台105区块套损井分析及治理对策

一、问题的提出

台105区块属于边际低渗透、特低渗透油田, 储层类型复杂, 砂体发育零散, 断层多, 加之开发过程中的高压注水等因素影响, 使油水井套损井日益增多, 严重影响了油田的正常开发。台105区块有注水井70口, 截止2014年1月, 累计发现套损井13口, 新增套损井、待修井多, 套损形势严峻。

二、套损概况

一是从套损类型上看, 全部为套管变形。

二是从套损位置上看, 统计25个套损点, 射孔顶界以上套损点有15个, 射孔层内10个, 分别占套损点比例60%、40%。其中, 有11个套损点距离射孔顶界50m之内, 占套损点总数的44.0%, 平均距离顶界121.3m。

三、套损原因分析

1. 地质因素

(1) 泥岩影响

当泥岩吸水后, 含水上升, 内聚力和内摩擦角下降, 岩石的抗剪强度也将大幅度下降。泥岩的胶结力逐渐消失, 变为塑性, 促进了岩石的蠕动和位移, 在井眼周围产生非均匀应力分布, 增加套管挤压, 导致套损。

从套损处的岩性上看, 泥岩对应18个套损点, 占72%;砂泥界面4个, 占16%;砂岩对应3个, 占12%。可见套损对应岩体是泥岩层, 因此泥岩吸水膨胀是导致套损的地质因素。

(2) 构造影响

应力是层面滑动的静态原因, 地层压力差异是层面滑动的动态原因。在受断层倾角的影响下, 由于重力水平分力和断层两侧地层孔隙压力差的作用, 会产生局部应力集中, 使断层上下盘沿断层面产生局部滑移。

从构造看, 台105区块断层均发育, 断层分布交错, 应力分布复杂, 从分布看, 有8口分布在断层末端或多条断层之间, 距离断层平均距离为90m。由于注水过程中不断改变断层两侧压差, 促使滑移现象发生, 是导致套损的构造因素。

2. 开发因素

在砂岩层段, 由于高压注水引起砂岩垂向膨胀, 使套管承受附加拉应力, 而附加应力的增加使得套管抗挤毁强度降低, 在平面差异应力作用下使得套管受到剪切损坏。

统计套损注水井压力发现:

(1) 台105区块套损井注水压力普遍高于区块平均注水压力2-4个MPa。

(2) 注水井接近破裂压力注水。一般认为注水压力大于破裂压力的80%时, 极易造成套损。

原因分类:

(1) 注采关系不完善, 导致注多采少, 形成高压

这类井因为井网不完善, 周围油井较少, 注采严重不平衡, 注水井压力较高, 造成套损。该区块边部及断层附近往往井网不完善, 注多采少导致油层憋压引起套损。8口套损注水井中有6口井注采关系不完善。

(2) 油层渗流能力差, 形成高压

因为油层渗流能力差, 注水难受效, 周围油井产液量低, 导致注采比高, 形成高压层。该区块井网完善, 但储层岩性致密, 注水困难, 注采比高, 导致注水井附近地层形成高压层。同时, 由于裂缝存在, 导致注入水侵入附近泥岩层, 引起套变。

(3) 砂体连续性差, 注采比高, 形成高压

因为砂体变化快, 导致厚注薄采, 或者有注无采, 造成高压注水, 引起注水井套损主要该区块以薄差层为主, 砂体连续性差, 注采比高及注水强度大, 高压注水井多。

综上所述, 套损是泥岩膨胀、注水和断层活动等综合作用的结果, 注水开发引发的断层滑移现象和泥岩吸水膨胀是造成套损的主要原因。

四、治理对策

针对台105区块套损状况, 在套损井防治工作中, 坚持防治结合的指导思想, 通过完善注采井网, 维持合理的注采压差, 努力控制套损发生率;采油工程方面以加强治理工作为主, 主要是制定个性化修井方案, 优化施工参数, 加强现场监督, 保证修井质量。

1. 倒扣打捞工艺

根据管柱结构和井深结构分析卡点深度, 确定上提负荷, 以20-30r/min的转数倒扣, 直至倒开, 平均单井倒扣次数由4.5次下降到2.3次, 减少打捞过程中对套管的损害。

2. 磨铣或套铣工艺

针对磨铣或套铣时, 存在施工参数大 (转速、钻压) 、磨损套管的问题, 通过选取具有代表性的φ114mm平底磨鞋×φ73mm钻杆进行磨铣有限元分析, 优化设计施工参数。

当钻压为30k N, 扭矩为415N·m时, 磨鞋的横向位移达到最小值, 该值可作为施工时最优钻压/扭矩的参考值。在实际工作时, 若转速和钻压过小, 磨铣时不易产生进尺, 为此, 将钻压控制在10-35k N, 转速控制在35-80r/min。

近年来应用磨铣工艺累计处理6口套损, 磨铣卡点5处, 套铣打捞1次。通过精细解卡工艺, 避免了盲目施工和套管损伤, 有效保护了套管。

3. 整形工艺

主要采用常规机械整形, 利用梨形胀管器等工具冲胀变形点。在遇变点时, 根据管柱深度上提2m-10m, 反复冲击变点, 实现整形。

整形过程中, 套管受力时间短、变化快, 若下放速度过快, 产生的冲击力将损坏水泥环。根据理论分析, 当冲击次数达到10次时, 套损点处的水泥环程度将被损伤20%, 冲击高度越高, 损伤越大。

根据材料力学推导出最佳提升高度与最小通径之间的关系表达式, 并绘制出最小通径与最佳提升高度的关系曲线, 最终限定提升高度不超过6m。

近年来, 通过精细整形工艺, 累计处理套损井2口, 整形套损点5个, 最大限度地减少了水泥环损伤。

建议

1.在套管保护方面, 采取合理优化注采关系和避免在断层附近布水井等措施, 从根本上减缓套损。

2.在动态调整方面, 保持注采平衡, 防止高强度注水引起井底憋压而导致套损。

3.在生产管理方面, 严格执行注水井作业、洗井或吐水前相关规定操作, 要求关井降压30min以上, 放溢流10min, 再控制排量洗井或吐水, 防止套管变形。

4. 在地质资料方面, 对于后续开发区块, 保存全井段测井资料, 为套损分析提供参考依据。

摘要：文章综合分析了方兴油田套损井的影响因素, 总结归纳了各区块套损井的不同特点, 近年来通过优化施工参数有效减少了大修作业对套损井的伤害, 提高了套损修复率。并有针对性的对现有的套损井提出了治理对策和治理计划。

关键词：套损井,治理对策

参考文献

[1] 万仁薄.现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2000-05.