周妍,李震,甘寧,張峰

(中國石油集團測井有限公司測井應用研究院,陜西西安710077)

0 引 言

長慶油田是典型的“低滲透率、低壓力、低豐度”的三低油田[1],主要探區(qū)位于鄂爾多斯盆地。中生界延長組作為主力產(chǎn)油層,在已開發(fā)的老油田中發(fā)生套管破損現(xiàn)象的井逐年增加[2],而這一增長呈現(xiàn)出逐年遞增的趨勢[3]。套管損壞容易造成注采井網(wǎng)失調(diào)、水驅(qū)動用程度降低及原油剩余儲量難采出等問題,同時無法正常獲取動態(tài)監(jiān)測資料,進而導致措施及管理費用增加,對油田穩(wěn)產(chǎn)和開發(fā)效益產(chǎn)生很大程度的影響[4-6]。套管在鉆井和采油中具有非常關(guān)鍵的作用,用量較大,使用時間較長,因此,對套管安全穩(wěn)定性提出了較高的要求;套管的耐用程度也直接關(guān)系到油田是否能達到長期穩(wěn)定高產(chǎn)[7],因此,油田生產(chǎn)過程中套管的腐蝕問題亟待解決。本文針對套損井的具體情況,提出了一套套損井綜合防治技術(shù),對油田穩(wěn)產(chǎn)和長期高效開發(fā)具有重要意義。

1 長慶油田套損現(xiàn)狀及危害

1.1 套損井現(xiàn)狀

從1978年長慶油田出現(xiàn)了第1口套損井嶺1井以來,截止2018年,共有套損井2 455口,其中套破采油井2 047口,套破注水井408口。目前新增套損井約100口/年,主要集中在20世紀90年代中期以后投產(chǎn)的安塞油田和隴東油田,套損井壽命短的不足2年,壽命長的超過10年,套管平均腐蝕率約0.9 mm/年。

1.2 套損導致的危害

(1)套損后洛河水倒灌地層,造成近井區(qū)域堵塞程度更加嚴重,從而導致產(chǎn)能損失,其主要原因有:①洛河水倒灌入地層而導致部分黏土顆粒水化膨脹增大,一定程度對原油流動形成阻力,導致油相滲透率下降,產(chǎn)量降低;②治理只是對部分產(chǎn)能產(chǎn)生了修復作用,整體排水期相對較長,平均在20～30 d之間,最高長達12個月;③水型之間存在不配伍現(xiàn)象,在地層中不同水型混合后容易結(jié)垢而發(fā)生堵塞,由此造成的堵塞井每年多達50口。

(2)增加了措施作業(yè)的難度。套破井都存在嚴重的結(jié)垢和腐蝕現(xiàn)象,隨著隔水采油次數(shù)的不斷增加,坐封段逐漸向下移動,生產(chǎn)2～3年之后近一半的井由于失去了有效坐封段而無法繼續(xù)坐封生產(chǎn)。套破井中管桿的腐蝕斷脫現(xiàn)象逐漸加重,檢泵頻繁,尤其斜井套破后井筒狀況更加復雜。套破程度嚴重的井難以建立反循環(huán),給實施壓裂等改進措施增加了很大的難度。

(3)隨著每年套損井數(shù)的增多,影響了正常的注采井網(wǎng)協(xié)調(diào),導致開采出現(xiàn)失調(diào)現(xiàn)象,降低了開采水平。注水井套破后無法將水準確注入目標層,導致水驅(qū)很難起到好的效果,降低了開發(fā)水平。

(4)套破導致壓力系統(tǒng)受到損壞,很難正常獲取地層壓力、產(chǎn)液剖面及動液面等動態(tài)監(jiān)測資料,因此,很難對地層中油水運動規(guī)律進行準確掌控,使得相應的動態(tài)分析難以正常進行。

