嫩二段層系套損原因分析與對策

牟曉剛

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠（黑龍江大慶163513）

嫩二段硬巖性中存在具有滲透性且易啟開的化石薄弱面，進(jìn)水后為層面滑動創(chuàng)造條件，在進(jìn)水、構(gòu)造和地應(yīng)力作用下產(chǎn)生滑動而發(fā)生套損。針對套損成因，采取了提高嫩二段套管強(qiáng)度來預(yù)防套損、根據(jù)套壓檢查驗證套保封隔器使用情況、風(fēng)險井下入雙卡套保封隔器以及投死嘴定期驗封并控制注水壓力的技術(shù)措施，實(shí)現(xiàn)了防治套損的目標(biāo)。指出，提高套管鋼級在預(yù)防套損方面雖然一次性投入增加，但是由于套損率降低使得套損井?dāng)?shù)減少，大修總費(fèi)用、更新井費(fèi)用以及維護(hù)費(fèi)用得到降低，從而綜合費(fèi)用下降，因此推薦應(yīng)用高強(qiáng)度P110套管代替N80套管。

嫩二段；地層；套損；套保

以往的研究結(jié)果表明，嫩二段地層水浸后引起地層穩(wěn)定性下降，是造成成片區(qū)域套損的主要原因。截至到2015年12月，某廠總井?dāng)?shù)5 082口，其中發(fā)現(xiàn)嫩二段套損井312口，占總井?dāng)?shù)的6.14%。

1 嫩二段層套損的成因

嫩二化石層是指視電阻率具有6個特征峰值的特定地質(zhì)層位，長期以來人們將其解釋為一套油頁巖。從目前獲得的資料推斷嫩二段層有如下特點(diǎn)[1-3]：①底部富含化石。存在6個視電阻率峰值，即6個富集的化石層位，6個化石帶主要為介形蟲組合和葉肢介組合，每個化石帶又由若干個沿層理面分布的密集化石薄層組成。②巖石強(qiáng)度高。套損地層為一套富含化石、含鈣質(zhì)高的硬巖層，巖心因富含古生物化石顯得平整規(guī)則，而且因為富鈣不易風(fēng)化。嫩二化石層對應(yīng)井徑不存擴(kuò)徑與縮徑現(xiàn)象，巖心觀察也可表明巖石強(qiáng)度較好。③具有滲透性。在基礎(chǔ)井網(wǎng)中，化石帶自然電位曲線顯示負(fù)異常，表明在早期原始地層中已具備一定的滲透性。二、三次加密井網(wǎng)中部分井化石帶附近自然電位顯示正異常,指示滲透層進(jìn)水。④套損是由于進(jìn)水后層理滑動造成的[1]。從嫩二底套損井的多臂井徑資料看，多為剪切套損。原因為嫩二底部廣泛發(fā)育古生物化石或化石層，導(dǎo)致嫩二標(biāo)志層巖性堅硬耐風(fēng)化?；瘞еg的巖性一般為暗色泥巖或泥頁巖，使硬巖性中存在薄弱面易啟開的特點(diǎn)，遇水沿層理面發(fā)生滑動，造成剪切套損。

根據(jù)以上分析得出嫩二底成片套損機(jī)理：嫩二段標(biāo)志層套損是其硬巖性中存在具有滲透性且易啟開的化石薄弱面，進(jìn)水后為層面滑動創(chuàng)造條件，在進(jìn)水、構(gòu)造和地應(yīng)力作用下產(chǎn)生滑動而發(fā)生套損。

2 防治對策

分析認(rèn)為，地層水侵入是導(dǎo)致嫩二段成片套損發(fā)生的重要原因，為此確定了控制嫩二段套損的防治對策。

2.1 提高嫩二段套管強(qiáng)度，預(yù)防套損[4-5]

