張 磊

（中國(guó)石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州225300）

SD油田位于QT凹陷的北部斜坡，是一個(gè)被多條斷層復(fù)雜化了的斷塊、斷鼻構(gòu)造。 油田于2011年底投入開發(fā)，主要開發(fā)層段為戴一段（Ed1）和阜三段（Ef3），其中戴一段油田含油面積5.53 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量280×104t，油藏埋深2 250～2 510 m［1］；阜三段油藏含油面積3.82 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量260×104t，油藏埋深2 900～3 150 m。 戴一段油藏為中孔中滲油藏，主要采用天然能量和注水開發(fā)相結(jié)合的方式，阜寧組油藏為低孔低滲油藏，主要采用注氣開發(fā)。 SD油田戴南組共有生產(chǎn)井67口，其中采油井52口，注水井15口。 阜寧組油藏共有生產(chǎn)井24口，其中采油井19口，注氣井5口。

戴南組生產(chǎn)井初期不含水，隨著油田不斷開采含水不斷上升，地層水一方面來自注水井，另一方面來自邊水錐進(jìn)。 地層水氯根含量12 000～16 000 mg/L，總礦化度35 000～38 000 mg/L，SRB含量5～250個(gè)/L（37℃），F(xiàn)B含量0～70 個(gè)/L。 阜寧組注氣開發(fā)，油井基本不含水。

自2016年11月以來，生產(chǎn)井陸續(xù)出現(xiàn)套損的現(xiàn)象，至2019年3月，累計(jì)有12口井出現(xiàn)套損，嚴(yán)重影響了采油時(shí)效，增加了作業(yè)成本。 經(jīng)過兩年總結(jié)和摸索，結(jié)合SD油田的生產(chǎn)特點(diǎn)，找到了引起SD油田生產(chǎn)井套損的原因，總結(jié)出適合SD油田預(yù)防套損措施和套損井修復(fù)工藝。

1 套損井現(xiàn)狀及特點(diǎn)

2016年11月至2019年3月， 累計(jì)有12口井出現(xiàn)套損。 12口套損井完井時(shí)間介于2011年1月與2015年12月之間，生產(chǎn)時(shí)間3～8年（見表1）。

表1 SD油田套損井概況

SD油田套損井具有以下幾個(gè)特點(diǎn)：

（1）套損井均為生產(chǎn)戴南組油藏油井。 在生產(chǎn)阜寧組油藏和戴南組油藏注水井中均未出現(xiàn)套損的情況。

（2）套損井主要表現(xiàn)為腐蝕套漏，未出現(xiàn)套管縮徑、變形等現(xiàn)象。利用?116 mm通井規(guī)對(duì)套漏井通井，均能順利通過，無(wú)套管縮徑、變形等。

（3）套損點(diǎn)井段均位于泵掛深度以下。 除1口井未進(jìn)行找漏作業(yè)外，套損井泵掛深度856～2 227 m，套損點(diǎn)1 973～2 593 m（斜深）。

（4）套損井段對(duì)應(yīng)三垛、戴南組水層，出現(xiàn)套漏之后，生產(chǎn)特征均表現(xiàn)為動(dòng)液面突漲，含水上升至100%。

（5）套漏點(diǎn)比較集中。 大部分井套漏段集中在10 m以內(nèi)，最長(zhǎng)套漏段為70 m。

（6）SD油田生產(chǎn)井前期，均未采取防腐措施。

2 套損井原因分析

為了查找引起套管腐蝕的原因， 在S2-10井套漏后采用單橋塞卡采管柱恢復(fù)生產(chǎn)，未配套防腐措施，并下入腐蝕掛環(huán)分別監(jiān)測(cè)油管內(nèi)壁和外壁的腐蝕速率。 經(jīng)過5個(gè)月生產(chǎn)，油管腐蝕穿孔卡采管柱失效。提出油管后，發(fā)現(xiàn)油管外壁有直徑2～5 mm小孔，腐蝕穿孔深度與套漏點(diǎn)深度一致。 對(duì)腐蝕穿孔油管縱向剖開， 分別觀察油管內(nèi)壁和外壁的腐蝕情況，發(fā)現(xiàn)油管外壁光滑，除小孔外，腐蝕不明顯（見圖1）；而油管內(nèi)壁有大量小孔分布，點(diǎn)腐蝕現(xiàn)象明顯（見圖2）。 通過對(duì)腐蝕掛環(huán)分析可知，油管內(nèi)壁平均腐蝕速率6 mm/a，油管外壁平均腐蝕速率0.2 mm/a。由此可知，造成套管腐蝕的原因主要以戴南組地層產(chǎn)液為主，非產(chǎn)層水對(duì)套管腐蝕影響較小。

