張 衡 王冬艷 李 強(qiáng)

摘要:分析影響固井質(zhì)量變差及導(dǎo)致套管變形的各種因素,提出了開(kāi)展頂部固井質(zhì)量調(diào)查,完善頂部油層注采關(guān)系,避免頂部固井質(zhì)量差井段增注措施,合理控制注水壓力等措施,對(duì)控制固井質(zhì)量差井套管損壞起到一定的積極作用。

關(guān)鍵詞:固井質(zhì)量套管方法研究

固井質(zhì)量差是導(dǎo)致X井區(qū)套管損壞的重要原因之一[1]。從影響固井質(zhì)量變差以及導(dǎo)致套管變形的各種因素,探索固井質(zhì)量差井套損預(yù)防有效方法,達(dá)到有效降低固井質(zhì)量差井套損率的目的。

一、導(dǎo)致固井質(zhì)量差井形成套變?cè)?/p>

(1)不了解固井質(zhì)量真實(shí)情況。以往采用聲幅檢測(cè)固井質(zhì)量,反映不出水泥膠結(jié)的真實(shí)情況;復(fù)測(cè)聲變資料反映部分井段水泥膠結(jié)指數(shù)隨著時(shí)間的延長(zhǎng)而下降,這使預(yù)防非油層部位套損難度加大。由于不清楚固井質(zhì)量的真實(shí)情況,未能及時(shí)采取有效預(yù)防措施,導(dǎo)致數(shù)10口井在非油層部位發(fā)生套變。如A井聲幅資料顯示全井固井質(zhì)量良好,由二次聲變測(cè)試曲線可知,部分井段膠結(jié)變差,統(tǒng)計(jì)全井共24個(gè)小層,64.8m厚度膠結(jié)變差,目前已對(duì)該層段實(shí)施控注,避免形成套損。

(2)超壓注水是導(dǎo)致固井質(zhì)量差井形成套變的關(guān)鍵。在注水井超壓注水的情況下,注入水沿固井質(zhì)量差的井段竄入非油層部位誘發(fā)套損;外擴(kuò)注水井吸水能力較低,多數(shù)注水井頂壓注水,在泵壓波動(dòng)時(shí),容易超過(guò)破裂壓力導(dǎo)致射孔頂部油層套損。

(3)注采關(guān)系失衡形成異常高壓是導(dǎo)致新井固井質(zhì)量變差原因。從高壓普查結(jié)果來(lái)看,2002年異常高壓普查證實(shí)X井區(qū)共有42口井、82個(gè)層存在異常高壓。從高壓區(qū)在油層組的分布看,高壓區(qū)主要集中在a組,占全區(qū)的72.0%。研究表明,部分固井質(zhì)量差井由于注采關(guān)系不協(xié)調(diào)導(dǎo)致薩II組發(fā)生套變。

(4)固井質(zhì)量差井上增注措施易導(dǎo)致套變。固井質(zhì)量差井膠結(jié)不好的部分很容易出現(xiàn)套管彎曲,如果對(duì)該井段實(shí)施壓裂、強(qiáng)排酸等增注措施,在強(qiáng)壓狀態(tài)下極易竄槽而最終形成套變。非油層部位套損集中井區(qū)主要是由于固井質(zhì)量差井頻繁作業(yè)導(dǎo)致套變。

二、防套方法

(1)嚴(yán)格鉆關(guān)管理,提高新井固井質(zhì)量。鉆井施工過(guò)程中為降低地層壓力改由放溢調(diào)整為控注調(diào)整,以注水井各個(gè)小層系壓力為依據(jù),對(duì)高壓層停注,對(duì)低壓層根據(jù)壓力狀況適當(dāng)控注。調(diào)控地層壓力剖面,改善地下環(huán)境,是提高固井質(zhì)量的關(guān)鍵因素。由于西部過(guò)渡帶新鉆二次加密調(diào)整井區(qū)成一窄條狀分布,并且由10條大小斷層分割成10塊,鉆關(guān)分布范圍較大。根據(jù)該區(qū)的地質(zhì)條件等因素制定新的鉆關(guān)方案。一是采取特殊壓力異常井特殊對(duì)待,提前高壓層停注,投死咀子等方法執(zhí)行鉆關(guān)。二是制定執(zhí)行新的鉆開(kāi)井恢復(fù)注水方法。鉆開(kāi)井如果立即上限注水快速恢復(fù)地層壓力,必然會(huì)使注水井壓力猛升,造成油水之間油層巖石骨架短時(shí)間內(nèi)不均勻脹縮,增加套損的危險(xiǎn)性。在鉆開(kāi)恢復(fù)上根據(jù)該區(qū)塊特點(diǎn)采取了新的鉆開(kāi)恢復(fù)注水方式,將配注分5個(gè)級(jí)別,按配注的不同比例分4個(gè)階段逐步提水,防止出現(xiàn)注入壓力波動(dòng)大發(fā)生套損。

