头台油田扶余区块套管损坏原因及对策分析

王 万 (大庆头台油田开发有限责任公司生产运行部,黑龙江大庆166512)

油水井套管损坏不仅影响损坏井本身的正常使用,严重者会诱发邻井套管损坏并破坏井组的注采关系。在头台油田扶余区块注水开发过程中,发现加密及调整井区是套管损坏分布的集中区,非油层部位套管损坏集中于射孔段以上的泥岩段,油层部位套管损坏集中于FⅠ、FⅡ组各小层上下隔层泥岩段。该区块投产初期套管损坏类型主要以变形为主,随着油田开发的进行,错断破裂类型逐渐增加,且注水井比油井套管损坏严重,由此对油田开发造成严重影响。针对上述问题,笔者深入分析了套管损坏的原因并提出相应解决对策。

1 套管损坏原因分析

1.1 注水井长期高压注水

以扶余区块M11井区为例,该井区于1994年7月份投产,1个月后,东西向油井陆续水淹,注水压力由6.36MPa下降到5.5MPa,开发效果不理想。1995年10月通过对东西向水淹井关井并形成212m排距的线状注水井网后,注水压力逐渐上升,1996年12月注水压力上升到9.3MPa。2002年在该井区共钻加密井30口,形成了2排注水井夹3排油井的线状注水井网,注采排距由212m缩小到106m,该年度共发现套管损坏井12口。2004年继续调整注采系统,将注采排距调整到70m,该年度共发现套管损坏井15口,是投入开发以来的最高值。

从M11井区的开发情况看,注水井长期高压注水后,由于水的力学作用和孔隙压力效应加快了套管损坏速度[1],同时加密调整导致区域间产生较大压差,而降压不均衡也容易造成套管损坏。

1.2 层间压力不均衡

通过分析该区块所有套管损坏井小层资料,发现FⅡ1和FⅠ4层发育较好,其邻层发育较差或不发育。以M61-91井为例,2008年4月油转水作业时发现该井于1198.5m处发生套管变形,所处层位为FⅠ2-FⅠ4夹层,全井射开厚度19m,有效厚度14m。因此,当不同油层组储层发育状况差异较大时容易导致夹层上下油层压力不均衡,最终造成油水井套管损坏。

1.3 裂缝串通

套管损坏点在油层部位主要分布在集中于射孔井段内FⅠ、FⅡ组各小层上下隔层泥岩段,占油层部位套管损坏总井数的68.1%。经分析认为,由于裂缝串通造成隔层泥岩段进水[2],注入水浸入泥岩后,随着岩石抗剪切强度大幅度下降,在泥页岩和砂页岩的界面处逐步形成具有张性裂缝特征的次生软化结构面,这样破坏了地下岩体的连续性,使浸水域进一步蔓延并在其前沿形成新的岩石抗剪切强度降低带,导致软化结构面继续发展。当泥页岩浸水由局部扩大到整个界面时,在地层倾角产生的地势压差等作用下,浸水域上下界面相对位移,致使油水井套管被挤压而损坏。

1.4 固井质量差

固井质量差或规格不高,也是导致套管损坏的重要原因,具体情况分析如下:①套管外水泥返高不够。大多数井固井时水泥浆只是返到某一深度而不返到地面,因而需要在井口采取注水泥帽和焊环形铁板(下表层套管的井)等措施封固井口油层套管。由于封固距离短,加之浅部地层井眼大、不规则等造成混浆,使封固质量不好,卸下联顶节后套管下沉。②套管内外压力不等。在封固井段,套管内为清水或泥浆(相对密度为1.0～1.25),套管外为水泥浆 (相对密度为1.8～2.0),两者的流体密度不同,所受压力不同,尤其当注水泥替泥浆或清水时,在套管内突然产生高压,此时套管内壁压力大于套管外壁压力,容易导致套管薄弱部位变形和破裂。③固井水泥候凝时温度变化大。由于井眼不规则或固井时存在混浆井段,在封固井段内水泥浆候凝期间放热不均匀,温度的变化使套管热胀冷缩,导致套管变形破裂。

2 解决措施

2.1 限压注水

由于扶余区块开采油层发育较差,导致顶破裂压力注水井逐年增多,而长期的高压注水易造成油水井套管损坏。为了防止注入压力过高引发套管损坏,应实施限压注水作业。为此,从2005年10月开始进行控水技术研究及现场试验,并确定合理注水上限压力为10.0MPa,合理注水下限压力为7.0MPa,两者相差3.0 MPa。针对不同的层间矛盾,分别采取了全井限压注水和全井限压结合主水淹层周期注水,共执行限压注水37口井。现场作业情况表明获得了较好的控压控水效果。首先注水压力有了比较明显的降低。从2005年10月的9.87 MPa下降到2007年10月的8.15MPa,单井日注水量从2005年10月26.4m3下降到2007年10月15.3m3。自调整注采系统压力后 (2005～2007年),每年平均出现3口套管损坏井。与调整前相比,套管损坏井的比例明显下降。

2.2 调整钻关后压力系统

针对层间压力不均衡导致套管损坏的现象,应认真分析井区和井层压力变化,仔细编制钻关恢复方案,以便钻后及时进行主动调整。具体措施如下:①依据油水井的压力监测资料确定高压井区和井层,在钻关开井时实施减水方案,把井区压力调整与层系间的压力调整相结合。②钻关后对主力油层提高注水量来恢复地层压力,从而缩小与非主力油层之间的压力差异。

2.3 加强生产管理

在现场作用时应加强管理和监督,严格执行作业程序。具体措施如下:①加强正常油水井的生产管理。对注水井作业前降压要严格把关,在作业时不允许超压和超注,以防出现压力突然变化;对产量变化大的油井应及时跟踪观察并上报情况,以便及时采取相关措施。②加强异常油水井管理。应对异常油水井处理过程、处理结果和恢复生产情况等进行详细记录并建立台帐,按月进行维护和更新。③提高固井封固质量。在作业时,应保证套管外水泥返高的程度,密切观察封固井段套管内外压力变化,若出现异常应及时采取相应措施。应随时了解水泥候凝时温度变化情况,当固井时水泥候凝温度变化大时要积极应对以避免套管损坏。此外,应注重套管的选购,保证作业时采用高强度的套管。

3 结 语

针对头台油田扶余区块的油、水井套管损坏现象进行分析,认为套管损坏的主要原因包括注水井长期高压注水、层间压力不均衡、裂缝串通和固井质量差等,通过采取限压注水、调整层间压力和加强固井作业的管理监督,可以有效解决套管损坏问题以节约生产成本。

[1]刘子晋.大庆油田套管损坏因素的探讨[J].大庆石油地质与开发,1982(2):67-73.

[2]代丽,徐守余.油水井套管损坏的地质因素综合研究[J].地质灾害与环境保护,2005,16(3):331-334.