林莉莉，顏 寒，王鳳祥，任麗華，王成芳，劉建東

（1.中國(guó)石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280；2.中國(guó)石油渤海鉆探第一鉆井公司；3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院）

王官屯油田套損機(jī)理及防治研究

林莉莉1，顏 寒2，王鳳祥1，任麗華1，王成芳1，劉建東3

（1.中國(guó)石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280；2.中國(guó)石油渤海鉆探第一鉆井公司；3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院）

隨著王官屯油田開(kāi)發(fā)的深入，套損現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，套損井總量上升趨勢(shì)明顯，直接影響了注采井網(wǎng)的完善和生產(chǎn)。從地質(zhì)、工程、開(kāi)發(fā)等因素分析了影響王官屯油田套管損壞的主控因素，并提出了有針對(duì)性的預(yù)防對(duì)策。

套管；損壞因素；王官屯油田

王官屯油田位于河北省滄縣王官屯鄉(xiāng)境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位置位于黃驊坳陷南區(qū)孔店古潛山構(gòu)造帶孔東斷裂帶兩側(cè)，是受孔東斷層控制的被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造。王官屯油田共有油水井863口，其中套損井171口，占油水井?dāng)?shù)的19.8%；套損形態(tài)以縮徑為主，占已知套損類(lèi)型井的40.7%；1 400～3 200 m井段為套損高峰，占所有套損井的56.6%，這個(gè)深度對(duì)應(yīng)地質(zhì)上館陶組、沙河街組到孔一段，孔一段為王官屯油田的主力油層。

1 地質(zhì)因素對(duì)套管損壞分析

1.1 套損層位分析

套損綜合圖分析（203口井，236個(gè)套損點(diǎn)）表明，王官屯油田上覆層套損點(diǎn)共有63個(gè)，占總套損點(diǎn)的26.7%；油層部位156個(gè)套損點(diǎn)，占66.1%，另有7.2%的套損位置不明確。

1.2 套損巖性分析

統(tǒng)計(jì)表明，王官屯油田油層部位的套損點(diǎn)對(duì)應(yīng)的巖性中，泥巖對(duì)應(yīng)33個(gè)套損點(diǎn)，占21.4%；砂巖對(duì)應(yīng)19個(gè)套損點(diǎn)，占12.3%；巖性界面90個(gè)套損點(diǎn)，占58.4%，還有9.9%不明確。由此說(shuō)明，王官屯油田巖性界面對(duì)應(yīng)套損占主體，其次為泥巖，砂巖最少。

1.3 套損地質(zhì)因素

1.3.1 斷層因素

王官屯油田官195區(qū)塊有套損點(diǎn)47個(gè)，其中28個(gè)在斷層面上套損，占總套損點(diǎn)的59.6%，上覆層不整合面（明化鎮(zhèn)組和沙河街組）占14.9%，油層段（Z3、Z4和Z5）占21.3%。根據(jù)王官屯油田斷層套損的特點(diǎn)，建立了相應(yīng)的地質(zhì)模型，分析情況如下：

（1）斷層局部活動(dòng)導(dǎo)致在斷層附近套管剪切損壞，其中官46-32井修井過(guò)程中在套損位置返出斷層泥。

（2）斷層局部活動(dòng)可以是正斷層活動(dòng)（上盤(pán)下沖），也可是逆斷層活動(dòng)（上盤(pán)上沖），亦可是正斷層或逆斷層與走滑相結(jié)合。對(duì)于王官屯油田而言，套損集中在孔東正斷層上，地應(yīng)力測(cè)量表明垂向應(yīng)力大于水平主應(yīng)力，因此，斷層復(fù)活為正斷層活動(dòng)。

（3）官195區(qū)塊屬于上升盤(pán)，平均靜壓10.86 MPa，而與之相鄰的下降盤(pán)官1區(qū)塊平均靜壓為23.32 MPa，上下盤(pán)的壓差為12.46 MPa。對(duì)照?qǐng)D版，井口壓力需保持在5.9 MPa以下，才能保證斷層穩(wěn)定。而該區(qū)塊實(shí)際注水壓力為17 MP左右，遠(yuǎn)超井口臨界壓力，導(dǎo)致斷層失穩(wěn)，造成官195區(qū)塊在孔東斷層上大量套損。

1.3.2不整合面因素

王官屯油田不整合面套損井沿著主斷裂分布（孔東斷層等），且分布在構(gòu)造的軸部（如背斜軸部和斷鼻軸部）。因此，建立了相應(yīng)的不整合面地質(zhì)模型進(jìn)行分析。由于不整合面內(nèi)地層之間存在多個(gè)薄弱面，當(dāng)不整合面內(nèi)進(jìn)水后，壓力的差異必將產(chǎn)生壓應(yīng)力沿地層薄弱面即應(yīng)力薄弱面釋放，從而導(dǎo)致套管剪切錯(cuò)斷。

隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，水進(jìn)入量的不斷增加導(dǎo)致地層中水量增多，同時(shí)套損井?dāng)?shù)的增多導(dǎo)致注入水沿套損點(diǎn)進(jìn)入不整合面的增多，這就必然引起套損井范圍的進(jìn)一步擴(kuò)散。

1.3.3 油層段因素

（1）泥巖夾層套損地質(zhì)因素。王官屯油田在泥巖段的套損點(diǎn)占所有套損點(diǎn)21.4%。根據(jù)套損點(diǎn)所在泥巖段以及上下巖層的配置關(guān)系，可分為套損發(fā)生在兩水層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在油層和油水同層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在水層和油層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在水層和干層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在干層和油層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在兩個(gè)油水同層之間的泥巖夾層、套損發(fā)生在油水同層和干層之間的泥巖夾層。

（2）砂層內(nèi)套損地質(zhì)因素。王官屯油田在砂層上的套損點(diǎn)占12.3%。根據(jù)套損點(diǎn)所在砂巖段和上下巖層的配置關(guān)系，可分為套損發(fā)生在干層內(nèi)、套損發(fā)生在射孔有層段內(nèi)、套損發(fā)生在射孔水層、套損發(fā)生在油水同層。

（3）砂泥巖界面套損地質(zhì)因素。王官屯油層段發(fā)生在界面處的套損占58.4%。根據(jù)套損點(diǎn)所在巖層的配置關(guān)系，可分為如下幾類(lèi)：套損點(diǎn)在水層頂部的砂泥巖界面、套損發(fā)生在干層頂部的砂泥巖界面、套損發(fā)生在水層底部的砂泥巖界面、套損發(fā)生在油層頂部砂泥巖界面。

2 工程因素對(duì)套管損壞分析

2.1 井斜與套損

“狗腿”套損力學(xué)模型分析表明，隨著狗腿度的下降（180°為無(wú)狗腿度），套管臨界屈曲載荷下降。當(dāng)狗腿度為160°時(shí)，臨界載荷下降15.38%，狗腿度小于等于2°時(shí)，套管臨界屈曲載荷不下降，故鉆井狗腿度不要大于2°／30 m為宜。

為了研究“狗腿”對(duì)王官屯油田套損的影響程度，我們做了152口井的井斜角和井斜方位角隨深度的變化圖，共統(tǒng)計(jì)了152口井175個(gè)套損點(diǎn)，其中只有16個(gè)套損點(diǎn)出現(xiàn)在“狗腿”處，占9.1%。

2.2 套管鋼級(jí)與套損

王官屯油田使用的N80套管最多，共統(tǒng)計(jì)814口，套損141口，占N80套管總井?dāng)?shù)的17.3%；其次是J55套管，共統(tǒng)計(jì)271口，套損39口，占J55套管總井?dāng)?shù)的14.4%；P110套管最少，共統(tǒng)計(jì)116口，套損23口，占P110套管總井?dāng)?shù)19.8%。

2.3 固井質(zhì)量與套損

固井質(zhì)量的優(yōu)劣將直接影響套管完井質(zhì)量與壽命，在許多情況下套管損壞往往是由于固井質(zhì)量差造成的，具體有以下幾種情況［1］：

水泥環(huán)固井質(zhì)量好［2］，模量Ecmt＝4×104MPa。J55和N80套管Von mise應(yīng)力都大于本身的屈服強(qiáng)度；P110三種壁厚的套管Von mise應(yīng)力都小于本身的屈服強(qiáng)度。因此，P110三種壁厚的套管都滿(mǎn)足要求。

水泥環(huán)固井質(zhì)量差，水泥環(huán)彈性模量Ecmt＝1×104MPa。J55和N80套管Von mise應(yīng)力都大于本身的屈服強(qiáng)度；鋼級(jí)P110壁厚為9.17和10.54的套管Von mise應(yīng)力都小于本身的屈服強(qiáng)度。因此，鋼級(jí)P110壁厚為9.17 mm和10.54 mm套管都滿(mǎn)足要求。

3 開(kāi)發(fā)因素對(duì)套管損壞分析

3.1 綜合含水與套損關(guān)系

從1991到1999年，王官屯油田綜合含水上升速度快，到1993年綜合含水達(dá)到82%，期間發(fā)生的套損點(diǎn)為28個(gè)，占總套損井?dāng)?shù)的11.9%；從2000年到2006年，綜合含水平均在82.9%，期間發(fā)生的套損點(diǎn)為120個(gè)，占套損井總數(shù)的50.8%；從2000到2011年，綜合含水呈增加趨勢(shì)，期間套損井?dāng)?shù)量有相應(yīng)的較少趨勢(shì)，此階段套損井88口，占總套損井?dāng)?shù)的37.3%。

