劉聰，趙瀟，魏文宗，馬騫，趙金，趙舉舉，胡春林，扶登亮

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

在油田開發(fā)過程中油水井套管在遭受外力作用和腐蝕導(dǎo)致其發(fā)生塑性變形、破裂、腐蝕變薄至穿孔的現(xiàn)象通常稱為套損[1]。隨著油田開發(fā)，胡尖山油田油水井套損問題日益嚴(yán)重。成為了制約老油田穩(wěn)產(chǎn)和高效開發(fā)的主要障礙之一。因此，研究本區(qū)套損機理及下步措施尤為重要。油井套損后產(chǎn)能下降、生產(chǎn)成本增加。目前套損井使用常規(guī)機械隔采治理工藝，有效期短、產(chǎn)能恢復(fù)率低等問題，已嚴(yán)重影響油水井正常生產(chǎn)。因此，研究套損機理，制定切實有效的防治措施，成為各油田急需解決的問題之一。

1 胡尖山油田套損情況

1.1 套損井生產(chǎn)情況

胡尖山油田自2009 年發(fā)現(xiàn)第1 口套損井，2016年套損井?dāng)?shù)量突增，目前每年新增套損井2口，套損形勢嚴(yán)峻。目前全區(qū)套損井60 口（油井57口，水井3口），無剩余利用價值封井、待核銷10口，剩余50 口按照油水井隱患程度實施分級治理（表1），其中油井47口，水井3口，目前平均單井日產(chǎn)油僅1.31 t，胡尖山套損井集中分布在Y162 長X 油藏與A42 長X 油藏，占套損井的90%。其中A42 長X 油藏目前套損油井30口，水井1口，目前該油藏油井套損率已達72.5%，Y162長X 油藏目前套損油井25口，水井2口，且套損形勢逐漸由邊部向中部高產(chǎn)區(qū)蔓延，套損形勢不容樂觀。

表1 胡尖山油田套損油井產(chǎn)量分級統(tǒng)計表

1.2 生產(chǎn)時間與套損年限情況

通過對全區(qū)套損井生產(chǎn)年限統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)胡尖山油田平均套損時間7.4年，生產(chǎn)3 年以后開始出現(xiàn)套管損壞現(xiàn)象，生產(chǎn)5 年以上套損比例明顯增大，套損井主要集中在生產(chǎn)時間為4～7年，其中生產(chǎn)時間9～13年井47口，占82.5%；平均套損后生產(chǎn)時間4.4年，主要分布在3～6 年。套損井主要集中在A42 長X 油藏與Y162 長X 油藏，占套損井比例的94.7%。

1.3 穿孔、腐蝕點/段情況分析

近年來采用MIT 及MTT 測井技術(shù)對胡尖山油田26 口套損井進行測井，A42 長X 油藏測井12口，Y162長X 油藏測井14 口。套損井測井結(jié)果顯示，無穿孔井3口，其余均有不同程度的穿孔及腐蝕現(xiàn)象。

統(tǒng)計并分析上述井的歷年液面位置、穿孔點、內(nèi)腐蝕點段、外腐蝕點及其所在的地質(zhì)分層、含水率等數(shù)據(jù)，穿孔點一共486 個；嚴(yán)重腐蝕與結(jié)垢點/段共340個，穿孔及嚴(yán)重腐蝕與結(jié)垢點/段主要出現(xiàn)在射孔段以上760 m 范圍內(nèi)。

2 套損機理及套損原因分析

依據(jù)目前的經(jīng)驗，導(dǎo)致套管損傷的主要原因可分為：地質(zhì)原因、腐蝕原因以及工程原因[2]。套管損傷一般存在三種形式：錯斷、變形、破漏（穿孔）[3]。Y162 長X 油藏與A42 長X 油藏的油管桿腐蝕情況普遍，伴隨結(jié)垢，采集現(xiàn)場油管腐蝕產(chǎn)物，分析其主要成分為Fe（OH）3、Fe2O3。

