SD油田套损井原因分析及治理对策研究

张 磊

（中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州225300）

SD油田位于QT凹陷的北部斜坡，是一个被多条断层复杂化了的断块、断鼻构造。 油田于2011年底投入开发，主要开发层段为戴一段（Ed1）和阜三段（Ef3），其中戴一段油田含油面积5.53 km2，地质储量280×104t，油藏埋深2 250～2 510 m［1］；阜三段油藏含油面积3.82 km2，地质储量260×104t，油藏埋深2 900～3 150 m。 戴一段油藏为中孔中渗油藏，主要采用天然能量和注水开发相结合的方式，阜宁组油藏为低孔低渗油藏，主要采用注气开发。 SD油田戴南组共有生产井67口，其中采油井52口，注水井15口。 阜宁组油藏共有生产井24口，其中采油井19口，注气井5口。

戴南组生产井初期不含水，随着油田不断开采含水不断上升，地层水一方面来自注水井，另一方面来自边水锥进。 地层水氯根含量12 000～16 000 mg/L，总矿化度35 000～38 000 mg/L，SRB含量5～250个/L（37℃），FB含量0～70 个/L。 阜宁组注气开发，油井基本不含水。

自2016年11月以来，生产井陆续出现套损的现象，至2019年3月，累计有12口井出现套损，严重影响了采油时效，增加了作业成本。 经过两年总结和摸索，结合SD油田的生产特点，找到了引起SD油田生产井套损的原因，总结出适合SD油田预防套损措施和套损井修复工艺。

1 套损井现状及特点

2016年11月至2019年3月， 累计有12口井出现套损。 12口套损井完井时间介于2011年1月与2015年12月之间，生产时间3～8年（见表1）。

表1 SD油田套损井概况

SD油田套损井具有以下几个特点：

（1）套损井均为生产戴南组油藏油井。 在生产阜宁组油藏和戴南组油藏注水井中均未出现套损的情况。

（2）套损井主要表现为腐蚀套漏，未出现套管缩径、变形等现象。利用ø116 mm通井规对套漏井通井，均能顺利通过，无套管缩径、变形等。

（3）套损点井段均位于泵挂深度以下。 除1口井未进行找漏作业外，套损井泵挂深度856～2 227 m，套损点1 973～2 593 m（斜深）。

（4）套损井段对应三垛、戴南组水层，出现套漏之后，生产特征均表现为动液面突涨，含水上升至100%。

（5）套漏点比较集中。 大部分井套漏段集中在10 m以内，最长套漏段为70 m。

（6）SD油田生产井前期，均未采取防腐措施。

2 套损井原因分析

为了查找引起套管腐蚀的原因， 在S2-10井套漏后采用单桥塞卡采管柱恢复生产，未配套防腐措施，并下入腐蚀挂环分别监测油管内壁和外壁的腐蚀速率。 经过5个月生产，油管腐蚀穿孔卡采管柱失效。提出油管后，发现油管外壁有直径2～5 mm小孔，腐蚀穿孔深度与套漏点深度一致。 对腐蚀穿孔油管纵向剖开， 分别观察油管内壁和外壁的腐蚀情况，发现油管外壁光滑，除小孔外，腐蚀不明显（见图1）；而油管内壁有大量小孔分布，点腐蚀现象明显（见图2）。 通过对腐蚀挂环分析可知，油管内壁平均腐蚀速率6 mm/a，油管外壁平均腐蚀速率0.2 mm/a。由此可知，造成套管腐蚀的原因主要以戴南组地层产液为主，非产层水对套管腐蚀影响较小。

图1 S2-10井腐蚀油管外壁

图2 S2-10井腐蚀油管内壁

对S2-10井油管腐蚀残渣进行XRD的定性分析，成分以FeS为主，成因多为硫酸盐还原菌（SRB）及硫化物腐蚀。

进一步对戴南组和阜宁组正常生产井产出液进行化验分析，检测表明，戴南组油井产出水中SRB含量较高，且75℃条件下，含量明显升高，部分井中含有腐生菌（TGB）和铁细菌（FB）。 同时部分油井井口可以检测到H2S，进一步证实了硫酸盐还原菌是SD油田戴一段油藏生产井套管腐蚀的主要原因（见表2）。

表2 SD油田油井产出液分析统计表

3 治理对策

3.1 预防措施

3.1.1 优选防腐技术

通过对比，优选生物防腐技术作为SD油田抑制SRB的主要技术， 其原理是利用投加反硝化细菌等有益微生物替代SRB，或者是投加生物激活剂，刺激反硝化细菌生长，去除硫化物，从而达到控制腐蚀的目的［2-3］。 根据SD油田油井产液量及含水情况制定加药制度（见表3）。 除硫菌剂和硫化物抑制剂密度均大于1g/cm3，在油套环空内具有较好的穿透性，不受井斜和沉没度的影响。尾管加深至生产层位，一方面确保有益菌在预定位置繁殖，另一方面可通过定期洗井抑制SRB的繁殖。

表3 生物防腐技术加药制度

3.2 套损井治理措施

针对SD油田套损井套漏井段短、套管内径相对规则的特点，优选双封卡采管柱治理套漏井［4-5］。 为提高卡封效果，为后期修井提供良好的井筒条件，选用桥塞作为封隔工具，其中上桥塞为B型桥塞，下桥塞为C型桥塞；对于视吸水指数大于5 L/（MPa·min）的漏点，先利用水泥挤堵后卡封。 作业步骤如下：①找漏；②判断吸水指数，如吸水指数大于5 L/（MPa·min）则水泥挤堵，小于5 L/（MPa·min）则直接卡封；③挤堵（如条件满足）；④在预定位置丢手下桥塞；⑤在预定位置丢手上桥塞， 并将插管与下桥塞密封；⑥下生产管柱。

4 应用效果

3.1.2 优化管柱结构

针对SD油田油井动液面普遍较高，泵挂较浅的特点，为提高防腐效果，利用3Cr油管将生产管柱的

4.1 腐蚀速率降低

为评价生物防腐技术的应用效果，现场采用监测硫化物含量及SRB数量的变化和下腐蚀挂环两种监测方法。

监测显示，在应用生物防腐技术后，硫化物含量和SRB数量明显下降（见表4）。

表4 生物防腐技术实施前后效果对比表

在S2-10井内下入腐蚀挂环，5个月后取出，采用生物防腐技术后， 油管内壁腐蚀速率由6 mm/a，下降至0.3 mm/a。

4.2 双封卡采管柱满足生产需要

SD油田共有套损井12口，通过双封卡采治理恢复生产井11口（1口井因产量低未治理），施工一次成功率100%。 双封卡采工艺具有三个优点：①满足生物防腐技术加药的要求； ②满足清防蜡的要求；③管柱安全可靠、方便后期作业。 目前9口井的平均生产时间为8个月， 最长时间生产时间已超过20个月。

5 结论

（1）通过对SD油田套损井生产特征、腐蚀情况的分析，确定了硫酸盐还原菌是引起套损的主因。

（2）针对SD油田套损井现状，从优选防腐技术和套损井修复两方面开展治理，应用生物防腐技术和双封卡采技术在现场应用取得了良好效果，通过治理腐蚀速率大大降低，套损井恢复生产，工艺成功率100%。