根據(jù)2000年以來下入不同鋼級套管套損井統(tǒng)計結(jié)果看：2015年以前下入2 513口N80套管井中有131口發(fā)生嫩二段套損，套損率5.2%，而下入P110高強(qiáng)度套管的87口井中，僅發(fā)生套損1口井，套損率1.1%（表1）。從表1可以看出，套損井基本都發(fā)生在下入N80套管的井中，而在下入P110套管井中套損情況極少發(fā)生，因此認(rèn)為提高套管鋼級控制套損效果明顯。

表1 不同型號套管鋼級下入及套損情況統(tǒng)計表

為了定量說明P110套管較N80套管在經(jīng)濟(jì)效益上的優(yōu)勢，按照同期井的實(shí)際套損率，對比計算下入N80套管井與下入P110高強(qiáng)度套管投資和大修更新等費(fèi)用（表2），確定綜合費(fèi)用。

表2 不同型號套管鋼級維護(hù)費(fèi)用對比

1）套管投資計算：假設(shè)2010-2011年全井下入N80套管的595口井下入P110套管，P110套管每米比N80高強(qiáng)套管增加6元，按1 200m井深測算，每口井增加投資0.72萬元，套管總投資增加428.4萬元。

2）套損率計算：根據(jù)表1，2010-2011年下入N80套管井595口，套損47口，則套損率為7.9%。同理可得，同期下入P110套管井套損率為1.6%。

3）套損井?dāng)?shù)計算：由表1，2010-2011年下入N80套管井595口中有47口套損，若下入P110套管，套損井?dāng)?shù)=總下入井?dāng)?shù)×套損率=595口×1.6%=10口。

4）修復(fù)井及報廢井（無法修復(fù)井）數(shù)計算：修復(fù)井=套損井?dāng)?shù)×修復(fù)率，而報廢井=套損井?dāng)?shù)×（1-修復(fù)率），按照修復(fù)率85%計算，可得下入N80和下入P110套管井的可修復(fù)井?dāng)?shù)分別為40口和9口，而報廢井?dāng)?shù)分別是7口和1口。

5）修復(fù)井及報廢井（無法修復(fù)井）所需費(fèi)用計算：修復(fù)井費(fèi)用=可修復(fù)井?dāng)?shù)×單井修復(fù)費(fèi)用，而報廢井則需要進(jìn)行打更新井處理，更新井費(fèi)用=報廢井?dāng)?shù)×單井更新費(fèi)用，單井修復(fù)費(fèi)用為45.3萬元，單井更新費(fèi)用為150萬元，可得下入N80和下入P110套管井的修復(fù)總費(fèi)用分別為1 812萬元和407.7萬元，而更新井總費(fèi)用分別是1 050萬元和150萬元。

6）維護(hù)費(fèi)用合計：維護(hù)費(fèi)用=修復(fù)總費(fèi)用+更新井總費(fèi)用，根據(jù)5）中的費(fèi)用相加得到下入N80和下入P110套管井的維護(hù)費(fèi)用合計分別是2 862萬元和557.7萬元。

7）綜合費(fèi)用：綜合費(fèi)用=套管總投資+維護(hù)費(fèi)用合計，可得下入N80和下入P110套管井的綜合費(fèi)用分別是13 572萬元和11 696.1萬元，降低1 875.9萬元。

通過以上測算可以發(fā)現(xiàn)：提高套管鋼級在預(yù)防套損方面雖然一次投入增加，但是由于套損率降低使得套損井?dāng)?shù)減少，大修總費(fèi)用和更新井費(fèi)用減少，維護(hù)費(fèi)用得到降低，綜合費(fèi)用可以降低1 875.9萬元。綜合以上分析，為了提高對套損井的治理效果，進(jìn)一步提高經(jīng)濟(jì)效益，在治理套損井時應(yīng)使用高強(qiáng)度P110套管，同時在新井方案中依據(jù)區(qū)域套損情況使用套管。

