張英

【摘要】本文從喇嘛甸油田北北塊套管損壞狀況及分布特征入手，深入分析油水井套損原因，通過對油水井套管損壞區(qū)域?qū)嵭写_定注采比、套損區(qū)停注控注、抓好日常管理等綜合治理方法，有效控制了套管損壞的增長趨勢，改善油水井的開發(fā)效果，為今后治理套管損壞提供思路。

【關(guān)鍵詞】套管損壞 分布特征 注采比 控注

1 喇嘛甸油田北北塊套損狀況及分布特征1.1 套管損壞狀況

喇嘛甸油田北北塊從1981年發(fā)現(xiàn)1口注水井套管損壞，到2012年12月累計發(fā)現(xiàn)套管損壞井219口，占投產(chǎn)井?dāng)?shù)的15.28%。油井套損94口，占投產(chǎn)油井的8.88%；水井套損125口，占投注水井?dāng)?shù)的33.42%。

1.2 空間上分布特點

從縱向上看，套損井淺部油層主要集中在嫩二段以上和S0-SⅡ4危險段，深部油層零散分布在PⅡ組下部和GⅠ組上部。從平面上看，套損井主要集中在氣頂外純油區(qū)和過渡帶。

從歷年套損層位縱向變化趨勢看，淺表層套損井持續(xù)存在，所占比例近40%，而2000年以后S0-SⅡ4危險段套損井明顯上升，所占比例在42.5%以上，同時深部油層套損井也明顯增多。

1.3 套管損壞趨勢及兩個主要套損井區(qū)

1995年后套損速度有加快的趨勢，2006年套損井?dāng)?shù)達(dá)到28口。并且套損井成片發(fā)生，形成了L5-15、L10-14兩個比較集中且具有一定規(guī)模的套損區(qū)。L5-15井區(qū)處在14號、141號和17號斷層附近，共有套損井32口，其中油井13口，水井19口。L10-14井區(qū)處在7號和10號斷層附近，共有套損井23口，其中油井12口，水井11口。

2 油水井套損原因分析

套管損壞的原因比較復(fù)雜，主要原因有：高壓水進(jìn)入泥巖層，使泥巖膨脹，造成套管損壞；超破裂壓力注水使巖層產(chǎn)生微裂縫，高壓水沿微裂縫注入泥頁巖中，形成“浸水域”，造成套管損壞；電化學(xué)腐蝕；斷層兩側(cè)壓力不平衡。套管損壞可能是其中一項或多項因素共同影響所致。2.1 高壓注水，形成“浸水域”

在薩零～薩二組之間有兩段泥巖，該段泥巖中膨潤土含蒙脫石81%、高嶺石19%，微層理發(fā)育，能使大量的吸附水和孔隙水存于泥巖中。在高壓注水過程中會使巖層產(chǎn)生裂縫，形成非油層進(jìn)水通道，泥巖吸水后，極易形成“浸水域”，使泥巖膨脹并發(fā)生蠕動從而造成套管損壞。薩一組套損區(qū)浸水域形成以后，由于封隔器失效，使薩一組停注層繼續(xù)進(jìn)水，“浸水域”繼續(xù)擴(kuò)大，從而造成套管繼續(xù)損壞。

葡二組底界有一段分布穩(wěn)定的泥巖段，遇水后急劇膨脹。注聚后三類油層導(dǎo)壓能力差，迫使注入壓力過高，高壓水經(jīng)由注水井的通道進(jìn)入泥頁巖中，形成“浸水域”，憋高壓，三項地應(yīng)力失去平衡，擠壓套管，引起套管損壞。

2.2 套管腐蝕是淺表層套損的重要原因

由于注入水質(zhì)差、油層污染，造成油管和套管腐蝕、結(jié)垢嚴(yán)重。對5年以上未作業(yè)井進(jìn)行作業(yè)調(diào)查及跟井落實情況發(fā)現(xiàn)，有90%以上的井管柱均有不同程度的腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象，卡距部位尤其嚴(yán)重，個別油管已腐蝕穿孔。另外當(dāng)套管腐蝕達(dá)到一定程度時，套管的抗壓能力及抗?fàn)庉p度都大為降低，在外力作用下，極易造成淺表層套管的損壞。2.3 斷層兩側(cè)壓力不平衡

當(dāng)斷層兩側(cè)壓力不平衡，且局部憋高壓，套管周圍受力不均，同一深度兩側(cè)應(yīng)力變化大，易形成套損。L5-15井區(qū)處在14號、141號和17號斷層附近，而L10-14井區(qū)處在7號和10號斷層附近，都有斷層的影響。

