視現(xiàn)代完井工程［19］、油藏工程、采油工藝、動(dòng)態(tài)監(jiān)測［20］等技術(shù)在套管損害機(jī)理研究中的指導(dǎo)作用，兼顧長期生產(chǎn)維護(hù)與管理，堅(jiān)持完井、生產(chǎn)、監(jiān)測等工作的系統(tǒng)優(yōu)化。地應(yīng)力場變化及套損過程的有效動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)［19］缺乏，該技術(shù)對于深入研究套損機(jī)理具有重要意義，應(yīng)加大研究攻關(guān)力度?？茖W(xué)管理套損井經(jīng)驗(yàn)缺乏，應(yīng)規(guī)范套損井?dāng)?shù)據(jù)庫等的管理［21-22］。例如，套損井?dāng)?shù)據(jù)庫應(yīng)含文本與圖形數(shù)據(jù)庫，具體包括：基本數(shù)據(jù)、地球物理測井與生產(chǎn)測井、井身結(jié)構(gòu)、油層數(shù)據(jù)、試油數(shù)據(jù)、生產(chǎn)及動(dòng)態(tài)監(jiān)測、作業(yè)大事記、套損及修復(fù)鉛模照片等資料。套損研究方法不足，定量決策依據(jù)不充分。目前國內(nèi)研究套損的方法只有綜合分析法和數(shù)值模擬法兩種［23-26］，前者作定性分析，后者作定量分析，兩種方法還都處于起步階段。建議在今后套損研究工作中大力發(fā)展套損數(shù)值模擬技術(shù)等研究方法，為套損識(shí)別與防治提供方便、快捷、直觀的量化途徑?？刂贫唐诔杀疽c長期效益結(jié)合，減少技術(shù)套管、簡化井身結(jié)構(gòu)的同時(shí)應(yīng)充分考慮油水井能否長期安全生產(chǎn)。因此，在今后的開發(fā)井中應(yīng)確定科學(xué)合理的井身結(jié)構(gòu)及科學(xué)合理的固井工藝，封實(shí)易對套管造成損壞的井段。針對近年來塔里木油田油水井套損井?dāng)?shù)量增加、對生產(chǎn)威脅較大的現(xiàn)狀，重點(diǎn)分析了套損最嚴(yán)重的哈得遜油田套損井的動(dòng)態(tài)特征、套損成因以及套損綜合治理技術(shù)，對其他油田的套損以及綜合治理狀況也進(jìn)行了概述。雖然塔里木油田深井、超深井套管損壞的預(yù)防和綜合治理工作取得了一定成效，但許多修復(fù)技術(shù)并未成熟，尚需不斷完善。本文系統(tǒng)總結(jié)了塔里木油田套損綜合防治的經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)，旨在為今后加強(qiáng)和提高套損井管理水平，進(jìn)一步攻克復(fù)雜套損井更多技術(shù)瓶頸問題奠定良好基礎(chǔ)?！鞠嚓P(guān)文獻(xiàn)】向文剛，韓易龍,周代余，等.塔里木油田超深井套損原因及防治對策[C]//吳奇.井下作業(yè)大修技術(shù)交流會(huì)論文集.北京:石油工業(yè)出版社,2009:11-17.XiangWengang,HangYilong,ZhouDaiyu,etal.Thecasingfailuremechanismandcountermeasureoftheprecautionandtreatmentintheultra-deephorizontalwellinTariMoilfield[C]//WuQi.Theintercoursemeetingdisquisitionvolumeofworkovertechnologyindownholeoperation.Beijing:PetroleuMindustryPress,2009:11-17.陳朝偉,蔡永恩.套管-地層系統(tǒng)套管載荷的彈塑性理論分析[J].石油勘探與開發(fā),2009,36(2):242-246.ChenZhaowei,CaiYongen.Studyoncasingloadinacasing-stratumsystembyelastoplastictheory[J].PetroleumExplorationandDevelopment,2009,36(2):242-246.章根德，何鮮.油井套管變形損壞機(jī)理[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005:27-50.ZhangGende,HeXian.DeformationandfailuremechanisMofoilwellcasing[M].Beijing:PetroleuMindustryPress,2005:27-50.于華偉,李茂華,牛衛(wèi)東.出砂量對射孔套管力學(xué)性能的分析計(jì)算[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2009,31(1):149-152.YuHuawei,LiMaohua,NiuWeidong.Analysisandcalculationofmechanicsperformanceofsandproductionrateinperforatedcasing[J].JournalofSouthwestPetroleuMuniversity:Science&TechnologyEdition,2009,31(1):149-152.王陶,蔣仁裕,韓易龍，等.H油田超深水平井套損機(jī)理及防診治技術(shù)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版,2009,31(1):156-161.WangTao,JiangRenyu,HanYilong,etal.ThecasingfailuremechanisMintheultra-deephorizontalwellandresearchonthetechnologyoftheprecaution,diagnoseandtreatmentinHOilfield[J].JournalofSouthwestPetroleuMuniversity:Science&TechnologyEdition,2009,31(1):156-161.孫龍德，江同文,徐漢林,等.塔里木盆地哈得遜油田非穩(wěn)態(tài)油藏[J].石油勘探與開發(fā),2009,36(1):62-67.SunLongde,JiangTongwen,XuHanlin,etal.UnsteadyreservoirinHadsonOilfield,TarimBasin[J].PetroleumExplorationandDevelopment,2009,36(1):62-67.練章華.地應(yīng)力與套管損壞機(jī)理[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009:1-20.LianZhanghua.Groundstressandcasingfailuremechanism[M].Beijing:PetroleuMindustryPress,2009:1-20.申昭熙,馮耀榮,解學(xué)東，等.套管抗擠強(qiáng)度分析及計(jì)算[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2008,30(3):139-142.ShenZhaoxi,FengYaorong,XieXuedong,etal.Casingc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