2.2 根據(jù)套壓檢查驗證套保封隔器使用情況

注水井套壓高對套管防護(hù)工作及環(huán)保工作十分不利，為準(zhǔn)確判斷高套壓的真實(shí)原因，并驗證常規(guī)分層使用的封隔器是否適合用做套保，開展了注水井套壓核實(shí)工作。

2.2.1 原因分析

針對高套壓的產(chǎn)生原因開展了理論分析，分析認(rèn)為導(dǎo)致套壓較高的原因主要有以下幾種情況：

1）套管閘門不嚴(yán)造成高壓。套管閘門若發(fā)生輕微滲漏，將形成油套連通，套壓值與油壓值相近，且改變油壓時套壓也會隨之改變，形成套保不封的假象。

2）油管掛密封圈損壞或完井坐入時不居中造成高壓。作業(yè)時注水管柱下到最后需要坐入油管掛，油管掛帶有“O”型密封圈，但密封圈損壞或坐入位置不居中將造成油套連通，形成套保不封的假象。

3）套保以上油管漏失造成高壓。由于套保以上油管腐蝕及管扣受損導(dǎo)致油套連通，形成油套壓力相近，因無注入量，測試過程中無法發(fā)現(xiàn)，若漏失微小即使作業(yè)起出檢查也難以發(fā)現(xiàn)。

4）套保封隔器洗井活塞關(guān)閉不嚴(yán)造成高壓。由于生產(chǎn)需要，有時在“正注”流程與“反注”流程間多次切換，“反注”流程向“正注”流程切換過程中有時不進(jìn)行套管放空，原“反注”時洗井活塞開啟，套管內(nèi)高壓無法排放將會造成洗井活塞關(guān)閉不嚴(yán)，造成套壓較高。

5）套保封隔器膠筒密封不嚴(yán)造成高壓。封隔器膠筒膨脹與套管壁間擠壓形成密封，套管壁受結(jié)垢影響其粗糙程度較大，套保封隔器坐封后膠筒承壓較高易出現(xiàn)膠筒密封不嚴(yán)，導(dǎo)致套壓較高。

2.2.2 井號選取及判斷方式

統(tǒng)計2015年2 096口注水井的油套壓情況，其中油套壓力較為接近的井（壓差小于等于0.2MPa）占調(diào)查比例的43.6%，共計915口井（表3）。統(tǒng)計915口井的井口類型及封隔器類型，按照類型比例選取100口井開展現(xiàn)場調(diào)查工作。

表3 套壓情況統(tǒng)計表

目前已完成全廠100口井的套壓核實(shí)工作，具體操作方式如下：

1）關(guān)閉總生產(chǎn)，看水表是否繼續(xù)轉(zhuǎn)動，水表無變化說明總生產(chǎn)密封，加大油壓，看套壓是否隨之升高，若不變或下降，說明套管閘門密封（圖1）。

圖1 井口流程圖

2）關(guān)閉總生產(chǎn)、油壓閘門、泵壓來水閘門，打開套管閘門、油管放空，看溢流情況：若放壓后溢流瞬間停止則可認(rèn)為是套保封隔器密封良好；若溢流不斷且水量較大則可能是套保封隔器洗井活塞關(guān)閉不嚴(yán)；若溢流不斷且水量較小則可能是套保封隔器膠筒密封不嚴(yán)。

3）對于放壓后溢流瞬間停止的井認(rèn)為其套保封隔器密封良好，對于這部分井，采用分時計量套壓恢復(fù)情況：對于短時間內(nèi)恢復(fù)原壓力值的認(rèn)為套保封隔器卡段內(nèi)套管結(jié)垢嚴(yán)重導(dǎo)致漏失較多；對于需要長時間才能恢復(fù)原壓力值的認(rèn)為套保封隔器卡段內(nèi)套管結(jié)垢較輕封隔器密封良好。