2 套損井腐蝕機理研究

油田套管腐蝕是多種因素的綜合效果[8],對于長慶油田,分析其主要原因:地層水結(jié)垢造成嚴重的垢下腐蝕;硫酸鹽還原菌含量高,產(chǎn)生硫化氫還原生成硫化鐵;二氧化碳氣體產(chǎn)生弱碳酸后水解,降低了pH值,形成酸性腐蝕;高氯根、高礦化度水的存在導致孔蝕;井下溫度、壓力變化都影響腐蝕。因井下環(huán)境十分復雜,進行拔出套管和現(xiàn)場井下掛片試驗分析是直接有效的手段。

2.1 套管外腐蝕

陜甘寧盆地白堊系地層整體沉積厚度相對較大,巖性多以大段的砂泥巖互層為主,物性好,抗壓能力較差。地層由西向東在安塞、直羅區(qū)帶逐漸變薄至尖滅,層內(nèi)存在宜君組、洛河組、華池組等腐蝕性水層,尤其以洛河組為主要腐蝕水層,厚度達到400 m,水源井日產(chǎn)水量約400 m3,水質(zhì)概況見表1。

表1 長慶油田洛河水質(zhì)概況表

通過對套管實物腐蝕產(chǎn)物分析,結(jié)合不同地區(qū)相應地層水和注入水水質(zhì)研究發(fā)現(xiàn),套管外的腐蝕現(xiàn)象普遍存在。由下至上分別以CO2腐蝕、SRB腐蝕、O2腐蝕為主,尤其是地層壓力使得CO2氣體微溶于水形成弱酸性,腐蝕速率相比中性水強,約為0.7～0.9 mm/年,而酸性的差異直接造成套管外部壽命的不同。

2.2 套管內(nèi)腐蝕

3 套損井防治技術(shù)

3.1 先期預防技術(shù)

(1)叢式井組套管陰極保護技術(shù)。該技術(shù)利用直流電源給套管提供陰極極化電流,將套管電位負移至-0.85 V以上,達到保護套管的目的[9]。同一井組的多口油水井共用1口深陽極井,電流均衡可控,叢式井組陰極保護應用于日產(chǎn)量≥15 t且單井數(shù)≥3口的井組。套管陰極保護技術(shù)自1996年應用至2019年,共實施井數(shù)8 000余口,累計出現(xiàn)套損井74口,保護區(qū)域整體套損率僅為1.06%,應用效果較好。其中,南梁、靖安、白豹以及胡尖山油田應用效果最為突出。靖安油田作為實施陰極保護最多的整裝油田,累計保護3 060口井,占該區(qū)總井數(shù)37.4%。自該技術(shù)實施以來,僅5口陰極保護井套損,占總保護井的0.16%。

(2)套管環(huán)氧冷纏帶犧牲陽極技術(shù)。該技術(shù)采用環(huán)氧冷纏帶和犧牲陽極這2種技術(shù)聯(lián)合防腐,充分互補達到在高腐蝕條件下平均延長套管壽命2～3倍的目的[10]。環(huán)氧冷纏帶犧牲陽極技術(shù)一次完井后不需后期維護和運行管理,特別適用于埋藏深、水層厚、水量大的地區(qū),適用于其他各種直、斜井及深井的保護。環(huán)氧冷纏帶犧牲陽極防腐工藝規(guī)模實施13年以來,套損率下降到0.48%,防腐效果顯著。隴東老區(qū)主要開采侏羅系,2004年起實施防腐,在同等服役年限下,防腐后比防腐前套損率明顯下降(見表2)。

表2 套管防腐前、防腐后套損率對照表

(3)DPC內(nèi)涂層套管防腐技術(shù)。DPC內(nèi)涂層具有涂層薄、抗腐蝕性能和機械性能優(yōu)良等特點,適用于侏羅系高腐蝕油井、污水回注井套管防腐和高腐蝕低產(chǎn)氣井油管防腐[11]。應用該技術(shù)后,油管可加尼龍扶正器配套下部防磨短節(jié),井下作業(yè)要求封隔器采取水力坐封。DPC內(nèi)涂層套管防腐技術(shù)在各采油廠內(nèi)腐蝕較高的地區(qū)得到大規(guī)模應用,近年來實施井數(shù)近6 000口。DPC內(nèi)涂層技術(shù)在隴東、寧夏和姬塬油田侏羅系井中應用效果良好,有效解決了油套管內(nèi)腐蝕問題。

