李桂婷

【摘 要】根據(jù)對(duì)孤島油田套損井損壞現(xiàn)狀的調(diào)查，通過(guò)建立套損井?dāng)?shù)據(jù)庫(kù)、完善套損檢測(cè)技術(shù)應(yīng)用，弄清了套管損壞特點(diǎn)和套損原因；開(kāi)展套損井修復(fù)技術(shù)攻關(guān)應(yīng)用，探索出一整套適合輸松砂巖油田高含水開(kāi)發(fā)后期套損井治理的配套技術(shù)，為科學(xué)合理地進(jìn)行套損井綜合治理提供了可靠依據(jù)。

【關(guān)鍵詞】孤島油田；套管損壞；原因分析；檢測(cè)與治理

前言：

孤島油田為大型披覆背斜構(gòu)造正韻律沉積疏松砂巖油藏，主要發(fā)育河流相上第三系館陶組油藏，油層埋藏淺（1100～1400m），成巖作用差，膠結(jié)疏松，非均質(zhì)嚴(yán)重。孤島油田自1968年投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，已發(fā)現(xiàn)套損井2241口；套損形式復(fù)雜多樣，治理難度大、費(fèi)用高，套管損壞問(wèn)題已成為維持油田正常生產(chǎn)和提高經(jīng)濟(jì)效益的嚴(yán)重障礙。

一、套損特點(diǎn)及套損原因分析

（一）套損特點(diǎn)

孤島油田自1975年發(fā)現(xiàn)第一口套損井以來(lái)，到2016年底，已發(fā)現(xiàn)套損井2241口，年均新增90口。對(duì)套損井的特點(diǎn)和發(fā)生規(guī)律進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析得出：油井套損多，為1526口，占套損井的68.1%；套彎、套破是套損的主要類(lèi)型， 二者合計(jì)為1140口，占套損井的50.9%，單井存在兩類(lèi)及以上或兩處及以上套損井較多，為693口，占套損井的30.9%；套損位置集中在射孔油層及其上10m內(nèi)，為1585口，占套損井的70.7%；套損井的平均壽命為14.8年。

（二）套損原因分析

1.地層出砂是疏松砂巖油藏套損的主要原因

由于孤島油田是典型疏松高滲河流相沉積油藏，油層出砂嚴(yán)重。油層大量出砂后，巖石骨架逐漸被破壞，造成地層局部或大面積垮塌，油層中上部出現(xiàn)空洞，在上覆巖層的作用力下，油層中上部套管極易發(fā)生彎曲，進(jìn)而產(chǎn)生套管破斷。

2.射孔完井是造成套管損壞的重要外在因素

孤島油水井主要采用套管射孔完井。射孔對(duì)套管和水泥環(huán)產(chǎn)生極大沖擊破壞作用，射孔降低套管強(qiáng)度，形成微裂紋易發(fā)生應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂、疲勞裂紋擴(kuò)展，造成套管破斷。

3.注水（聚）開(kāi)發(fā)直接誘發(fā)了套管損壞

孤島油田水敏礦物（蒙脫石、高嶺石）含量較高，在10%以上，套損伴隨著注水開(kāi)發(fā)而開(kāi)始。隨著注入時(shí)間的延長(zhǎng)和注采強(qiáng)度的增大，儲(chǔ)層物性急劇變化，地層和管外竄流嚴(yán)重，固井水泥環(huán)被破壞，井壁應(yīng)力集中而擠毀套管。

4.高溫高壓注汽加速了套管損壞

孤島油田共有熱采井1089口，占總井?dāng)?shù)的37.0%，熱采開(kāi)井918口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的36.9%。注汽過(guò)程中，套管在高溫高壓下承受交變熱應(yīng)力，接觸比壓、密封和抗擠抗彎能力降低，易發(fā)生彎曲破斷；同時(shí)，熱采區(qū)域無(wú)能量補(bǔ)充，地層壓降大，上覆巖石重力對(duì)套管的擠壓力大，套管易損壞。隨著注汽量和注汽輪次的增加，熱采井套損速度加快，孤島油田自1993年發(fā)現(xiàn)第一口熱采套變井以來(lái)，已發(fā)現(xiàn)熱采套損井303口，套損率27.8%。

二、套損檢測(cè)技術(shù)配套應(yīng)用

套管檢測(cè)是了解井身質(zhì)量和井筒狀況的重要手段，也是制定修井工藝的主要依據(jù)。目前，孤島油田套管檢測(cè)手段已由傳統(tǒng)的通井、打印、薄壁管驗(yàn)套、封隔器找漏向40臂井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等工程測(cè)井技術(shù)發(fā)展，形成了套管壁、管外水泥膠結(jié)、套管竄漏、井身軌跡等四大工程測(cè)井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了井下?tīng)顩r從內(nèi)到外的立體監(jiān)測(cè)。

三、套損修復(fù)技術(shù)配套應(yīng)用

孤島油田通過(guò)開(kāi)發(fā)引進(jìn)，修套技術(shù)快速發(fā)展，形成了換套、整形、補(bǔ)貼、下小套、堵漏五大系列修套技術(shù)，探索出了“上部換套、中部封堵、下部下小套，輕微套變液壓整形，光管井補(bǔ)貼”一整套適合輸松砂巖油田開(kāi)發(fā)后期套損井綜合治理配套技術(shù)。

（一）打通道下小套管固井技術(shù)

