超深稠油井射孔段套損治理工藝技術(shù)

馬喜收

（吐哈油田公司魯克沁采油管理區(qū)，新疆鄯善 838202）

魯克沁油田二疊系玉北區(qū)塊油層以砂礫巖為主，由于地處國(guó)家AAAA 級(jí)景區(qū)火焰山下，地面地貌屬于土質(zhì)丘陵?duì)?，建設(shè)難度大，鉆井以大斜度井和水平井為主，自2012年開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，截至2022年已采用注水規(guī)模開(kāi)發(fā)，是油田的主力產(chǎn)油區(qū)。隨著油井生產(chǎn)及井組注水，受注入水影響泥質(zhì)膠結(jié)物在強(qiáng)水敏作用下松散，稠油黏度大攜砂能力強(qiáng)，細(xì)粉砂隨著稠油進(jìn)入井筒，油層泥質(zhì)膠結(jié)物流失導(dǎo)致油層中砂礫巖失去支撐出現(xiàn)坍塌，致使射孔段油層套管外壁受到礫石的擠壓，射孔段套管抗外壓強(qiáng)度比原套管低，導(dǎo)致套管出現(xiàn)不同程度的變型、破損、甚至錯(cuò)斷。油層中的砂礫進(jìn)入井筒掩埋射孔段，在井底壓力推動(dòng)下上頂至生產(chǎn)層段以上幾十至幾百米處，造成油井無(wú)法生產(chǎn)。為了恢復(fù)油井正常生產(chǎn)，開(kāi)展了套損井專項(xiàng)研究治理與實(shí)施。

1 油藏地質(zhì)特征及井筒現(xiàn)狀調(diào)查

根據(jù)巖心分析資料，儲(chǔ)層膠結(jié)程度弱，巖性疏松，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，泥質(zhì)含量為6.53%，碳酸鹽膠結(jié)物為0.99%，泥質(zhì)膠結(jié)物中以高嶺石、綠泥石為主，相對(duì)含量分別為42.1%、25.6%，伊/蒙混層含量為20.3%，儲(chǔ)層水敏指數(shù)0.86，屬于強(qiáng)水敏；速敏指數(shù)36.59%，屬于中等偏弱；鹽敏程度中等偏弱，評(píng)價(jià)臨界鹽度為42 708mg/L；酸敏指數(shù)為0.4474，酸敏程度HCl 中等偏弱，土酸無(wú)酸敏。原油屬普通B 級(jí)稠油，“四高一中”的特點(diǎn)，即高密度、高黏度、高凝固點(diǎn)、高非烴含量（21%）、中等含蠟量（4%）。50℃時(shí)，地面脫氣脫水原油黏度為5 972～25 570mPa·s，地層條件下原油黏度為526～154mPa.s，原油密度0.95～0.97g/cm3，凝固點(diǎn)19～35℃。原油黏度對(duì)溫度敏感，黏度在溫度55～60℃為突變點(diǎn)，高于此溫度黏度變小，低于此溫度黏度增大。油藏中部溫度為107～116℃，地溫梯度為2.6～2.8℃/100m。油藏中部地層壓力為39～42MPa，壓力系數(shù)為0.95～1.0，屬低溫正常壓力系統(tǒng)。

根據(jù)歷次井下作業(yè)情況統(tǒng)計(jì)，經(jīng)通井、鉛模打印已證實(shí)射孔段油層套管變型破損油井有23口，套管縮徑程度嚴(yán)重，主要集中在見(jiàn)注入水的油井，影響產(chǎn)量165t/d。

1.1 套損井的主要特征

（1）生產(chǎn)過(guò)程中含水直線上升后產(chǎn)液量短期內(nèi)下降直至供液嚴(yán)重不足。

（2）抽油泵出現(xiàn)砂卡。

（3）對(duì)應(yīng)注水井壓力出現(xiàn)大幅下降或上升。

1.2 套損井的主要危害

（1）油井產(chǎn)量下降。

（2）地層大量出砂造成抽油泵砂卡。

（3）地層砂進(jìn)入地面生產(chǎn)流程導(dǎo)致流程堵塞。

（4）砂埋油層甚至砂埋生產(chǎn)管柱。

（5）井下作業(yè)難度增大。

（6）對(duì)應(yīng)注水井注水指進(jìn)突出，影響剖面動(dòng)用。

1.3 套損主要形態(tài)及部位：

（1）套管變型以擠壓變型為主。

（2）套管破損以腐蝕作用下擠壓破裂為主。

（3）套損井段主要集中在射孔段中部位置，井深在4 000m 以上。

2 目前套損井治理調(diào)研

為保障套損油井能夠正常生產(chǎn)，目前采取的套損治理技術(shù)有：下封隔器隔采、化學(xué)堵漏、套管補(bǔ)貼、取換套、側(cè)鉆。分析幾種套損治理技術(shù)與魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊的套損井對(duì)比，存在以下問(wèn)題。