3.2 后期治理技術(shù)

(1)LEP長效隔水采油技術(shù)。目前隔水采油技術(shù)應用廣泛,尤其在套損開始階段可作為效果最好的常規(guī)化治理措施,主要運用井下封隔器及相關(guān)配套工具,使得油層和上部套損出水部分分隔,達到油井正常生產(chǎn)的目的[12]。針對常規(guī)隔水采油受管柱蠕動影響大、關(guān)鍵部件未保護、對套管損傷較大等問題,長慶油田目前形成LEP長效隔水采油工藝及封隔器系列,一趟鉆實現(xiàn)座封、丟手、生產(chǎn)和防倒灌。2019年已實施332口,占當年治理總工作量的60%以上,已成為油田套損治理的一項主體技術(shù)。2015年以來,累計應用640口井,有效率91%,最長有效期達1 180天。

(2)套管補貼技術(shù)。該技術(shù)根據(jù)膨脹管的特點,下井到套損位置進行修復,于井筒內(nèi)部加壓使膨脹管脹大,實現(xiàn)套損相應位置的修復,使井筒運行恢復正常,進而完成生產(chǎn)預定目標[13]。長慶油田目前創(chuàng)新采用“補貼+回插”技術(shù),形成了“套補懸插”隔水采油技術(shù),有效解決了傳統(tǒng)套管補貼技術(shù)大段補貼施工風險大、費用高等問題。2017年成功試驗以來,已累計應用35口井,有效率91.4%,平均單井日恢復油量1.18 t。

(3)化學堵漏技術(shù)。該技術(shù)優(yōu)選合適的化學堵漏劑進行套損位置的封堵,尤其適用于套管錯斷的部位,主要過程為高壓泵機組將配制好的堵漏劑注入到套損的部位,堵漏劑在一段時間以后凝固從而實現(xiàn)堵漏的目的。目前在侏羅系吸水能力較差套損井中,針對常規(guī)堵漏表現(xiàn)出“擠不進、留不住、封不強”等問題,形成了液態(tài)樹脂及硫鋁酸鹽化學堵漏技術(shù)。

4 Z271-2井現(xiàn)場應用

4.1 井區(qū)概況及先期預防措施

Z271-2井位于Z271井區(qū),主要開采侏羅系油藏,該區(qū)塊于2011年投入開發(fā)。針對該區(qū)塊油水井套管存在內(nèi)、外腐蝕特點,在開發(fā)前期采取了套管環(huán)氧冷纏帶犧牲陽極和DPC內(nèi)涂層套管聯(lián)合防腐技術(shù),即洛河層以下使用DPC內(nèi)涂層防腐套管,洛河層以上使用環(huán)氧冷纏帶犧牲陽極外防腐技術(shù)。實現(xiàn)了全井段腐蝕防護,整體防護效果較好。截至2019年該區(qū)累計發(fā)現(xiàn)套損油井7口,套損后損失產(chǎn)能9.62 t/d。

Z271-2井于2011年12月投產(chǎn)延10層。初期日產(chǎn)液4 m3,日產(chǎn)油1.7 t,含水率57.9%。2017年12月含水率突升至100%,礦化度由81 000 mg/L降至8 000 mg/L,懷疑套破。2018年4月隔水采油(封隔器位置:1 438 m,Y221-114),有效期短。2018年9月該井因高含水停井,停井前該井日產(chǎn)液5.58 m3,日產(chǎn)油0,含水率100%;累產(chǎn)油2 707 t,礦化度8 000 mg/L左右。

4.2 套損情況判識

Z271-2井2018年4月工程測井,結(jié)果顯示該井存在明顯穿孔現(xiàn)象(見圖1),且集中在1 400.00～1 480.00 m井段。具體分布在1 401.91 m、1 438.00～1 438.65 m、1 444.87 m、1 445.13 m、1 445.52 m、1 450.31 m、1 468.60～1 468.83 m和1 478.36 m。1 480 m以下井段井況較好。