2.1 現(xiàn)場檢測分析

2.1.1 工程測井 MIT+MTT 工程測井常用來表征油水井套管損傷情況。通過對46 口套損井工程測井結(jié)果統(tǒng)計，僅有2 口未發(fā)現(xiàn)穿孔點/段，穿孔井占比達95.3%，均存在嚴(yán)重內(nèi)腐蝕及結(jié)垢情況。

D591-22 井于2009 年11 月投產(chǎn)，2015 年9 月套損。套損前液面1 072～1 768 m，含鹽97 027 mg/L。2017 年4 月進行MIT+MTT 組合成像測井，磁測曲線存在多處嚴(yán)重正異常，在1 880～1 995 m 存在多處穿孔，且在1 789～1 997 m 存在明顯內(nèi)腐蝕。

2.1.2 原始地層水水質(zhì)分析 A42 及Y162 油藏采出水礦化度比較高，pH 值為6.4 左右，油層水偏弱酸性，礦化度為47 600 mg/L，水型為CaCl2。水中Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-結(jié)垢離子含量較高，地層水中腐蝕性離子Cl-含量也比較高（2～3 g/L），為成垢及電化學(xué)腐蝕提供了基本條件。綜上認(rèn)為該油藏地層水具有較強的腐蝕性及易結(jié)垢特征。

2.1.3 胡尖山油田腐蝕因素分析 Y162 與A42 長X油藏礦化度分別為76 500 mg/L、47 600 mg/L，均為高礦化度水，為電化學(xué)腐蝕提供了條件。水中的氧，Cl-的含量較高，分別為4～5 g/L、2～3 g/L。另外，地層水HCO3-濃度均處于較高水平，加劇套管疲勞程度，降低套管生命周期。

分析認(rèn)為，該區(qū)油藏均以內(nèi)腐蝕為主。地層水礦化度較高，富含腐蝕性離子，是引起套損的主要因素，而高礦化度地層水、高濃度的溶解腐蝕性氣體以及結(jié)垢加大了套管的腐蝕速度。

2.2 套損機理

二氧化碳常作為天然氣或石油伴生氣的組分存在于油氣中，其溶入水后對鋼鐵有極強的腐蝕性，特別是在井下多相共存及高溫或高壓環(huán)境的條件下，二氧化碳對油套管的腐蝕尤為嚴(yán)重，造成油管、生產(chǎn)套管的腐蝕斷裂[4]。從而縮短油水井正常生產(chǎn)壽命，造成巨大的經(jīng)濟損失。因此，充分掌握二氧化碳對套管的腐蝕機理及特點，有利于制定合理的治理措施。

2.2.1 二氧化碳腐蝕機理 當(dāng)二氧化碳溶于水生成碳酸，就會釋放強去極化劑氫離子，促進陽極鐵溶解，從而導(dǎo)致腐蝕。

胡尖山油田套管都采用的是碳鋼，碳鋼在溶解有二氧化碳的油層水中的腐蝕的基本形態(tài)有兩種：全面腐蝕（也稱均勻腐蝕）和局部腐蝕[5]。并且隨著溫度、金屬材質(zhì)等不同有不同的腐蝕形態(tài)：形成全面腐蝕時，金屬的全部或大部分表面積上均勻的受到破壞。形成局部腐蝕時，鋼鐵表面某些局部發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕而其他部分沒有腐蝕或只發(fā)生輕微的腐蝕。

