楊樓油田稠油熱采井套損原因分析及預防措施

馬利娟

(中國石化 河南油田分公司 石油工程技術研究院 ， 河南 南陽　473132)

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楊樓油田稠油熱采井套損原因分析及預防措施

馬利娟

(中國石化 河南油田分公司 石油工程技術研究院 ， 河南 南陽473132)

摘要：套管損壞是制約油田開發(fā)效益的一大問題。本文針對楊樓油田套損嚴重的情況，從地質(zhì)、工程因素方面系統(tǒng)分析了套損原因，并提出了相應的預防措施，為油田開發(fā)套管選型設計提供依據(jù)，同時也為改善油田開發(fā)效果、提高經(jīng)濟效益提供技術支撐。

關鍵詞：稠油 ； 蒸汽吞吐 ； 套管損壞 ； 注汽高壓 ； 熱應力 ； 出砂

楊樓油田位于河南省唐河縣大河屯鄉(xiāng)境內(nèi)泌陽凹陷北部斜坡帶，油藏類型為斷層—巖性油藏，具有油藏深、厚度薄、分布散等特點：油層埋深730～975 m，一般分布在800 m左右，有效厚度2～6 m，一般在3 m左右；孔隙度26%～28%，滲透率為0.412～1.127 μm2，含油飽和度65%；儲層以細砂巖為主，膠結(jié)物主要為黏土礦物；原油物性具有“三高三低”的特點，即相對密度、黏度、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高，含蠟量、含硫量和凝固點低，油層溫度下脫氣原油黏度在708～71 680 mPa·s，以特、超稠油為主。

1套損情況統(tǒng)計

目前，楊樓油田共投入開發(fā)4個區(qū)塊，包括楊淺3、楊淺19、楊淺20、泌淺26井區(qū)，動用地質(zhì)儲量625萬t，截止2014年12月，共完鉆188口井。其中，楊淺3井區(qū)完鉆121口井，套損井數(shù)63口，套損率為52.07%，見表1。

表1　楊淺3井區(qū)不同類型套管損壞情況

發(fā)生套損的套管型號、套損部位、套損類型分別見表2、表3。套損點距離接箍位置(可查到55口)：<1 m的有35口，1～2 m有10口，>2 m有10口。

表2　套損井套管型號

表3　套損位置及套損類型

通過對楊淺3井區(qū)套管損壞具體情況進行統(tǒng)計分析，套損點所處位置大致可分為三種類型：①套損位置處于淺層部位，主要集中在井深80～380 m處；②套損位置位于油層段內(nèi)或油層上界附近；③套損位置位于生產(chǎn)井段以上的Ⅳ6～Ⅳ7層(未射孔)。

2套損原因分析

2.1地質(zhì)因素

2.1.1泥巖遇水膨脹

統(tǒng)計有5口井套損部位位于生產(chǎn)井段以上的IV6～IV7層(未射孔)，結(jié)合儲層孔滲分布情況，小層縱向由淺到深，孔隙度和滲透率呈降低趨勢，Ⅳ油組儲層孔滲值較高。從小層平面圖上來看，發(fā)生在Ⅳ6～Ⅳ7層的套損井主要分布在2012年部署的水平井(生產(chǎn)層位Ⅳ6、Ⅳ7層)附近，套損時間集中在2013-2014年。 結(jié)合實際生產(chǎn)情況分析認為，套損原因主要是由于注入蒸汽汽竄至Ⅳ6～Ⅳ7層，而受竄井段未射孔，泥巖吸水膨脹產(chǎn)生的壓力無處釋放，將套管擠壓變形導致縮徑。

表4　楊淺3井區(qū)Ⅳ6-Ⅳ7層Φ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺紋套損井情況

2.1.2斷層活動

楊樓油田地層傾角8°～12°，斷裂體系為正斷裂，以北西—南東向斷裂為主；斷層傾角大，多數(shù)斷層傾角>60°，斷層組合呈階梯狀。斷層層面和地層傾角較大的地方，地層易移動造成油層套管損壞。高壓注汽后，注入層的孔隙壓力變大，引起巖體力學性質(zhì)和地應力的改變，使原有平衡的斷層被誘發(fā)復活，加劇對套管的破壞作用。通過分析，Ⅳ6～7層部分井是因斷層而引發(fā)的套損。

2.1.3地層出砂

楊樓油田地層膠結(jié)疏松，細粉砂含量高(70%以上)，防砂有效期短，出砂頻繁。

當油層大量出砂后，位于出砂層段的套管周圍將形成空洞，上覆巖層壓力大部分將由套管承受，此時套管受到軸向壓力的作用，擠壓套管而引起套損。

基于普氏自然平衡拱理論，考慮套管與地層的相互作用，通過對空洞的形態(tài)進行分析，建立油層出砂形成空洞后掏空段套管所受軸向力的計算模型，分析了N80、P110HΦ177.8 mm×9.19 mm兩種套管發(fā)生破壞時對應的載荷及出砂量，基礎參數(shù)、計算結(jié)果分別見表5、表6。

