杨楼油田稠油热采井套损原因分析及预防措施

马利娟

(中国石化 河南油田分公司 石油工程技术研究院 ， 河南 南阳　473132)



杨楼油田稠油热采井套损原因分析及预防措施

马利娟

(中国石化 河南油田分公司 石油工程技术研究院 ， 河南 南阳473132)

摘要：套管损坏是制约油田开发效益的一大问题。本文针对杨楼油田套损严重的情况，从地质、工程因素方面系统分析了套损原因，并提出了相应的预防措施，为油田开发套管选型设计提供依据，同时也为改善油田开发效果、提高经济效益提供技术支撑。

关键词：稠油 ； 蒸汽吞吐 ； 套管损坏 ； 注汽高压 ； 热应力 ； 出砂

杨楼油田位于河南省唐河县大河屯乡境内泌阳凹陷北部斜坡带，油藏类型为断层—岩性油藏，具有油藏深、厚度薄、分布散等特点：油层埋深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%，渗透率为0.412～1.127 μm2，含油饱和度65%；储层以细砂岩为主，胶结物主要为黏土矿物；原油物性具有“三高三低”的特点，即相对密度、黏度、胶质沥青质含量高，含蜡量、含硫量和凝固点低，油层温度下脱气原油黏度在708～71 680 mPa·s，以特、超稠油为主。

1套损情况统计

目前，杨楼油田共投入开发4个区块，包括杨浅3、杨浅19、杨浅20、泌浅26井区，动用地质储量625万t，截止2014年12月，共完钻188口井。其中，杨浅3井区完钻121口井，套损井数63口，套损率为52.07%，见表1。

表1　杨浅3井区不同类型套管损坏情况

发生套损的套管型号、套损部位、套损类型分别见表2、表3。套损点距离接箍位置(可查到55口)：<1 m的有35口，1～2 m有10口，>2 m有10口。

表2　套损井套管型号

表3　套损位置及套损类型

通过对杨浅3井区套管损坏具体情况进行统计分析，套损点所处位置大致可分为三种类型：①套损位置处于浅层部位，主要集中在井深80～380 m处；②套损位置位于油层段内或油层上界附近；③套损位置位于生产井段以上的Ⅳ6～Ⅳ7层(未射孔)。

2套损原因分析

2.1地质因素

2.1.1泥岩遇水膨胀

统计有5口井套损部位位于生产井段以上的IV6～IV7层(未射孔)，结合储层孔渗分布情况，小层纵向由浅到深，孔隙度和渗透率呈降低趋势，Ⅳ油组储层孔渗值较高。从小层平面图上来看，发生在Ⅳ6～Ⅳ7层的套损井主要分布在2012年部署的水平井(生产层位Ⅳ6、Ⅳ7层)附近，套损时间集中在2013-2014年。 结合实际生产情况分析认为，套损原因主要是由于注入蒸汽汽窜至Ⅳ6～Ⅳ7层，而受窜井段未射孔，泥岩吸水膨胀产生的压力无处释放，将套管挤压变形导致缩径。

表4　杨浅3井区Ⅳ6-Ⅳ7层Φ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺纹套损井情况

2.1.2断层活动

杨楼油田地层倾角8°～12°，断裂体系为正断裂，以北西—南东向断裂为主；断层倾角大，多数断层倾角>60°，断层组合呈阶梯状。断层层面和地层倾角较大的地方，地层易移动造成油层套管损坏。高压注汽后，注入层的孔隙压力变大，引起岩体力学性质和地应力的改变，使原有平衡的断层被诱发复活，加剧对套管的破坏作用。通过分析，Ⅳ6～7层部分井是因断层而引发的套损。

2.1.3地层出砂

杨楼油田地层胶结疏松，细粉砂含量高(70%以上)，防砂有效期短，出砂频繁。

当油层大量出砂后，位于出砂层段的套管周围将形成空洞，上覆岩层压力大部分将由套管承受，此时套管受到轴向压力的作用，挤压套管而引起套损。

基于普氏自然平衡拱理论，考虑套管与地层的相互作用，通过对空洞的形态进行分析，建立油层出砂形成空洞后掏空段套管所受轴向力的计算模型，分析了N80、P110HΦ177.8 mm×9.19 mm两种套管发生破坏时对应的载荷及出砂量，基础参数、计算结果分别见表5、表6。