(2)為了了解該區(qū)固井質(zhì)量的真實(shí)情況,開(kāi)展油層頂部固井質(zhì)量調(diào)查。重點(diǎn)進(jìn)行了二次聲變測(cè)試,2003年出測(cè)二次聲變方案32口,已測(cè)回的8口井二次聲變資料顯示固井質(zhì)量變差,對(duì)比前后聲變結(jié)果膠結(jié)中等和膠結(jié)不好的厚度比例由5.5%上升到37.9%。據(jù)此實(shí)施了5口頂部油層停注方案,消除了套損隱患。

(3)開(kāi)展頂部油層(薩II1-4油層組)注采狀況調(diào)查。統(tǒng)計(jì)調(diào)查了全區(qū)379口油水井a(chǎn)層的射孔數(shù)據(jù),套變數(shù)據(jù),監(jiān)測(cè)資料,結(jié)合歷年注水狀況及套損變化特點(diǎn),從導(dǎo)致該區(qū)非油層部位形成的各種因素入手,逐一查找套損隱患,普查結(jié)果表明,目前該區(qū)注水井118口中有43口井a(chǎn)層未射孔,射孔水井a(chǎn)油層段占該區(qū)油層發(fā)育厚度的15.3%,是X井區(qū)的主要調(diào)整對(duì)象。A井于2003年5月投注,該井n層射孔,且發(fā)育為水下分流河道砂,同位素資料顯示該層吸23 m3,占全井水量的49%,吸水量較多,目前該層仍加強(qiáng)注水,是形成高壓層的誘因,目前已對(duì)該井n層實(shí)施停注,防止高壓層的形成。

(4)避免頂部固井質(zhì)量差井段增注改造措施。目前對(duì)因異常高壓而導(dǎo)致不吸水的13個(gè)層停止采取增注措施,并對(duì)竄槽井果斷采取治理措施,避免形成套變。發(fā)現(xiàn)異常井后,工藝隊(duì)與采油隊(duì)技術(shù)員積極組織落實(shí)并組織測(cè)試,B井測(cè)試表明,流量計(jì)測(cè)壓力6.4MPa,全井水量256m3,主要集中在偏I(xiàn)II,水量達(dá)243m3,目前已對(duì)偏I(xiàn)II網(wǎng)孔改為水咀1.4mm,實(shí)注壓力11.6MPa,水量40 m3。發(fā)現(xiàn)異常后及時(shí)采取了封竄措施,目前該井已恢復(fù)正常注水。

(5)合理固井質(zhì)量差井區(qū)注水壓力。當(dāng)井口注入壓力為10MPa時(shí),地層位移性載荷很小,不足引起套損;當(dāng)井口注入壓力為12時(shí),在構(gòu)造軸部足以引起套變;當(dāng)注入壓力升至14.0MPa時(shí),拉伸位移達(dá)5.7-9.6cm,橫向錯(cuò)切位移1.5—6.4cm,導(dǎo)致套損是必然的。注水壓力應(yīng)低于地層破裂壓力,尤其在地層傾角大、斷層區(qū)、泥巖進(jìn)水等特殊條件下允許注水壓力應(yīng)小于正常注水壓力。在注水壓力較高情況下注水,容易導(dǎo)致注入水上竄到油層上部的泥巖中引起套損,還會(huì)形成異常高壓層。當(dāng)聯(lián)合站泵壓上升時(shí),注水井排管壓也隨之上升,也可能使注入壓力超過(guò)其的破裂壓力。根據(jù)區(qū)塊間壓差及不同地層傾角確定不同區(qū)塊的注水壓力:西過(guò)及靠近西過(guò)的純油區(qū)由于地層傾角較大,注水壓力應(yīng)控制在上覆巖壓以下0.8MPa以內(nèi);X井區(qū)地層傾角較大,平均破裂壓力均在13MPa以上,且頂壓注水井及斷層分布較多,尤其是固井質(zhì)量差井采取降壓注水。

三、結(jié)束語(yǔ)

根據(jù)地域不同特點(diǎn)采取不同鉆關(guān)方案,鉆關(guān)后嚴(yán)格執(zhí)行逐步恢復(fù)注水方法,保證新井的固井質(zhì)量。必須了解套管固井質(zhì)量的真實(shí)情況,必須加大二次聲變測(cè)試力度,便于及時(shí)采取相應(yīng)的防套措施。嚴(yán)格控制注水,尤其是射孔頂界必須實(shí)施停注。在注水壓力調(diào)整上必須考慮各種影響因素,根據(jù)各地區(qū)的地質(zhì)因素以及其它存在因素而定,在地層傾角大井區(qū),尤其是對(duì)固井質(zhì)量差井采取限制注水,適當(dāng)下調(diào)注水壓力,防止因壓力波動(dòng)而形成套損。◆

參考文獻(xiàn):

[1] 劉繼生.大慶油田開(kāi)發(fā)論文集[M].石油工業(yè)出版社,2000.