對(duì)油層部位及其附近套管損壞井，利用打通道下小套管固井技術(shù)重建完好井眼。打通道下小套是利用銑錐等磨銑工具將損壞套管的凸起銑去，使其基本恢復(fù)原通徑，再在修套部位下入小套管，循環(huán)水泥漿固井形成完好通道。優(yōu)點(diǎn)是新套管強(qiáng)度高；缺點(diǎn)是修井液對(duì)油層有一定污染，雙層套管射孔穿透力弱，影響供液能力。

（二）取套換套技術(shù)

取換套是通過(guò)倒扣或切割，把損壞套管取出來(lái)，下入新套管與留井套管對(duì)接或焊接，并根據(jù)需要采取固井或不固井方式完井。取換套是修復(fù)套損最徹底的手段，具有其它修套技術(shù)無(wú)可比擬的優(yōu)點(diǎn)，可以完全恢復(fù)原井的一切技術(shù)指標(biāo)和功能。

（三）注漿堵漏技術(shù)

水泥堵漏是傳統(tǒng)的漏點(diǎn)封堵工藝，是將帶有對(duì)應(yīng)添加劑的水泥漿漿擠入漏點(diǎn)外，靠灰漿固結(jié)體實(shí)現(xiàn)漏點(diǎn)的封堵。優(yōu)點(diǎn)是施工簡(jiǎn)單，對(duì)設(shè)備要求低，小修可實(shí)施且實(shí)施后井眼通徑一致，不妨礙后續(xù)施工；缺點(diǎn)是受管外虧空大、水體或管外地層疏松裂隙發(fā)育，堵漿竄失、稀釋嚴(yán)重，在近井處難駐留，封堵成功率低、效果差。

（四）套管整形技術(shù)

套管整形是采用機(jī)械或化學(xué)方法對(duì)套管變形部位進(jìn)行沖擊、碾壓擠脹或高能氣體擴(kuò)張復(fù)位，使其基本恢復(fù)原通徑。對(duì)套管毛刺、輕微變形，采用脹管器整形或銑錐磨銑進(jìn)行修復(fù)；爆炸整形受老套管井下?tīng)顩r等影響，藥量難控制，存在炸裂、炸斷套管風(fēng)險(xiǎn)，很少單獨(dú)使用，目前主要作為下小套前的預(yù)處理工藝，以簡(jiǎn)化施工，縮短工期。液壓整形技術(shù)是近幾年發(fā)展起來(lái)的快速低成本修套技術(shù)，主要組件為水力錨、井下液壓增力器和液壓滾珠整形器，工作原理是：地面打液壓，水力錨將整形管柱錨定后，增力器將地面水泥車(chē)的液壓轉(zhuǎn)換為作用在整形器內(nèi)脹頭上的向下推力，使整形器上的數(shù)百個(gè)鋼球變徑后以一定的規(guī)律排列并順勢(shì)向下滾動(dòng)，將變形套管滾壓為圓形狀態(tài)并恢復(fù)原有通徑，解決了機(jī)械脹管成功率低和爆炸整形裝藥量難控制的問(wèn)題。

（五）套管補(bǔ)貼技術(shù)

補(bǔ)貼是利用膨脹錐以液力、機(jī)械力擠脹實(shí)體膨脹管，使其發(fā)生塑性變形后緊貼在套管內(nèi)壁上，并依靠補(bǔ)貼管兩端的特氟隆橡膠實(shí)現(xiàn)漏點(diǎn)的封閉。優(yōu)點(diǎn)是施工簡(jiǎn)單，小修可實(shí)施且補(bǔ)貼長(zhǎng)度不受限制、封閉可靠（抗內(nèi)壓≥30MPa、抗外壓≥50MPa、懸掛力≥60噸）。缺點(diǎn)一是補(bǔ)貼后套管內(nèi)徑局部縮小（7"套管通徑133mm、5-1/2"套管通徑102mm），影響后期施工和注采工藝實(shí)施；二是以橡膠筒作端部密封件，耐溫低（≤120°），不能在熱采井、深井上使用?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用7口，成功率100%。

（六）套損修復(fù)技術(shù)應(yīng)用情況

“十二五”以來(lái)，共治理套損井326口，年均54口，成功率91.4%。修復(fù)后投產(chǎn)155口，有效148口，有效率95.5%，平均單井日產(chǎn)油4.0t/d，當(dāng)年累計(jì)產(chǎn)油6.0萬(wàn)噸；投注114口，有效率100%，平均單井日注水161m3/d，當(dāng)年累計(jì)注水230.3萬(wàn)方，增加分注井81口、注水層200個(gè)。 四、結(jié)論與建議

（1）孤島油田套管損壞原因較為復(fù)雜，多為出砂、強(qiáng)化注采所致，目前已形成套管柱和鉆完井優(yōu)化設(shè)計(jì)、油層保護(hù)和防砂優(yōu)化等配套預(yù)防措施。

（2）孤島油田套損類(lèi)型、位置復(fù)雜多樣。套損類(lèi)型主要為彎曲、破裂，套損位置集中在油層及其上部，目前已形成比較完善的井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等井筒檢測(cè)以及換套、整形、補(bǔ)貼、下小套、注漿堵漏等套管修復(fù)配套技術(shù)。

（3）套損防治是老油田挖潛增效的重要途徑，要加大技術(shù)攻關(guān)力度，積極引進(jìn)新技術(shù)，尤其要把大通徑套管補(bǔ)貼、深部取換套、低成本堵漏和換井底技術(shù)作為套損井治理的主攻方向，進(jìn)行重點(diǎn)攻關(guān)，為套損井深度治理提供技術(shù)支撐。

【參考文獻(xiàn)】

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