CO2腐蝕機理：CO2溶解于水中形成碳酸，溶液中的H2CO3與Fe 反應(yīng)造成的腐蝕。

腐蝕反應(yīng)式為[2]：

CO2+Fe+H2O→FeCO3+H2

2.2.2 Cl-對CO2腐蝕過程的影響 普遍認(rèn)為，Cl-的影響表現(xiàn)為兩個方面：一方面降低鐵表面鈍化膜形成的可能性或加速鈍化膜的破壞，從而促進局部腐蝕損傷。尤其是在酸性油氣田中，帶負(fù)電荷的Cl-，基于電價平衡，它總是爭先吸附到鋼鐵的表面，因此，Cl-的存在往往會阻礙保護性的硫化鐵膜在鋼鐵表面的形成。Cl-還會通過鋼鐵表面硫化物的細(xì)孔和缺陷深入其膜內(nèi)，使膜發(fā)生顯微破裂，形成孔蝕核。由于Cl-的不斷移入，在閉塞電池的作用下，加速了孔蝕破壞。另一方面會使CO2在水溶液中的溶解度降低，有緩解碳鋼腐蝕的作用。Ca2+、Mg2+的存在增大了溶液的礦化度和離子強度，導(dǎo)致溶液中CO2含量減少，介質(zhì)導(dǎo)電性增強，結(jié)垢傾向增大。一般說來，在其他條件相同時，這兩種離子的存在會減輕全面腐蝕但會加大局部腐蝕[2]。

2.2.3 礦化度對CO2腐蝕的影響 油田地層水中含有大量的溶解鹽類，其中包括K+、Na+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-等，總礦化度從每升幾千毫克至十幾萬毫克。按礦化度高低對腐蝕造成的影響程度，可把采出水分為三個等級，即礦化度小于12 g/L 的稱為輕腐蝕水；礦化度在12～20 g/L 的稱為中腐蝕水；礦化度大于20 g/L 的稱為重腐蝕水[6]。隨著礦化度減小，溶液中各種離子濃度也相應(yīng)減小，導(dǎo)致腐蝕液的導(dǎo)電率降低，抑制了電化學(xué)腐蝕過程的進行，因此腐蝕速率減小。Y162 長X 油藏、A42長X 油藏地層礦化度分別為76.5 g/L、47.6 g/L，為重腐蝕水。

3 套損井防治措施

針對胡尖山油田套損井存在的問題，結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實際，不同油井套損成因、套損程度，產(chǎn)能發(fā)揮程度，2021 年套損井治理主要采用小套管固井與復(fù)合貼堵，均為采用了一種類似于累加的修復(fù)方式，與二層套管比較相似，因此能夠有效抵御住高溫與高壓[7]。在封堵范圍上，小套管固井可從人工井底封堵至井口，復(fù)合貼堵主要封堵大段嚴(yán)重腐蝕及穿孔段，在運用過程中具有強大的封堵能力，對于較強壓力也能夠進行有效抵抗。但是在運用過程中依然存在著一定的問題，主要表現(xiàn)在小套管井下施工工具的不健全，缺乏一套針對小套管技術(shù)的具體適用方法，以及小套管的管桿配套，管桿偏磨嚴(yán)重等問題。除此之外，目前長效治理過程中的油層保護技術(shù)不完善，治理后需進行二次改造。

2021 年開展套損井綜合治理以來，在胡尖山油田A42 長X 油藏、Y162 長X 油藏累計實施小套管固井7口，產(chǎn)能恢復(fù)率84.8%，井筒恢復(fù)率91.7%，有效的降低單井維護頻次、提高采油時率，小套管管徑狹小，導(dǎo)致扶正器等工具的進入困難度較高，管套磨損嚴(yán)重。

3.1 小套管固井工藝

小套管固井技術(shù)是針對已經(jīng)出現(xiàn)全井段不同程度套損的油水井從人工井底至井口再重新使用一個套管，在與上一個套管中間的空間內(nèi)運用水泥漿進行封固的技術(shù)。但由于固井過程射孔段也被小套管覆蓋，重新射孔時管徑變小，射孔改造程度較低，需要實施二次措施，目前二次措施以壓裂為主。2021 年開展套損井綜合治理以來，在胡尖山油田實施小套管固井7口，產(chǎn)能恢復(fù)率84.8%，井筒恢復(fù)率91.7%，小套管管徑較小，扶正器等工具的進入困難度高，管桿的磨損嚴(yán)重。