下封隔器隔采適用的套損井：

1）套管未發(fā)生縮徑。

2）射孔生產(chǎn)段以上套損且與射孔段之間距離滿足封隔器坐封。

3）射孔生產(chǎn)段以下套損且與射孔段之間距離滿足封隔器坐封。分析認(rèn)為該技術(shù)只適用于套管腐蝕穿孔、絲扣滲漏等輕微套損的井，對(duì)射孔段套損不適用。

化學(xué)堵漏適用于非射孔生產(chǎn)段套管腐蝕穿孔、絲扣滲漏等輕微套損的井，若對(duì)射孔生產(chǎn)段實(shí)施該技術(shù)會(huì)對(duì)生產(chǎn)油層產(chǎn)生傷害，并且需要二次射孔，對(duì)套管造成二次傷害，降低套管強(qiáng)度，極易發(fā)生射孔段套管更大程度的破損。

套管補(bǔ)貼技術(shù)在吐哈油田實(shí)施成功率比較低，適用于可通過(guò)滾壓擴(kuò)張達(dá)到套管基本恢復(fù)井徑的輕微縮徑井，對(duì)磨銑整形精細(xì)度要求高，而且需要地層無(wú)坍塌。該技術(shù)補(bǔ)貼管起不到加固作用，抗外壓能力弱，在外部巖石的擠壓作用下極易發(fā)生變型，而且施工費(fèi)用比較高。

取換套技術(shù)適合于淺井，對(duì)固井水泥返高以下的深井段不易實(shí)施，而且施工費(fèi)用比較高。

側(cè)鉆技術(shù)可以根除套損，魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊井深在4 000m 以上，受火焰山景區(qū)影響采取的是大斜度定向井和水平井，建井費(fèi)用高達(dá)兩千萬(wàn)元以上，定向技術(shù)要求高，在注水受效井組施工難度大，極易發(fā)生鉆井事故。

綜合研究分析各種套損井治理技術(shù)，選擇鉆銑擴(kuò)井眼打通道，采取高強(qiáng)度精密防砂管礫石充填技術(shù)治理射孔生產(chǎn)層段套損井。

3 套損井治理工藝選擇

3.1 套損井筒打通道

魯克沁采油管理區(qū)二疊系玉北區(qū)塊的表層套管下入深度在500m，油層套管主要有以下兩種，如表1所示。油層套管的水泥返高在1 500～2 200m。

表1 二疊系玉北區(qū)塊套管基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

自2021年發(fā)現(xiàn)射孔段套損開(kāi)展治理，共實(shí)施6口井套損縮徑達(dá)到直徑小于73mm 油井，具體施工工序如下：

（1）采用φ89mm 油管沖砂至套損段。由于井內(nèi)礫石直徑最大的達(dá)到70mm 以上，沖砂采取76mm 內(nèi)徑的管線。

（2）選用比油層套管內(nèi)徑尺寸小6～8mm 的棒式鉛模打印，確認(rèn)套損具體情況。

（3）根據(jù)打印情況，選擇磨鞋進(jìn)行擴(kuò)眼，目前選用的防砂篩管外徑為108mm，需要選擇直徑114～116mm 的磨鞋。

3.2 射孔段礫石循環(huán)充填防砂

在防砂技術(shù)選擇上，砂拱防砂對(duì)破損套管無(wú)效，防砂后易發(fā)生坍塌，只適用于低產(chǎn)液的粗砂巖油藏；化學(xué)防砂容易降低油層滲透率，造成油井產(chǎn)液下降，套損嚴(yán)重井應(yīng)用效果比較差；機(jī)械防砂、壓裂防砂、復(fù)合防砂、連續(xù)封隔體防砂在套損嚴(yán)重井實(shí)施效果不好。礫石充填防砂技術(shù)在二疊系玉北區(qū)塊防砂強(qiáng)度高，有效期長(zhǎng)，對(duì)破損套管可以起到加固作用，起到防砂、控水、延緩套損擴(kuò)大的作用。

（1）礫石選擇：選擇20～40目陶粒，支撐強(qiáng)度高不易碎，體積內(nèi)孔隙度大，達(dá)到防砂不防油。

（2）防砂液選擇：根據(jù)井底壓力采取處理合格的地層水或合適密度鹽水施工，防止施工過(guò)程中地層稠油進(jìn)入井筒，黏附在防砂管上導(dǎo)致防砂失敗。