表5　基礎參數(shù)

表6　油層出砂后套管發(fā)生失穩(wěn)破壞時載荷及出砂量計算結(jié)果

通過統(tǒng)計Φ177.8 mm×9.19 mm套損井實際出砂情況(表7)，生產(chǎn)過程中均有出砂現(xiàn)象，從作業(yè)沖砂高度看，與理論計算的套管發(fā)生失穩(wěn)破壞時沖砂高度一致。對比分析相鄰井出砂情況，相鄰井出砂程度相對較輕，未發(fā)生套損。說明地層出砂是引起套損的一個原因。

表7　油層部位發(fā)生套損油井出砂情況統(tǒng)計(Φ177.8 mm×9.19 mm套管)

2.2工程因素

2.2.1固井質(zhì)量

固井施工由于受各方面因素影響較多，固井質(zhì)量難以實現(xiàn)最優(yōu)狀況，如鉆井井眼不規(guī)則，井斜、固井水泥不達標等，都將影響固井質(zhì)量。在高溫及交變應力作用下，水泥環(huán)被破壞，失去對套管的保護作用。蒸汽吞吐的高溫高壓也會造成水泥環(huán)一、二界面膠結(jié)質(zhì)量變差，出現(xiàn)微間隙現(xiàn)象。當水泥環(huán)缺失(不均勻)時易造成套管應力集中，當套管所受的應力超過了屈服極限，套管失去平衡，造成套管彎曲。

2.2.2高溫高壓注汽

統(tǒng)計油層附近套損井的注汽情況，注汽壓力16.1～18.4 MPa，注汽溫度346～362 ℃。通過計算井筒內(nèi)蒸汽熱力參數(shù)(表8)，當注汽壓力16 MPa、井口蒸汽溫度347 ℃、注汽速度110 t/d時，850 m井深處蒸汽溫度達355 ℃。參考石油行業(yè)標準SY/T5724-2008《套管柱結(jié)構(gòu)與強度設計》，考慮熱應力的影響，對目前使用的N80、P110HΦ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺紋套管強度進行校核(表9)，在該注汽條件下不能滿足強度要求。

表8　井筒內(nèi)蒸汽熱力參數(shù)分布

表9　套管強度校核結(jié)果(校核深度850 m，溫度355 ℃)

2.2.3作業(yè)施工的影響

打撈施工時，打撈工具擠在落魚與套管環(huán)形空間內(nèi)，對套管產(chǎn)生徑向擠壓力，當擠壓力超過套管屈服極限時套管變形。如楊J3624井，多次加壓打撈不成功，最高負荷上升至46 t打撈成功，起出管柱發(fā)現(xiàn)防砂管本體拔斷并彎曲變形，后下Φ152 mm鉛印發(fā)現(xiàn)鉛印底部擠壓變形，側(cè)面兩邊均有擠壓擦痕，最大通徑143 mm，判斷套管縮徑。

2.2.4淺層地表水腐蝕

楊3822井套損部位在282.65 m，N80Φ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺紋套管，套損類型為錯斷，套損點處一、二界面膠結(jié)中等。參考鄰井楊3723井小層數(shù)據(jù)表，在273.2～282.0 m處電測解釋為同層。淺層部位的油井套損原因是高礦化度地表淺層水的電化學腐蝕、細菌腐蝕、硫酸菌或CO2腐蝕。

3套損預防措施

3.1提高完井、固井質(zhì)量

在定向井、水平井施工中，在設計井筒的拐點附近適當增加套管扶正器的使用數(shù)量，以保證套管處于設計軌跡的居中位置，以提高固井質(zhì)量。在固井時選用的方法：一是應用加砂水泥漿體系，增強水泥環(huán)的抗高溫衰減性能和水泥環(huán)與套管的膠結(jié)強度；二是提高水泥漿的頂替效率，保證固井質(zhì)量，從而保證水泥石對套管的約束力。

3.2確定合理的注采參數(shù)

通過計算(圖1、圖2)，由于注汽干度比較低(0.54)，導致井筒內(nèi)蒸汽干度降為0，井底蒸汽壓力20 MPa超過地層破裂壓力(850 m處地層破裂壓力為17.85 MPa)。因此，注汽時要嚴格控制注汽壓力和溫度，提高注汽干度，保證注汽質(zhì)量。同時，對于汽竄嚴重井，采用組合注汽方案，避免或減少汽竄發(fā)生。

圖1　井筒內(nèi)蒸汽干度分布曲線(注汽壓力16 MPa)

收稿日期：2016-03-02

作者簡介：馬利娟(1984 -)，女，工程師，從事采油工藝研究及采油工程方案編制工作，電話：0377-63839615。

中圖分類號：TE24

文獻標識碼：B

文章編號：1003-3467(2016)05-0048-03