典型井分析：Z43-10 井：投產(chǎn)于2008 年11月，初期日產(chǎn)液8.36 m3，日產(chǎn)油2.65 t，含水率62.9%，含鹽40 311 mg/L，2014 年9 月該井套損，隨后座封生產(chǎn)，措施前日產(chǎn)液7.8 m3，日產(chǎn)油0.7 t，含水率89%，含鹽45 021 mg/L，但座封有效期僅150 d，2021 年10月實施小套管固井，RBT 扇區(qū)水泥膠結(jié)評價圖顯示固井質(zhì)量較好，射孔、壓裂完井，目前平穩(wěn)生產(chǎn)，日產(chǎn)液13 m3，日產(chǎn)油1.1 t，含水率90%，含鹽45 232 mg/L，產(chǎn)能恢復(fù)率達152.3%。

3.2 復(fù)合貼堵工藝

復(fù)合貼堵技術(shù)主要用于套損井小段破損修復(fù)，將貼堵套管下到井下設(shè)計位置后，循環(huán)注入水泥堵劑至套管與貼堵管環(huán)形空間中，通過水泥膠結(jié)將貼堵管牢牢的貼在套損井壁上，達到對腐蝕、漏失段的封堵。作業(yè)過程需暫堵或貼堵射孔段，重新射孔時由于管徑變小，射孔改造程度較低，因此需要實施二次措施改造。

2021 年復(fù)合貼堵治理套損井4口，其中A42 長X油藏1 口、Y162 長X 油藏3口，產(chǎn)能恢復(fù)率50.9%，井筒恢復(fù)率75%，由于施工過程中地層受到污染，射孔后需要進行二次改造，但復(fù)合貼堵僅貼堵200～300 m，施工參數(shù)難以確定，導(dǎo)致產(chǎn)能恢復(fù)率較低。

典型井分析：D592-19 井：投產(chǎn)于2009 年9月，初期日產(chǎn)液13.09 m3，日產(chǎn)油4.29 t，含水率61.5%，含鹽75 985 mg/L，2021 年6 月該井套損，隨后實施復(fù)合貼堵措施，措施前日產(chǎn)液11.2 m3，日產(chǎn)油1.10 t，含水率88%，含鹽52 868 mg/L，2021 年7 月現(xiàn)場試壓合格，射孔、酸化完井，完井后液量迅速下降至1.67 m3，含水率由100%下降到80%再下降到50%，提液效果較差，同年11 月實施壓裂措施，加砂3 m3，砂比15%，破裂壓力15.0 MPa，施工排量0.8 m3/min，入地液量31.3 m3。措施后日產(chǎn)液12.3 m3，日產(chǎn)油1.8 t，含水率83%，含鹽80 451 mg/L，產(chǎn)能恢復(fù)率155.6%。

3.3 工藝優(yōu)選

引起套管損傷的根本原因為內(nèi)腐蝕，通過2021 年實施套損井治理的2 種工藝技術(shù)措施對比分析，依據(jù)措施效果：小套管固井＞復(fù)合貼堵；結(jié)合套管狀況及開發(fā)狀況，對于目前無法有效座封且套損段超過300 m井以小套管固井治理為主，無法有效座封且套損段未超過300 m 井以復(fù)合貼堵治理為主。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）通過工程測井結(jié)果、原始地層水質(zhì)分析、現(xiàn)場腐蝕產(chǎn)物等研究分析表明腐蝕是導(dǎo)致胡尖山油田油水井套損的最主要原因。

（2）對于目前無法有效座封、產(chǎn)能嚴(yán)重?fù)p失且套損段超過300 m 井以小套管固井為主；如套損段（射孔段以上）未超過300 m 井以復(fù)合貼堵為主，封堵至人工井底最優(yōu)。

（3）小套管固井及復(fù)合貼堵工藝由于作業(yè)過程需要暫堵或貼堵射孔段，重新射孔時由于管徑變小，射孔改造程度較低，因此需要實施二次措施。且小套管固井工藝存在管桿偏磨問題，復(fù)合貼堵工藝存在二次改造措施參數(shù)難以把控問題。