裂缝性低渗透砂岩油藏套管变形防治技术研究

裂缝性低渗透砂岩油藏套管变形防治技术研究摘要本文针对新民油田套管变形特点，进行机理分析，研究适应低渗透裂缝性油藏特点的套管变形防治技术，通过现场应用，取得较好的效果，为实现新民油田的有效开发提供了技术保障。

关键词裂缝性油藏；低渗透油藏；套管变形；防治技术
中图分类号te245 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）43-0064-02
新民油田属裂缝性低渗透砂岩油藏，进入注水开发中后期油水井套管变形日益严重。

为了提高油田采出程度，防止区域规模套变，有必要对新民油田的套变机理有一个充分的认识，并对套损井的防治技术作以深入研究。

1 新民油田套管变形特点
新民油田为特低渗透油田，开发主要目的层为扶余油层，储层发育天然裂缝，对注水开发起主导作用的裂缝方向基本近东西向。

新民油田套管损坏的主要形态为椭圆、错断、弯曲和套管漏。

统计表明，套管变形井在平面和纵向有明显特点。

平面上，受裂缝方向和分布控制，套管损坏井主要分布在断层附近或与断层垂直的方向上。

纵向上，套管损坏点主要集中在层间交界处（b/a界线）。

其两层交界面为泥岩破碎带。

套变井变点在b/a界线上下50m 范围内的占变点总数的80％；套返井漏点多发生在第三系以上地层段（200m以上地层段）。

2 套管变形机理
新民油田套管变形的研究表明，套管变形与低渗透油田开发特点（注水开发、压裂投产）有关，套管腐蚀损坏与浅层水物理化学性质、增产措施（酸化）有关。

2.1 泥岩吸水蠕变造成套管损坏
油水井新井投产投注后的一段时间内，地应力处于平衡状态，由于套管的抗外挤强度远大于最大主应力，所以套管不会发生变形；油田注水开发后，在裂缝的作用下注入水进入泥岩时，泥岩吸水软化，其成岩的胶结力逐步消失，使不等三维地应力逐步趋于相等，并成为潜在的应力释放带。

这时泥岩开始蠕变，随着注入水作用时间的延长，蠕变速度加快，使井眼周围的地应力重新分布，这样就必然在井壁形成应力集中，作用于套管上。

对于非射孔段，套管受椭圆形应力作用无法释放，迫使非均匀水平应力挤压套管，当最大周向应力大于套管抗外挤强度时，套管发生椭圆变形。

泥岩蠕变产生的应力作用使套管发生变形是新民油田套管损坏的主要原因之一，套变井中58.1%属于椭圆变形。

2.2 岩层滑动引起套管损坏
注水开发油田，当注入压力达到一定值后，注入水通过裂缝窜到泥岩层，使之吸水，降低了岩石的内聚力和内摩擦角，此时地层在重力作用下，有沿地层倾角下滑的趋势，当地层倾角大于地层滑移临界倾角时，地层产生滑移。

如果当滑动地层中所含坚硬岩石的
抗压强度大于套管的抗外挤强度时，套管被剪切；如果其值小于套管抗外挤强度时，套管将会弯曲。

新民油田套变井中，27.9%属于套管错断，14%口属于套管弯曲，可见地层滑移是新民油田套管损坏的另一主要原因。

2.3 腐蚀造成套管损坏
井下套管腐蚀有4种类型：电化学腐蚀、化学腐蚀、细菌腐蚀、氢脆。

最常见的腐蚀是电化学腐蚀，其次是化学腐蚀。

电化学腐蚀主要是浅层水造成套管外表面腐蚀，现场最常见的是溶解氧、co2和h2s造成的。

反应式：h2oh++oh-
fe2++2（oh-）=fe（oh）2
4fe（oh）2 +o2+2h2o= 4fe（oh）3
这种反应长期下去，套管被腐蚀穿孔，或出现严重麻点现象，使套管强度降低，造成浅层套管漏。

新民油田已治理套返井中，均为浅层套管漏。

3 防止套管变形技术
通过对套管变形机理的分析研究成果，新民油田主要采取防止注入水窜入泥岩隔层、注水井早期注防膨胀剂、采用高强度壁厚套管、防止套管腐蚀等四项有针对性措施，防止套管变形，通过应用取得较好效果。

3.1 防止注入水窜入泥岩隔层
3.1.1 提高固井质量，保证层间互不相窜
针对防窜采取了以下技术措施：针对不同区块的地层特点和地层压力，分别采用双凝双密度水泥浆固井；油层段以上每 20m配置一个扶正器；油层段每10m配置一个扶正器，保证套管居中；应用复合外加剂调整水泥浆性能，控制水泥浆上返速度和上返高度。

