港西油田套损主要原因分析及解决对策

 港西油田套损主要原因分析及解决对策

王云

中国石油大港油田分公司第五采油厂协同研究中心  天津 300280

摘要：套损已经成港西油田目前影响油田正常开发的重要因素，套管损坏使得油藏井网不完善，严重影响了港西油田开发效果。基于此，开展了港西油田套损机理及预防对策研究，在对导致港西油田套损主要因素进行详细分析基础上，明确了当前港西油田套损研究存在的问题，并据此提出了针对性的应对策略。

关键词：港西油田；套损；主要原因；解决对策

1港西油田套损主要因素

1.1断层活动是引起套变的主要因素

断层活动必须具备两个条件：一是断层面充分产生“润滑”，有利于岩性活动，比如注入水进入断层面；二是断层两侧地应力不均，使岩块移动，比如断层两侧开采程度不同，地层压力不均等，其主要表现为断层附近井套变或生产井自喷，断层延伸至地表处冒砂冒水。目前套损成片区也主要分布在5、7、8、9号断层附近。港西油田有75口套管损坏位置距断层30米以内，且大多数在断层点上。

1.2油层出砂是造成油层段套损的主要原因

港西油田含砂井占87.3%，年检泵返砂420m3/d，年大罐清砂6000-8000m3，出砂非常严重。其主要原因在于港西油田的储层是一套泛滥平原上的蛇曲河流相沉积，主要岩性为泥质粉砂岩，胶结物以泥质为主，胶结疏松，类型为孔隙--接触型。胶结物为碳酸盐和粘土，其含量为12.57-24.8%,平均为19.58%,粘土含量为0.67-21.43%,平均为13.75%。在注水加机械采油的开发条件下，由于工作制度的变更和管理不当，加大了地层与井筒的压力梯度，导致油井出砂，破坏了地层结构，改变了井筒附近地应力的均衡性，引起套损。

1.3高压注水及井筒漏失造成泥岩膨胀，引起套变

注入水或压井水沿第二界面侵入泥岩段，促使泥岩膨胀。通过岩心试验表明，泥岩膨胀倍数最大达到1.5倍，最小达到1.22倍，因此未射泥岩段套变大多属于这种类型。

1.4频繁修井作业和施工不当也是导致套变的因素之一

修井作业是恢复停产井，增加产量的有效手段，但是过于频繁的作业，特别是特殊的作业如重复补孔、压裂、防砂、强化提液、大修、卡堵等，直接造成了套管的疲劳损伤，修井过程中的工艺不完善，措施不当也可能导致套管损坏。大部分套变井套变前均作业10次以上。

1.5套管本身的质量差，固井质量的不合格等也是导致套变的因素之一

套管本身的钢级壁厚对套管寿命有直接影响。港西油田纵向上油水层交互分布，边底水夹层水共存，地层水水型为NaHCO3，而注水层中有较高的NaCl，这些物质在油田长期的开采过程中与套管接触发生电化学作用腐蚀套管，引起套损。另外，固井质量差，完井不合格也是导致套损的原因之一。

1.6射孔是引起套损的原因

通过室内试验及数值分析认为：

射孔套管的理论计算值与试验值相近，证明了射孔管承载能力理论计算方法的正确性。无裂纹射孔套管承载能力的降低数值并不大。

套管初始椭圆度对套管失稳变形有明显的影响。在相同的布孔方式下，套管的初始椭圆度越小，套管的承载力越高。试验结果证实了实际管破坏性质，是极值的弹塑性失稳。

布孔方式和数量对套管承载力有显著的影响。试验结果总体反映出套管布孔方式和数量对套管承载力的依赖关系。

1.7腐蚀

调研资料认为，水泥返高以上的浅层套损可能是由于腐蚀导致。

2当前港西油田套损质量存在的问题

2.1套损形态认识不清

套损形态检测技术是套损机理研究的基础，近年来套管损坏机理研究的发展和套管检测技术的进步密切相关。一般情况下，套损的形态可以通过铅模资料、多臂井径测井、井壁成像测井、电磁探伤套管检测等途径获得，在有些地区，还可以看到已经损坏的实际套管，这样就可以更加直观的了解套损形态。

港西二区和五区共有套损点313个，其中50％是在冲砂、下封隔器等作业过程中发现，套损形态没有落实。其余落实的套损点是打铅模检测的。

铅模确定套损形态有一定的局限性，对于拉张作用下导致的套管断裂不能够很好的确定，但对于套管变形和套管错断有比较好的识别效果。

对于套管变形，铅模资料的识别仍然存在局限性。这是由于套管变形可能是由于挤压产生的变形，也可能是弯曲变形或者剪切变形，铅模资料无法给出套管变形的力学性质，只能确定套管已经变形。因此，需要结合多臂井径测井等方法来确定套管变形力学性质。

2.2套损点对应的地质层位、岩性等认识不清

通过调研发现，所有研究报告中均没有开展套损点对应地质层位和岩性的研究，只是粗略的统计套管是发生在油层段还是上覆层。本来套损发生在两个砂体的夹层泥岩中，而被认为套损点在砂层上，从而夸大了出砂或者射孔对套损的影响。