3.2 注水壓力與套損關(guān)系［3-4］

隨著井口注水壓力較大幅度的提高，套管損壞時(shí)間越短，套管損壞比例越高，套管損壞程度也越嚴(yán)重，說(shuō)明王官屯油田套損與注水壓力有明顯的關(guān)系。

3.3 主控因素分析

王官屯油田油層段套損是由于夾層段泥巖進(jìn)水，隨著泥巖逐步軟化，泥巖支撐應(yīng)力的能力下降，應(yīng)力逐步轉(zhuǎn)嫁到套管和水泥環(huán)上，使套管難以承受，從而產(chǎn)生較大的塑性變形而發(fā)生擠毀［5］，因此泥巖水化是套管損壞的主要原因，其次原因是上覆層不整合面進(jìn)水和官195斷層活動(dòng)。

4 套損預(yù)防對(duì)策

（1）優(yōu)化套管設(shè)計(jì)，防止泥巖水化套管擠毀。除去王26-1區(qū)塊情況特殊外，其它區(qū)塊直井優(yōu)選鋼級(jí)為P110壁厚為9.17 mm或10.54 mm的套管。

（2）提高固井質(zhì)量，防止水進(jìn)入泥巖層。

（3）鉆井時(shí)在有利的方位造斜，防止定向井套損。在王官屯地區(qū)，定向井造斜方位應(yīng)盡可能避免兩個(gè)方向區(qū)間：70°～130°和250°～310°區(qū)域井壁受力較大。

（4）一旦發(fā)現(xiàn)不整合面位置套管錯(cuò)斷或套漏，應(yīng)馬上關(guān)井并修復(fù)。

（5）不同層位選擇適宜的井口注水壓力。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）王官屯油田套管損壞主要發(fā)生在油層段和上覆層段，其中油層段在泥巖和砂巖界面上發(fā)生套損比例最大，這類(lèi)套損占58.4%；上覆層81%的套損主要發(fā)生在不整合面，其中剪切套損類(lèi)型占總套損的87.3%。

（2）由于固井質(zhì)量以及射孔的原因，水進(jìn)入了泥巖段，使得泥巖水化，增大了套管的載荷，造成套管屈服損壞。

（3）油田高含水和套損量成正比，高含水意味著高套損率；同時(shí)隨著注水壓力的升高，套損井逐漸增加，因此在高含水階段和高注水壓力情況下更應(yīng)重視預(yù)防套損的發(fā)生。

［1］ 紀(jì)佑軍.油水井套管損壞的工程因素分析［J］，裝備制造技術(shù)，2007，（9）：35-37.

［2］ 李茂華，牛衛(wèi)東.水泥環(huán)性質(zhì)對(duì)套管抗擠強(qiáng)度影響的有限元分析［J］.石油鉆探技術(shù)，2007，35（3）：80-82.

［3］ 彭新明.文中油田影響套管損壞因素分析及研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2011，（4）：50-52.

［4］ 蔡國(guó)華，王先榮.高壓注水對(duì)油田套管的損壞及防治分析［J］.石油機(jī)械，2001，29（3）：32-33.

［5］ 賀得才，張宏，張來(lái)斌.注水開(kāi)發(fā)油田泥巖層套管蠕變損壞機(jī)理研究［J］.石油機(jī)械，2005，33（6）：18-19.

With the further development in Wangguantun oilfield，the casing damage phenomenon becomes serious and the total amount of casing damage wells present obviously increasing trends，which directly affect the improvement of injectionproduction patterns and production.Therefore，by considering the geological，engineering and development factors，the main controlling factors of casing damage have been analyzed，and the corresponding prevention countermeasures have been put forward at the same time.

120 Casing damage mechanism and prevention study of Wangguantun oilfield

Lin Lili et al（Production Engineering Research Institute of Dagang Oilfield Comopany，PetroChina，Dagang，Tianjin 300280）

Casing；damage factors；Wangguantun oilfield

TE831

A

1673-8217（2012）06-0120-02

2012-06-05

林莉莉，1983年生，2007年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)機(jī)械設(shè)計(jì)制造及其自動(dòng)化專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事修井工藝工作。

大港油田公司科技創(chuàng)新項(xiàng)目“小集、王官屯油田套損機(jī)理及防治措施研究”（2010021401）。

李金華