圖1 穿孔點成像圖

該井在1 400.00～1 480.00 m井段存在穿孔,特征明顯,根據(jù)地質(zhì)層位和自然伽馬曲線特征,該處對應多處直羅組水層。固井質(zhì)量顯示1 445.00～1 770.00 m井段固井質(zhì)量中等。2017年12月含水率突升至100%,礦化度由80 000 mg/L降至8 000 mg/L,符合套破出水特征。

為進一步了解該井套損情況,2019年4月2日開始采用四參數(shù)(自然伽馬、井溫、壓力、磁定位)、噪聲、全井眼渦輪流量、氧活化等測井方法,對該井實施組合測井作業(yè)。結(jié)果表明,井溫曲線顯示1 444.00～1 448.00 m井段為該井的漏失層位,并且與工程測井成果對應性好;噪聲測井顯示1 447.00 m左右存在漏失(見圖2)。通過多種方法對比驗證,井溫測井及噪聲測井均顯示1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失。氧活化測井顯示在1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失,為該井主要的漏點位置。因此,確定1 444.00～1 448.00 m井段為該井漏失段。

圖2 噪聲測井1 447 m漏失井段測井曲線圖

4.3 治理措施及效果分析

對該井出水位置進行驗證,套漏出水點驗證示意見圖3。

圖3 套漏出水點驗證示意圖

(1)坐封找堵一體化工具(位置1 691.00 m),試驗20 MPa合格,起出插管(相當于打橋塞)。

(2)下驗封管柱(自下而上):斜尖(1 442.50 m)+Y221-114封隔器(1 442.00±0.50 m)+工具油管至井口,不坐封封隔器做抽汲準備,計劃驗證漏點1 444.00～1 448.00 m井段出水量及出水性質(zhì)。

累計抽汲4個班、28 h、80次,累計抽水39 m3、產(chǎn)油0,礦化度8 545 mg/L。加深管柱至1 450.00 m坐封封隔器,由油管打壓試壓,試壓15 MPa,穩(wěn)壓15 min,壓降小于0.2 MPa,試壓合格。上提管柱至1 440.00 m坐封封隔器,試壓15 MPa,穩(wěn)壓15 min,壓降小于0.2 MPa,試壓合格。起出后檢查封隔器完好。1 444.00～1 448.00 m井段確定為出水點。

對Z271-2井采用10 m膨脹管補貼+封隔器組合方式進行治理,該井復產(chǎn)后日產(chǎn)液2.71 t,日產(chǎn)油1.71 t,含水率36.9%。同時膨脹管由80 m縮短到10 m,節(jié)約材料成本85%以上,治理效果較好。

5 結(jié) 論

(1)長慶油田油水井套管主要存在2種腐蝕類型:以洛河水為主的套管外水流腐蝕和以侏羅系為主的油井產(chǎn)出液引起嚴重套管內(nèi)腐蝕。套管內(nèi)外腐蝕在不同地區(qū)、不同開發(fā)層系表現(xiàn)各有側(cè)重,其腐蝕機理不同,腐蝕速度和腐蝕形態(tài)有差異。

(2)井溫、噪聲、氧活化等檢測技術(shù)與可視化測井技術(shù)的組合檢測試驗,是目前找漏最好最全面的測井方法。找漏下一步方向:對渦流流量測井持續(xù)改進,選用多種不同型號的流量計進行測試;加強噪聲測井的技術(shù)攻關(guān),提升儀器性能和解釋精度;綜合運用恢復井溫測井成果,確定漏失位置;對無工程測井資料的井,優(yōu)先進行套損檢測。

(3)目前長慶油田后期治理技術(shù)主要包括LEP長效隔水采油技術(shù)、套管補貼技術(shù)、化學堵漏技術(shù)等。下步應規(guī)模應用LEP長效隔水采油技術(shù),延長隔水采油治理有效期,擴大試驗套管修復以及化學堵漏工藝技術(shù),提高井筒完整性。