2.3出砂导致套损可能是次要因素

出砂导致套损应该发生在砂岩层内，出砂导致地层亏空，套管失去侧向地层支撑，上覆地层压力加到了套管轴向上，从而导致套损弯曲。

港西五区共有195个套损点，其中在砂岩部位套损56个点，占28.72％，这56个套损点对应的层位中有16个在非射孔段，因此也与出砂无关，只有40个套损点与出砂密切相关，只占20.5％，因此出砂可能是港西油田二区和五区套损的次要因素，而非首要因素。

2.4没有找到主控因素，套损预防与治理方案针对性不强

    前人研究港西套损原因，列出以下几个因素：断层活动是引起套变的主要因素；油层出砂是造成油层段套损的主要原因；高压注水及井筒漏失造成泥岩膨胀，引起套变；频繁修井作业和施工不当也是导致套变的因素；套管的质量问题，固井质量的不合格等也是导致套变的因素之一；腐蚀；射孔。

以上因素几乎是造成非热采井套损的所有原因，对于分析特定油藏套损原因而言，肯定在给定的这几条中。一个病人发烧，可能是细菌感染，也可能是病毒侵袭，诊断时一定要给出具体原因，才能对病人下药。套损研究也是这道理，如果找不到套损主因，提出的预防措施也没有针对性。

3套损解决方案

3.1多臂井径测试，认清套损形态

多臂井径可以准确的确定套损层位以及套损形态，油田多臂井径资料主要分为两种，一种是独立测量各臂井径，目前应用的有16臂井径、36臂井径、40臂井径，该种测试方法主要依靠对应的独立测量臂输出显示多条（16臂输出16条井径曲线，40臂输出40条井径曲线）井径曲线，并分别根据这些曲线数据，计算出套管变形的最大内径、最小内径数值及套变深度；经过计算机处理，还可以描绘出套管结构状况立体图形和彩色成像显示图。该测井系列数据采集的密度大，再加上高速度的数据传输系统及立体彩色成像技术，使得在任意深度都可以获得套管内径截面图及俯视图，对探测套损形态和准确定位套损深度有着重要的作用。另一种多臂井径测井不能输出每个独立臂的井径曲线，只能给出最大井径和最小井径曲线，并计算得出平均井径曲线或者套管的剩余壁厚。

大港油田引进了40臂独立臂井径测井，可以胜任套损形态的检测。

3.2分析套损地质因素，建立套损地质模型

套管损坏层位统计分析表明，套管总是在特定层位损坏，如大庆油田成片套损区多发生在嫩二底第三个峰值处（2.5米电阻率曲线），油层段套损多发生在油层的顶部或底部，而在其它部位套损则较少。这些事实都充分说明地质因素对套管损坏有控制作用，如果说开发因素是套损的外因，那么地质因素则是套管损坏的内因。

套管损坏地质因素分析内容包括：（1）研究区的沉积背景；（2）套损部位对应的地质层位；（3）套损部位对应的岩性；（4）断层与套损的关系；（5）构造与套损的关系；（6）其它

根据套损综合图以及套损地质因素，建立套损地质模型，通过套损综合图分析，给出相应地质模型特征以及比例。

3.3分析套损工程因素

影响套管损坏的工程因素很多，但并不是每项因素都是关键因素，因此工程因素分析旨在找到影响套损的关键因素。

需要指出，由于每个区块油井开发历程中采取的措施不同，作业内容也不尽相同，故应根据港西二区和五区的本身特点，具体研究套损工程因素，研究内容包括：钻井“狗腿”与套损的关系、固井质量与套损的关系、套损与套管钢级壁厚的关系以及其它因素。

3.4分析套损开发因素

套管损坏开发因素分析包括：注水压力与套损的关系分析、含水与套损的关系分析、其它分析。地质因素是发生套损的内因，而开发因素是套损的触发因素，因此研究套损开发因素非常重要，不是所有的开发因素都与套损有关，应筛选出其主要因素，

3.5建立套损力学模型，分析发生套损力学条件

套管损坏最终还是力学损坏（据统计，中石油90％以上的套损为力学损坏），因此研究套管损坏的力学机理，明确套管损坏条件以及可控参数，是套损治理的基础。

套损力学机理研究包括：A.套损力学模型，B.套管损坏力学条件。需要指出：随着地质模型的不同，套损的力学模型也不同，应根据二区和五区的套损地质模型，建立相应的套损力学模型。

3.6提出可实施的套损预防及治理方案

套损机理研究的目的是治理套损，套管治理的关键在于预防，在套损机理认识的基础上，套管保护坚持“预防为主，防修结合”的工作方针，在套管防护和套损治理的实践中，不断总结经验、摸索规律，形成一套从钻井完井、开发调整、生产管理、作业管理到套损井的报废更新等全过程的套管防护措施。

4结语

通过套损机理研究总结，发现导致油田套管损坏的因素往往多是方面的，主要有高压注水、注采不平衡、断层失稳、水体腐蚀、施工损坏等，但并不是所有这些因素在套损中都起作用，即油水井套损有其主控因素。因此，预防和控制套管损坏的措施要具有针对性，以控制诱发套管损坏的主要因素为主，尤其是要结合油田的地质状况、工程状况及套管损坏特点，控制诱发套管的主要因素，以达到套管防护的目的。