圖1 S2-10井腐蝕油管外壁

圖2 S2-10井腐蝕油管內(nèi)壁

對(duì)S2-10井油管腐蝕殘?jiān)M(jìn)行XRD的定性分析，成分以FeS為主，成因多為硫酸鹽還原菌（SRB）及硫化物腐蝕。

進(jìn)一步對(duì)戴南組和阜寧組正常生產(chǎn)井產(chǎn)出液進(jìn)行化驗(yàn)分析，檢測(cè)表明，戴南組油井產(chǎn)出水中SRB含量較高，且75℃條件下，含量明顯升高，部分井中含有腐生菌（TGB）和鐵細(xì)菌（FB）。 同時(shí)部分油井井口可以檢測(cè)到H2S，進(jìn)一步證實(shí)了硫酸鹽還原菌是SD油田戴一段油藏生產(chǎn)井套管腐蝕的主要原因（見表2）。

表2 SD油田油井產(chǎn)出液分析統(tǒng)計(jì)表

3 治理對(duì)策

3.1 預(yù)防措施

3.1.1 優(yōu)選防腐技術(shù)

通過對(duì)比，優(yōu)選生物防腐技術(shù)作為SD油田抑制SRB的主要技術(shù)， 其原理是利用投加反硝化細(xì)菌等有益微生物替代SRB，或者是投加生物激活劑，刺激反硝化細(xì)菌生長(zhǎng)，去除硫化物，從而達(dá)到控制腐蝕的目的［2-3］。 根據(jù)SD油田油井產(chǎn)液量及含水情況制定加藥制度（見表3）。 除硫菌劑和硫化物抑制劑密度均大于1g/cm3，在油套環(huán)空內(nèi)具有較好的穿透性，不受井斜和沉沒度的影響。尾管加深至生產(chǎn)層位，一方面確保有益菌在預(yù)定位置繁殖，另一方面可通過定期洗井抑制SRB的繁殖。

表3 生物防腐技術(shù)加藥制度

3.2 套損井治理措施

針對(duì)SD油田套損井套漏井段短、套管內(nèi)徑相對(duì)規(guī)則的特點(diǎn)，優(yōu)選雙封卡采管柱治理套漏井［4-5］。 為提高卡封效果，為后期修井提供良好的井筒條件，選用橋塞作為封隔工具，其中上橋塞為B型橋塞，下橋塞為C型橋塞；對(duì)于視吸水指數(shù)大于5 L/（MPa·min）的漏點(diǎn)，先利用水泥擠堵后卡封。 作業(yè)步驟如下：①找漏；②判斷吸水指數(shù)，如吸水指數(shù)大于5 L/（MPa·min）則水泥擠堵，小于5 L/（MPa·min）則直接卡封；③擠堵（如條件滿足）；④在預(yù)定位置丟手下橋塞；⑤在預(yù)定位置丟手上橋塞， 并將插管與下橋塞密封；⑥下生產(chǎn)管柱。

4 應(yīng)用效果

3.1.2 優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)

針對(duì)SD油田油井動(dòng)液面普遍較高，泵掛較淺的特點(diǎn)，為提高防腐效果，利用3Cr油管將生產(chǎn)管柱的

4.1 腐蝕速率降低

為評(píng)價(jià)生物防腐技術(shù)的應(yīng)用效果，現(xiàn)場(chǎng)采用監(jiān)測(cè)硫化物含量及SRB數(shù)量的變化和下腐蝕掛環(huán)兩種監(jiān)測(cè)方法。

監(jiān)測(cè)顯示，在應(yīng)用生物防腐技術(shù)后，硫化物含量和SRB數(shù)量明顯下降（見表4）。

表4 生物防腐技術(shù)實(shí)施前后效果對(duì)比表

在S2-10井內(nèi)下入腐蝕掛環(huán)，5個(gè)月后取出，采用生物防腐技術(shù)后， 油管內(nèi)壁腐蝕速率由6 mm/a，下降至0.3 mm/a。

4.2 雙封卡采管柱滿足生產(chǎn)需要

SD油田共有套損井12口，通過雙封卡采治理恢復(fù)生產(chǎn)井11口（1口井因產(chǎn)量低未治理），施工一次成功率100%。 雙封卡采工藝具有三個(gè)優(yōu)點(diǎn)：①滿足生物防腐技術(shù)加藥的要求； ②滿足清防蠟的要求；③管柱安全可靠、方便后期作業(yè)。 目前9口井的平均生產(chǎn)時(shí)間為8個(gè)月， 最長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)時(shí)間已超過20個(gè)月。

5 結(jié)論

（1）通過對(duì)SD油田套損井生產(chǎn)特征、腐蝕情況的分析，確定了硫酸鹽還原菌是引起套損的主因。

（2）針對(duì)SD油田套損井現(xiàn)狀，從優(yōu)選防腐技術(shù)和套損井修復(fù)兩方面開展治理，應(yīng)用生物防腐技術(shù)和雙封卡采技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好效果，通過治理腐蝕速率大大降低，套損井恢復(fù)生產(chǎn)，工藝成功率100%。