超深稠油井射孔段套损治理工艺技术

马喜收

（吐哈油田公司鲁克沁采油管理区，新疆鄯善 838202）

鲁克沁油田二叠系玉北区块油层以砂砾岩为主，由于地处国家AAAA 级景区火焰山下，地面地貌属于土质丘陵状，建设难度大，钻井以大斜度井和水平井为主，自2012年开发生产，截至2022年已采用注水规模开发，是油田的主力产油区。随着油井生产及井组注水，受注入水影响泥质胶结物在强水敏作用下松散，稠油黏度大携砂能力强，细粉砂随着稠油进入井筒，油层泥质胶结物流失导致油层中砂砾岩失去支撑出现坍塌，致使射孔段油层套管外壁受到砾石的挤压，射孔段套管抗外压强度比原套管低，导致套管出现不同程度的变型、破损、甚至错断。油层中的砂砾进入井筒掩埋射孔段，在井底压力推动下上顶至生产层段以上几十至几百米处，造成油井无法生产。为了恢复油井正常生产，开展了套损井专项研究治理与实施。

1 油藏地质特征及井筒现状调查

根据岩心分析资料，储层胶结程度弱，岩性疏松，以泥质胶结为主，泥质含量为6.53%，碳酸盐胶结物为0.99%，泥质胶结物中以高岭石、绿泥石为主，相对含量分别为42.1%、25.6%，伊/蒙混层含量为20.3%，储层水敏指数0.86，属于强水敏；速敏指数36.59%，属于中等偏弱；盐敏程度中等偏弱，评价临界盐度为42 708mg/L；酸敏指数为0.4474，酸敏程度HCl 中等偏弱，土酸无酸敏。原油属普通B 级稠油，“四高一中”的特点，即高密度、高黏度、高凝固点、高非烃含量（21%）、中等含蜡量（4%）。50℃时，地面脱气脱水原油黏度为5 972～25 570mPa·s，地层条件下原油黏度为526～154mPa.s，原油密度0.95～0.97g/cm3，凝固点19～35℃。原油黏度对温度敏感，黏度在温度55～60℃为突变点，高于此温度黏度变小，低于此温度黏度增大。油藏中部温度为107～116℃，地温梯度为2.6～2.8℃/100m。油藏中部地层压力为39～42MPa，压力系数为0.95～1.0，属低温正常压力系统。

根据历次井下作业情况统计，经通井、铅模打印已证实射孔段油层套管变型破损油井有23口，套管缩径程度严重，主要集中在见注入水的油井，影响产量165t/d。

1.1 套损井的主要特征

（1）生产过程中含水直线上升后产液量短期内下降直至供液严重不足。

（2）抽油泵出现砂卡。

（3）对应注水井压力出现大幅下降或上升。

1.2 套损井的主要危害

（1）油井产量下降。

（2）地层大量出砂造成抽油泵砂卡。

（3）地层砂进入地面生产流程导致流程堵塞。

（4）砂埋油层甚至砂埋生产管柱。

（5）井下作业难度增大。

（6）对应注水井注水指进突出，影响剖面动用。

1.3 套损主要形态及部位：

（1）套管变型以挤压变型为主。

（2）套管破损以腐蚀作用下挤压破裂为主。

（3）套损井段主要集中在射孔段中部位置，井深在4 000m 以上。

2 目前套损井治理调研

为保障套损油井能够正常生产，目前采取的套损治理技术有：下封隔器隔采、化学堵漏、套管补贴、取换套、侧钻。分析几种套损治理技术与鲁克沁采油管理区二叠系玉北区块的套损井对比，存在以下问题。

下封隔器隔采适用的套损井：

1）套管未发生缩径。

2）射孔生产段以上套损且与射孔段之间距离满足封隔器坐封。

3）射孔生产段以下套损且与射孔段之间距离满足封隔器坐封。分析认为该技术只适用于套管腐蚀穿孔、丝扣渗漏等轻微套损的井，对射孔段套损不适用。

化学堵漏适用于非射孔生产段套管腐蚀穿孔、丝扣渗漏等轻微套损的井，若对射孔生产段实施该技术会对生产油层产生伤害，并且需要二次射孔，对套管造成二次伤害，降低套管强度，极易发生射孔段套管更大程度的破损。

套管补贴技术在吐哈油田实施成功率比较低，适用于可通过滚压扩张达到套管基本恢复井径的轻微缩径井，对磨铣整形精细度要求高，而且需要地层无坍塌。该技术补贴管起不到加固作用，抗外压能力弱，在外部岩石的挤压作用下极易发生变型，而且施工费用比较高。

取换套技术适合于浅井，对固井水泥返高以下的深井段不易实施，而且施工费用比较高。

侧钻技术可以根除套损，鲁克沁采油管理区二叠系玉北区块井深在4 000m 以上，受火焰山景区影响采取的是大斜度定向井和水平井，建井费用高达两千万元以上，定向技术要求高，在注水受效井组施工难度大，极易发生钻井事故。