4）對于溢流不斷且水量較大的井認(rèn)為是套保封隔器洗井活塞關(guān)閉不嚴(yán)，通過開啟套管放空觀察溢流情況，并在“正注”與“反注”流程間來回切換推動洗井活塞，“反注”前要油管放空，“正注”前要套管放空：若“正注”后溢流停止則說明原套保封隔器洗井活塞未能關(guān)閉；若溢流量無變化則可認(rèn)為是封隔器膠筒損壞密封不嚴(yán)。

2.2.3 調(diào)查結(jié)果

統(tǒng)計100口井，其中47口井溢流較多，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的47%，溢流較多井中套管閘門不嚴(yán)5口井，洗井活塞不嚴(yán)3口井，封隔器膠筒不嚴(yán)39口井；溢流量較少的井有53口，放壓后轉(zhuǎn)正常生產(chǎn)開始計時，從壓力為零恢復(fù)至調(diào)查前相近值停止，其中18口井10min內(nèi)恢復(fù)，這部分井膠筒密封有滲漏，35口井1h以上恢復(fù)，這部分井膠筒密封較好（表4）。

2.3 風(fēng)險井下入雙卡套保封隔器

優(yōu)先對具備試配潛力的194口井下套保封隔器（表5、表6），目前已實(shí)施115口，有516口井未下套保封隔器。

2.4 投死嘴定期驗封并控制注水壓力

到2015年底，全廠嫩二段套損在用注水井共有92口，要求套損點(diǎn)距離嫩二底30m以內(nèi)未實(shí)施下套保封隔器投死嘴的29口井下套保定期驗封，目前完工17口井，這些井每季度驗封一次，避免注入水再次進(jìn)入嫩二段。嫩二底套損區(qū)域的修復(fù)井，要按照套損點(diǎn)計算其允許注水壓力值的要求，2015年率先在套損嚴(yán)重的杏A井區(qū)和杏B井區(qū)率先實(shí)施（表7），降低套損的發(fā)生幾率。

表4 調(diào)查情況表

表5 全廠未下套保封隔器井統(tǒng)計表

表6 2015年下套保封隔器實(shí)施計劃表

表7 嫩二段降壓情況統(tǒng)計表

3 結(jié)論

1）嫩二段標(biāo)志層套損是其硬巖性中存在具有滲透性且易啟開的化石薄弱面，進(jìn)水后為層面滑動創(chuàng)造條件，在進(jìn)水、構(gòu)造和地應(yīng)力作用下產(chǎn)生滑動而發(fā)生套損。

2）下入P110高強(qiáng)度套管較下入N80套管井套損率低，經(jīng)濟(jì)效益高，提高套管鋼級控制套損效果明顯。

3）提高嫩二段套管強(qiáng)度及風(fēng)險井下入雙卡套保封隔器、投死嘴定期驗封并控制注水壓力等措施可有效預(yù)防套損。

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There is fossil weak face with relatively good permeability and easy to open in the hard rock of Nen 2 member,and after water entering,sliding will be produced in the weak face under the effect of water,tectonic and crustal stress to lead to casing damage.For this reason,the following technical measures are taken to achieve the purpose of prevention and control of casing damage:increasing casing strength in Nen 2 intervel,verifying the reliability of casing protection packers through inspecting casing pressure,using dual-clamp casing protection packers in risk wells,and periodically verifying the packers by throwing dead nozzle and controlling water injection pressure.It is pointed out that,although one-time investment increases by improving the steel grade to prevent casing damage,due to the well number reduction of casing damage,the total cost of overhaul and the cost of renewing and maintenance well are all reduced, thus comprehensive cost was decreased.Therefore,it is recommended to use high strength P110 casing instead of N80 casing.

Nen 2 member;stratum;casing damage;casing protection

賈強(qiáng)

2016-10-12

牟曉剛（1976-），男，工程師，現(xiàn)從事油田生產(chǎn)管理工作。