王官屯油田套损机理及防治研究

林莉莉，颜 寒，王凤祥，任丽华，王成芳，刘建东

（1.中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油渤海钻探第一钻井公司；3.中国石油勘探开发研究院）

王官屯油田套损机理及防治研究

林莉莉1，颜 寒2，王凤祥1，任丽华1，王成芳1，刘建东3

（1.中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油渤海钻探第一钻井公司；3.中国石油勘探开发研究院）

随着王官屯油田开发的深入，套损现象日趋严重，套损井总量上升趋势明显，直接影响了注采井网的完善和生产。从地质、工程、开发等因素分析了影响王官屯油田套管损坏的主控因素，并提出了有针对性的预防对策。

套管；损坏因素；王官屯油田

王官屯油田位于河北省沧县王官屯乡境内，区域构造位置位于黄骅坳陷南区孔店古潜山构造带孔东断裂带两侧，是受孔东断层控制的被断层复杂化的背斜构造。王官屯油田共有油水井863口，其中套损井171口，占油水井数的19.8%；套损形态以缩径为主，占已知套损类型井的40.7%；1 400～3 200 m井段为套损高峰，占所有套损井的56.6%，这个深度对应地质上馆陶组、沙河街组到孔一段，孔一段为王官屯油田的主力油层。

1 地质因素对套管损坏分析

1.1 套损层位分析

套损综合图分析（203口井，236个套损点）表明，王官屯油田上覆层套损点共有63个，占总套损点的26.7%；油层部位156个套损点，占66.1%，另有7.2%的套损位置不明确。

1.2 套损岩性分析

统计表明，王官屯油田油层部位的套损点对应的岩性中，泥岩对应33个套损点，占21.4%；砂岩对应19个套损点，占12.3%；岩性界面90个套损点，占58.4%，还有9.9%不明确。由此说明，王官屯油田岩性界面对应套损占主体，其次为泥岩，砂岩最少。

1.3 套损地质因素

1.3.1 断层因素

王官屯油田官195区块有套损点47个，其中28个在断层面上套损，占总套损点的59.6%，上覆层不整合面（明化镇组和沙河街组）占14.9%，油层段（Z3、Z4和Z5）占21.3%。根据王官屯油田断层套损的特点，建立了相应的地质模型，分析情况如下：

（1）断层局部活动导致在断层附近套管剪切损坏，其中官46-32井修井过程中在套损位置返出断层泥。

（2）断层局部活动可以是正断层活动（上盘下冲），也可是逆断层活动（上盘上冲），亦可是正断层或逆断层与走滑相结合。对于王官屯油田而言，套损集中在孔东正断层上，地应力测量表明垂向应力大于水平主应力，因此，断层复活为正断层活动。

（3）官195区块属于上升盘，平均静压10.86 MPa，而与之相邻的下降盘官1区块平均静压为23.32 MPa，上下盘的压差为12.46 MPa。对照图版，井口压力需保持在5.9 MPa以下，才能保证断层稳定。而该区块实际注水压力为17 MP左右，远超井口临界压力，导致断层失稳，造成官195区块在孔东断层上大量套损。

1.3.2不整合面因素

王官屯油田不整合面套损井沿着主断裂分布（孔东断层等），且分布在构造的轴部（如背斜轴部和断鼻轴部）。因此，建立了相应的不整合面地质模型进行分析。由于不整合面内地层之间存在多个薄弱面，当不整合面内进水后，压力的差异必将产生压应力沿地层薄弱面即应力薄弱面释放，从而导致套管剪切错断。

随着生产时间的增加，水进入量的不断增加导致地层中水量增多，同时套损井数的增多导致注入水沿套损点进入不整合面的增多，这就必然引起套损井范围的进一步扩散。

1.3.3 油层段因素

（1）泥岩夹层套损地质因素。王官屯油田在泥岩段的套损点占所有套损点21.4%。根据套损点所在泥岩段以及上下岩层的配置关系，可分为套损发生在两水层之间的泥岩夹层、套损发生在油层和油水同层之间的泥岩夹层、套损发生在水层和油层之间的泥岩夹层、套损发生在水层和干层之间的泥岩夹层、套损发生在干层和油层之间的泥岩夹层、套损发生在两个油水同层之间的泥岩夹层、套损发生在油水同层和干层之间的泥岩夹层。

（2）砂层内套损地质因素。王官屯油田在砂层上的套损点占12.3%。根据套损点所在砂岩段和上下岩层的配置关系，可分为套损发生在干层内、套损发生在射孔有层段内、套损发生在射孔水层、套损发生在油水同层。

（3）砂泥岩界面套损地质因素。王官屯油层段发生在界面处的套损占58.4%。根据套损点所在岩层的配置关系，可分为如下几类：套损点在水层顶部的砂泥岩界面、套损发生在干层顶部的砂泥岩界面、套损发生在水层底部的砂泥岩界面、套损发生在油层顶部砂泥岩界面。

2 工程因素对套管损坏分析

2.1 井斜与套损

“狗腿”套损力学模型分析表明，随着狗腿度的下降（180°为无狗腿度），套管临界屈曲载荷下降。当狗腿度为160°时，临界载荷下降15.38%，狗腿度小于等于2°时，套管临界屈曲载荷不下降，故钻井狗腿度不要大于2°／30 m为宜。