表5　基础参数

表6　油层出砂后套管发生失稳破坏时载荷及出砂量计算结果

通过统计Φ177.8 mm×9.19 mm套损井实际出砂情况(表7)，生产过程中均有出砂现象，从作业冲砂高度看，与理论计算的套管发生失稳破坏时冲砂高度一致。对比分析相邻井出砂情况，相邻井出砂程度相对较轻，未发生套损。说明地层出砂是引起套损的一个原因。

表7　油层部位发生套损油井出砂情况统计(Φ177.8 mm×9.19 mm套管)

2.2工程因素

2.2.1固井质量

固井施工由于受各方面因素影响较多，固井质量难以实现最优状况，如钻井井眼不规则，井斜、固井水泥不达标等，都将影响固井质量。在高温及交变应力作用下，水泥环被破坏，失去对套管的保护作用。蒸汽吞吐的高温高压也会造成水泥环一、二界面胶结质量变差，出现微间隙现象。当水泥环缺失(不均匀)时易造成套管应力集中，当套管所受的应力超过了屈服极限，套管失去平衡，造成套管弯曲。

2.2.2高温高压注汽

统计油层附近套损井的注汽情况，注汽压力16.1～18.4 MPa，注汽温度346～362 ℃。通过计算井筒内蒸汽热力参数(表8)，当注汽压力16 MPa、井口蒸汽温度347 ℃、注汽速度110 t/d时，850 m井深处蒸汽温度达355 ℃。参考石油行业标准SY/T5724-2008《套管柱结构与强度设计》，考虑热应力的影响，对目前使用的N80、P110HΦ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺纹套管强度进行校核(表9)，在该注汽条件下不能满足强度要求。

表8　井筒内蒸汽热力参数分布

表9　套管强度校核结果(校核深度850 m，温度355 ℃)

2.2.3作业施工的影响

打捞施工时，打捞工具挤在落鱼与套管环形空间内，对套管产生径向挤压力，当挤压力超过套管屈服极限时套管变形。如杨J3624井，多次加压打捞不成功，最高负荷上升至46 t打捞成功，起出管柱发现防砂管本体拔断并弯曲变形，后下Φ152 mm铅印发现铅印底部挤压变形，侧面两边均有挤压擦痕，最大通径143 mm，判断套管缩径。

2.2.4浅层地表水腐蚀

杨3822井套损部位在282.65 m，N80Φ177.8 mm×9.19 mm偏梯扣螺纹套管，套损类型为错断，套损点处一、二界面胶结中等。参考邻井杨3723井小层数据表，在273.2～282.0 m处电测解释为同层。浅层部位的油井套损原因是高矿化度地表浅层水的电化学腐蚀、细菌腐蚀、硫酸菌或CO2腐蚀。

3套损预防措施

3.1提高完井、固井质量

在定向井、水平井施工中，在设计井筒的拐点附近适当增加套管扶正器的使用数量，以保证套管处于设计轨迹的居中位置，以提高固井质量。在固井时选用的方法：一是应用加砂水泥浆体系，增强水泥环的抗高温衰减性能和水泥环与套管的胶结强度；二是提高水泥浆的顶替效率，保证固井质量，从而保证水泥石对套管的约束力。

3.2确定合理的注采参数

通过计算(图1、图2)，由于注汽干度比较低(0.54)，导致井筒内蒸汽干度降为0，井底蒸汽压力20 MPa超过地层破裂压力(850 m处地层破裂压力为17.85 MPa)。因此，注汽时要严格控制注汽压力和温度，提高注汽干度，保证注汽质量。同时，对于汽窜严重井，采用组合注汽方案，避免或减少汽窜发生。

图1　井筒内蒸汽干度分布曲线(注汽压力16 MPa)

收稿日期：2016-03-02

作者简介：马利娟(1984 -)，女，工程师，从事采油工艺研究及采油工程方案编制工作，电话：0377-63839615。

中图分类号：TE24

文献标识码：B

文章编号：1003-3467(2016)05-0048-03