3 油水井套損綜合治理方法

套管損壞給油田開發(fā)工作和原油穩(wěn)產(chǎn)造成嚴(yán)重影響，我們在嚴(yán)格執(zhí)行有關(guān)套管保護(hù)各項法規(guī)的基礎(chǔ)上，總結(jié)出了“一個確定，兩個停注、三個控制、三個抓好”的綜合治理方法。

3.1 一個確定

確定合理的注采比和地層壓力。根據(jù)有關(guān)研究成果，喇嘛甸油田北北塊將套損區(qū)的注采比由2010年的1.24下調(diào)至2012年的1.21，套損區(qū)的總壓差由0.11 MPa下降到-0.32MPa，各類油層壓力水平合理調(diào)整到原始壓力附近。3.2 兩個停注

一是為了防止薩一組套損區(qū)的外擴(kuò)，對薩一組套損井及600m內(nèi)的相關(guān)水井采取停注措施，共停注18口井，少注水705m3；二是對注水井異常井和井況有問題井堅決采取停注措施，待落實清楚后恢復(fù)注水。2012年停注該類井29井次。

3.3 三個控制

喇嘛甸油田北北塊在注采比和注水總量調(diào)整中，將工作重點落實到高壓注水的“三個控制”上，從方案到管理進(jìn)行了全面的治理。一是控制高壓井的注水。針對注水井超、頂破裂壓力注水的問題，共調(diào)整方案7口，日注水減少260m3；并對9口高壓注水井降壓測試，測試壓力控制在低于破裂壓力0.5MPa以下，平均日降水180m3。二是控制高壓油層的注水。針對強度高、物性差的油層進(jìn)行細(xì)分單卡43口井，日注水減少1210 m3；對高壓高含水井層調(diào)整注水方案3口，日注水減少120m3。三是控制斷層兩翼的壓力平衡。正常情況下應(yīng)保持在±0.8MPa，特別是鉆控期間，井隊?wèi)?yīng)沿著斷層兩側(cè)運行，斷層兩側(cè)同時停注和恢復(fù)注水。通過調(diào)整，高壓井點的比例由13.2%下降到8.7%，下降了4.5個百分點。3.4 三個抓好

一是抓好注水井的日常管理工作。堅決杜絕超破裂壓力注水，防止長期高壓注水，發(fā)現(xiàn)注水異常及時上報。同時加大對注水井的檢查力度，嚴(yán)格按照定壓定量注水。二是抓好洗井質(zhì)量，嚴(yán)格按操作規(guī)程實施，避免井壁附近受力嚴(yán)重不均衡而導(dǎo)致腐蝕較嚴(yán)重的井段套管變形。三是抓好對水井測試的監(jiān)督和管理。在季度檢配驗封過程中，發(fā)現(xiàn)不密封井，上作業(yè)或重新釋放封隔器。在測試資料驗收過程中，對壓力變化大的注水井，或停注層見水的井，重點跟蹤測試。

4 效果分析

通過對油水井套損井區(qū)的綜合治理，套損井從2010年的10口下降到2012年的1口（L5-1326），套損增加趨勢得到有效控制。注水井每百口作業(yè)井發(fā)現(xiàn)套損井比例由2010年5.92%降低到2012年0.89%，降低了5.03個百分點。

5 結(jié)論和認(rèn)識

（1）由于高壓水沿微裂縫進(jìn)入泥巖、泥頁巖中，形成“浸水域”，使泥巖膨脹從而造成套管損壞，應(yīng)保持合理注水壓力、保持層間和平面壓力平衡來控制套損。同時加大浸水域監(jiān)測和控制力度，及時發(fā)現(xiàn)和處理套損停注層吸水井和套損段進(jìn)水井，治理套損區(qū)外擴(kuò)。

（2）對套損井周圍水井的相應(yīng)層段進(jìn)行停注，對套損井區(qū)高壓層段進(jìn)行控注，保持?jǐn)鄬觾蓚?cè)的壓力平衡，可以有效地控制油水井套管損壞的增長趨勢，改善油水井的開發(fā)效果。

（3）隨著開采時間的延長，套管腐蝕將逐步成為影響淺表層套損的主要因素。加強套管腐蝕控制方法的研究，加大治理力度，加強各項施工過程的精細(xì)管理，可以減少套管腐蝕的發(fā)生。

參考文獻(xiàn)

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