固井水泥上返高度在油层顶界150m；向井内挤注作业时，井底压力不得超过地层破裂压力。

3.1.2注入压力限制在地层破裂压力以下
注入压力应以满足注水量、防止套管变形为合理注入压力，如果两者发生矛盾，则应考虑改善注入水质和降压增注。

3.1.3压裂改造油层时，控制裂缝规模，防止裂缝窜入泥岩隔层
根据同位素测试和井温曲线解释新民地区压裂施工排量控制在2m3/min~2.5m3/min之间；施工压力与油层地应力差值为
3mpa~5mpa，泥岩隔层对人工裂缝能有效遮挡。

对于目的层上部隔层遮挡能力差的油层压裂时，采用空心玻璃珠作为漂浮支撑剂，控制裂缝高度的垂向延伸。

井温测试表明采用控高压裂技术施工，有效控制了裂缝纵向延伸。

3.2 注水井早期注防膨胀剂
受地质因素和工程因素影响，裂缝型注水开发油田，注入水将不同程度地侵入泥岩。

为避免注入水进入泥岩引起套管变形，针对新民地区储集层泥岩含量较高的特点，选zfy-1型粘土防膨剂，处
理半径3m~5m，现场应用效果良好。

3.3 采用高强度壁厚套管
由地质力学可知，岩层中存在垂向地应力和两个相互垂直、大小不等的水平地应力。

在钻井过程中，当地层被钻穿时，应力状态发生变化，所以在选择套管钢级时，要首先对该地区进行应力测试，根据所测地应力值，设计油层段套管强度，防止套管发生变形。

目前新投井油层顶界以上100m至人工井底下入p110×9.17mm套管，效果明显。

3.4 防止套管腐蚀
在防止套管腐蚀方面采取了3项技术，取得比较好的应用效果。

提高封固质量以隔绝腐蚀介质与套管之间的通道；采用阴极保护技术；酸化时要根据油层压力、疏松程度等因素设计酸的浓度和用量，确定合理的反应时间和注入压力，反应后及时替挤酸液，以减少其对套管腐蚀。

4 套管损坏井的修复和利用技术
随着套管损坏井增多，探索了套返井综合治理技术、应用小直径封隔器、打更新井等三项主要技术，实现套管井的有效利用。

4.1 套返井综合治理技术
4.1.1 套管贴补治理技术
工艺原理是根据套损井的实际情况采用厚壁的加固管，两端用软金属进行密封，对套管补贴部位采取爆炸的方法将软金属进行燃
爆焊接，固定在套管上；施工步骤为下验套返管柱打压找出破损段后，用刮削器刮削破损段以上套管，同时用热水清洗井筒，保证贴补套管内壁无油污及锈垢。

下贴补管到破损段中部，投撞击球引爆补贴器内火药，待井口有气流返出，即为补贴成功。

下试压管柱试压15mpa不漏为合格。

应用此技术民17-8等6口井已治理成功。

4.1.2 注水泥堵漏技术
用皮碗封隔器将预注水泥段隔开，正注水泥，起出管柱候凝，下刮削器刮削套管，下试压管柱试压15mpa不漏为合格。

目前已应用此技术成功治理13-23等20口井。

4.2 应用小直径封隔器
油水井套变后，其内径大于95mm，可应用小直径封隔器，实现分层压裂、分层注水。

新民油田15口套变水井采用小直径分注，效果良好。

采用小直径压裂19口，截止2010年12月增油3 050t。

4.3 打更新井
一口井严重套变后，不可能修复，但对整个区块开发有举足轻重作用时，采取大修技术措施，封固原井眼，打一口更新井，满足区块开发的需要。

例如39-1大修封井后，打一口更新井39-1.1 ，满足区块注水开发的需要。

5 套管变形防治技术应用效果
通过套管变形防治技术的应用，有效减少套管变形井数，同时增加了分层注水合格率和有效率，为油田稳产奠定了井网基础。

5.1 有效治理了套管漏井
套返井累计治理20口（油井18口），恢复产能3 420t；小直径油井压裂19口井，累计增油3 050t。

5.2 提高了水井分注率，为提高油田采收率奠定了扎实井网基础
新民油田通过防治套管变形技术应用，水井分注率由2006年的94.1 %提高到2010年的96.8 %，提高了水驱储量控制程度，为进一步提高最终采收率奠定了基础。

6 结论
1）新民油田套管损坏的形态主要是椭圆、错断和套漏，其平面分布主要在断层附近和与断层垂直方向上，纵向主要分布在b/a界线附近及油层泥岩段，套漏主要发生在第三系以上地层段；
2）主动预防是减缓套管损坏的基本途径。

注水开发时，要以预防为主，治理为辅，提高固井质量，控制人工裂缝高度，注水井注防膨剂以及按地应力设计套管钢级等综合防变技术，是防止套管损坏的主要手段。

参考文献
[1]王仲茂，卢万恒，胡江明.油田油水井套管损坏的机理及防治[m].北京：石油工业出版社，1994.
注：“本文中所涉及到的图表、公式、注解等请以pdf格式阅读”。