（3）防砂管選擇：為防止地層出砂，降低注入阻力，建立套管外礫石和篩管兩級(jí)擋砂屏障，采用高強(qiáng)度繞絲篩管，繞絲篩管正對(duì)產(chǎn)層。為方便后期打撈施工，每2根繞絲篩管配1只安全接頭。

（4）防砂工具選擇：使用CT-150充填防砂工具，承壓35MPa。

4 套損治理礦場(chǎng)試驗(yàn)及效果

魯克沁油田共選擇套損嚴(yán)重12口油井開(kāi)展實(shí)施了打通道擴(kuò)眼防砂技術(shù)，實(shí)施后恢復(fù)油井正常生產(chǎn)，恢復(fù)油井產(chǎn)能74t/d，節(jié)約井下大修費(fèi)用840萬(wàn)元。

4.1 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施實(shí)例

玉北16-14井屬于二疊系玉北區(qū)塊的一口套損嚴(yán)重油井（套管數(shù)據(jù)如表2所示）；在井下作業(yè)中發(fā)現(xiàn)地層出砂上頂至射孔段以上400m（射孔段數(shù)據(jù)如表3所示），沖砂至套損處油層套管通徑只有73mm，沖砂過(guò)程中返出大量礫石石塊及地層砂，石塊最大直徑達(dá)到82mm，在采用地層水沖砂過(guò)程中地層還在不斷吐砂，決定采取打通道擴(kuò)眼防砂技術(shù)。

表2 玉北16-14井套管數(shù)據(jù)

表3 玉北16-14井射孔數(shù)據(jù)

（1）沖砂：根據(jù)井口測(cè)壓3.5MPa 采用密度1.15g/cm3鹽水壓井，防止地層繼續(xù)吐砂。

（2）打印：選用Ф150mm 的棒式鉛模打印，確認(rèn)套損具體情況。

（3）打通道擴(kuò)眼：根據(jù)防砂管尺寸，如表4所示；防砂陶粒直徑，選用Ф116mm 磨鞋進(jìn)行打通道。

表4 玉北16-14井防砂工具

（4）刮削：用GX-178T 套管刮削器對(duì)填充工具需要坐封的井段反復(fù)刮削，確保填充工具坐封合格，并反循環(huán)洗井確保井內(nèi)液體干凈。

（5）通井：根據(jù)防砂充填工具要求，采用Ф150mm×1.8m 的通井規(guī)通井，確保防砂充填工具可以順利下入井內(nèi)坐封位置。

（6）防砂：下入防砂管柱，根據(jù)校深數(shù)據(jù)調(diào)整防砂充填工具坐封位置，坐封充填工具，正循環(huán)填砂，達(dá)到設(shè)計(jì)填砂量后降低砂比至1%～2%繼續(xù)填砂，至壓力明顯上升時(shí)停止加砂，終止泵壓需高于充填循環(huán)壓力6～8MPa。整個(gè)充填過(guò)程施工泵壓控制在20MPa以內(nèi)。反循環(huán)洗出井內(nèi)殘余陶粒，緩慢上提管柱，比原懸重增加5～15kN，正轉(zhuǎn)管柱25圈，實(shí)現(xiàn)充填工具丟手，丟手機(jī)構(gòu)分離后上提管柱5m，再緩慢下放管柱進(jìn)行探底，加壓不大于50kN，工具無(wú)位移為合格。起出防砂管柱，后期打撈充填工具，需下專用工具（4 1/2″NU 對(duì)扣撈矛）進(jìn)行打撈。

4.2 玉北16-14井取得的效果

玉北16-14 井若采取側(cè)鉆，評(píng)估需要施工費(fèi)用750萬(wàn)元，采取打通道擴(kuò)眼防砂技術(shù)，施工費(fèi)用32萬(wàn)元，節(jié)約施工費(fèi)用718萬(wàn)元。該井治理后日產(chǎn)稠油穩(wěn)定在7-8t，取得非常好的經(jīng)濟(jì)效果。

5 結(jié)論

1）油層套管在生產(chǎn)層段改用Ф139.7mm×118.62mm P110T 套管，增強(qiáng)射孔段套管強(qiáng)度。

2）改變射孔工藝，合理布局孔密和孔徑，最大程度減少套管抗外壓強(qiáng)度。

3）打通道擴(kuò)眼防砂技術(shù)可有效治理套損嚴(yán)重油井，可有效地阻止套損加劇及地層出砂坍塌，實(shí)現(xiàn)了增液、增油、控水。

4）該工藝相配套的打撈更換防砂管技術(shù)目前成熟可行。