为了研究“狗腿”对王官屯油田套损的影响程度，我们做了152口井的井斜角和井斜方位角随深度的变化图，共统计了152口井175个套损点，其中只有16个套损点出现在“狗腿”处，占9.1%。

2.2 套管钢级与套损

王官屯油田使用的N80套管最多，共统计814口，套损141口，占N80套管总井数的17.3%；其次是J55套管，共统计271口，套损39口，占J55套管总井数的14.4%；P110套管最少，共统计116口，套损23口，占P110套管总井数19.8%。

2.3 固井质量与套损

固井质量的优劣将直接影响套管完井质量与寿命，在许多情况下套管损坏往往是由于固井质量差造成的，具体有以下几种情况［1］：

水泥环固井质量好［2］，模量Ecmt＝4×104MPa。J55和N80套管Von mise应力都大于本身的屈服强度；P110三种壁厚的套管Von mise应力都小于本身的屈服强度。因此，P110三种壁厚的套管都满足要求。

水泥环固井质量差，水泥环弹性模量Ecmt＝1×104MPa。J55和N80套管Von mise应力都大于本身的屈服强度；钢级P110壁厚为9.17和10.54的套管Von mise应力都小于本身的屈服强度。因此，钢级P110壁厚为9.17 mm和10.54 mm套管都满足要求。

3 开发因素对套管损坏分析

3.1 综合含水与套损关系

从1991到1999年，王官屯油田综合含水上升速度快，到1993年综合含水达到82%，期间发生的套损点为28个，占总套损井数的11.9%；从2000年到2006年，综合含水平均在82.9%，期间发生的套损点为120个，占套损井总数的50.8%；从2000到2011年，综合含水呈增加趋势，期间套损井数量有相应的较少趋势，此阶段套损井88口，占总套损井数的37.3%。

3.2 注水压力与套损关系［3-4］

随着井口注水压力较大幅度的提高，套管损坏时间越短，套管损坏比例越高，套管损坏程度也越严重，说明王官屯油田套损与注水压力有明显的关系。

3.3 主控因素分析

王官屯油田油层段套损是由于夹层段泥岩进水，随着泥岩逐步软化，泥岩支撑应力的能力下降，应力逐步转嫁到套管和水泥环上，使套管难以承受，从而产生较大的塑性变形而发生挤毁［5］，因此泥岩水化是套管损坏的主要原因，其次原因是上覆层不整合面进水和官195断层活动。

4 套损预防对策

（1）优化套管设计，防止泥岩水化套管挤毁。除去王26-1区块情况特殊外，其它区块直井优选钢级为P110壁厚为9.17 mm或10.54 mm的套管。

（2）提高固井质量，防止水进入泥岩层。

（3）钻井时在有利的方位造斜，防止定向井套损。在王官屯地区，定向井造斜方位应尽可能避免两个方向区间：70°～130°和250°～310°区域井壁受力较大。

（4）一旦发现不整合面位置套管错断或套漏，应马上关井并修复。

（5）不同层位选择适宜的井口注水压力。

5 结论与认识

（1）王官屯油田套管损坏主要发生在油层段和上覆层段，其中油层段在泥岩和砂岩界面上发生套损比例最大，这类套损占58.4%；上覆层81%的套损主要发生在不整合面，其中剪切套损类型占总套损的87.3%。

（2）由于固井质量以及射孔的原因，水进入了泥岩段，使得泥岩水化，增大了套管的载荷，造成套管屈服损坏。

（3）油田高含水和套损量成正比，高含水意味着高套损率；同时随着注水压力的升高，套损井逐渐增加，因此在高含水阶段和高注水压力情况下更应重视预防套损的发生。

［1］ 纪佑军.油水井套管损坏的工程因素分析［J］，装备制造技术，2007，（9）：35-37.

［2］ 李茂华，牛卫东.水泥环性质对套管抗挤强度影响的有限元分析［J］.石油钻探技术，2007，35（3）：80-82.

［3］ 彭新明.文中油田影响套管损坏因素分析及研究［J］.内蒙古石油化工，2011，（4）：50-52.

［4］ 蔡国华，王先荣.高压注水对油田套管的损坏及防治分析［J］.石油机械，2001，29（3）：32-33.

［5］ 贺得才，张宏，张来斌.注水开发油田泥岩层套管蠕变损坏机理研究［J］.石油机械，2005，33（6）：18-19.

With the further development in Wangguantun oilfield，the casing damage phenomenon becomes serious and the total amount of casing damage wells present obviously increasing trends，which directly affect the improvement of injectionproduction patterns and production.Therefore，by considering the geological，engineering and development factors，the main controlling factors of casing damage have been analyzed，and the corresponding prevention countermeasures have been put forward at the same time.

120 Casing damage mechanism and prevention study of Wangguantun oilfield

Lin Lili et al（Production Engineering Research Institute of Dagang Oilfield Comopany，PetroChina，Dagang，Tianjin 300280）

Casing；damage factors；Wangguantun oilfield

TE831

A

1673-8217（2012）06-0120-02

2012-06-05

林莉莉，1983年生，2007年毕业于辽宁石油化工大学机械设计制造及其自动化专业，现从事修井工艺工作。

大港油田公司科技创新项目“小集、王官屯油田套损机理及防治措施研究”（2010021401）。

李金华