综合研究分析各种套损井治理技术，选择钻铣扩井眼打通道，采取高强度精密防砂管砾石充填技术治理射孔生产层段套损井。

3 套损井治理工艺选择

3.1 套损井筒打通道

鲁克沁采油管理区二叠系玉北区块的表层套管下入深度在500m，油层套管主要有以下两种，如表1所示。油层套管的水泥返高在1 500～2 200m。

表1 二叠系玉北区块套管基础数据

自2021年发现射孔段套损开展治理，共实施6口井套损缩径达到直径小于73mm 油井，具体施工工序如下：

（1）采用φ89mm 油管冲砂至套损段。由于井内砾石直径最大的达到70mm 以上，冲砂采取76mm 内径的管线。

（2）选用比油层套管内径尺寸小6～8mm 的棒式铅模打印，确认套损具体情况。

（3）根据打印情况，选择磨鞋进行扩眼，目前选用的防砂筛管外径为108mm，需要选择直径114～116mm 的磨鞋。

3.2 射孔段砾石循环充填防砂

在防砂技术选择上，砂拱防砂对破损套管无效，防砂后易发生坍塌，只适用于低产液的粗砂岩油藏；化学防砂容易降低油层渗透率，造成油井产液下降，套损严重井应用效果比较差；机械防砂、压裂防砂、复合防砂、连续封隔体防砂在套损严重井实施效果不好。砾石充填防砂技术在二叠系玉北区块防砂强度高，有效期长，对破损套管可以起到加固作用，起到防砂、控水、延缓套损扩大的作用。

（1）砾石选择：选择20～40目陶粒，支撑强度高不易碎，体积内孔隙度大，达到防砂不防油。

（2）防砂液选择：根据井底压力采取处理合格的地层水或合适密度盐水施工，防止施工过程中地层稠油进入井筒，黏附在防砂管上导致防砂失败。

（3）防砂管选择：为防止地层出砂，降低注入阻力，建立套管外砾石和筛管两级挡砂屏障，采用高强度绕丝筛管，绕丝筛管正对产层。为方便后期打捞施工，每2根绕丝筛管配1只安全接头。

（4）防砂工具选择：使用CT-150充填防砂工具，承压35MPa。

4 套损治理矿场试验及效果

鲁克沁油田共选择套损严重12口油井开展实施了打通道扩眼防砂技术，实施后恢复油井正常生产，恢复油井产能74t/d，节约井下大修费用840万元。

4.1 现场实施实例

玉北16-14井属于二叠系玉北区块的一口套损严重油井（套管数据如表2所示）；在井下作业中发现地层出砂上顶至射孔段以上400m（射孔段数据如表3所示），冲砂至套损处油层套管通径只有73mm，冲砂过程中返出大量砾石石块及地层砂，石块最大直径达到82mm，在采用地层水冲砂过程中地层还在不断吐砂，决定采取打通道扩眼防砂技术。

表2 玉北16-14井套管数据

表3 玉北16-14井射孔数据

（1）冲砂：根据井口测压3.5MPa 采用密度1.15g/cm3盐水压井，防止地层继续吐砂。

（2）打印：选用Ф150mm 的棒式铅模打印，确认套损具体情况。

（3）打通道扩眼：根据防砂管尺寸，如表4所示；防砂陶粒直径，选用Ф116mm 磨鞋进行打通道。

表4 玉北16-14井防砂工具

（4）刮削：用GX-178T 套管刮削器对填充工具需要坐封的井段反复刮削，确保填充工具坐封合格，并反循环洗井确保井内液体干净。

（5）通井：根据防砂充填工具要求，采用Ф150mm×1.8m 的通井规通井，确保防砂充填工具可以顺利下入井内坐封位置。

（6）防砂：下入防砂管柱，根据校深数据调整防砂充填工具坐封位置，坐封充填工具，正循环填砂，达到设计填砂量后降低砂比至1%～2%继续填砂，至压力明显上升时停止加砂，终止泵压需高于充填循环压力6～8MPa。整个充填过程施工泵压控制在20MPa以内。反循环洗出井内残余陶粒，缓慢上提管柱，比原悬重增加5～15kN，正转管柱25圈，实现充填工具丢手，丢手机构分离后上提管柱5m，再缓慢下放管柱进行探底，加压不大于50kN，工具无位移为合格。起出防砂管柱，后期打捞充填工具，需下专用工具（4 1/2″NU 对扣捞矛）进行打捞。

4.2 玉北16-14井取得的效果

玉北16-14 井若采取侧钻，评估需要施工费用750万元，采取打通道扩眼防砂技术，施工费用32万元，节约施工费用718万元。该井治理后日产稠油稳定在7-8t，取得非常好的经济效果。

5 结论

1）油层套管在生产层段改用Ф139.7mm×118.62mm P110T 套管，增强射孔段套管强度。

2）改变射孔工艺，合理布局孔密和孔径，最大程度减少套管抗外压强度。

3）打通道扩眼防砂技术可有效治理套损严重油井，可有效地阻止套损加剧及地层出砂坍塌，实现了增液、增油、控水。

4）该工艺相配套的打捞更换防砂管技术目前成熟可行。