張 立 民

（1.清華大學(xué)航空航天學(xué)院，北京 100083；2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000）

冀東油田出砂井射孔套管變形分析

張 立 民1,2

（1.清華大學(xué)航空航天學(xué)院，北京 100083；2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000）

以冀東油田高尚堡淺層出砂井套變統(tǒng)計資料為基礎(chǔ)，分析了冀東油田疏松砂巖油藏套變部位，發(fā)現(xiàn)高尚堡淺層代表區(qū)塊套管變形深度主要集中發(fā)生在1 850～2 000 m，與生產(chǎn)層位置一致。分析認(rèn)為出砂造成套管失去支撐，是套管變形的原因之一，上覆巖層的壓力是套變直接原因。對由于出砂、地層壓力下降造成的上覆地層壓力變化使套管發(fā)生變形的機(jī)理進(jìn)行了分析，采用ABAQUS軟件對射孔套管變形情況進(jìn)行模擬對射孔套管在上覆地層壓力作用下變形的形態(tài)規(guī)律進(jìn)行了研究分析，為指導(dǎo)出砂井預(yù)防套變提供了依據(jù)。

冀東油田；射孔套管；變形；防砂

冀東油田高尚堡淺層位于高尚堡構(gòu)造帶北部，是發(fā)育在高柳斷層上升盤的向北東傾沒而寬緩的斷鼻狀構(gòu)造分高淺南區(qū)和高淺北區(qū)。明化鎮(zhèn)組、館陶組油層為主力開發(fā)層系，屬于河流相沉積，油層埋藏較淺，地層高孔高滲，平均孔隙度30.3%，滲透率平均為599.2 mD，屬高孔高滲型儲層。觀察巖心發(fā)現(xiàn)，館陶組砂巖極為疏松，呈散砂狀。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主。泥質(zhì)含量平均為4.6%，以蒙脫石、高嶺石為主。黏土礦物中蒙脫石含量最高，平均含量44%，易遇水膨脹，造成微粒運(yùn)移、出砂［1］等危害。邊底水能量充足， 隨含水上升，產(chǎn)液速度提高，油井出砂嚴(yán)重。高淺北區(qū)油井有定向井60口井，套損井36口井，套損比例為60%。高淺南區(qū)油井180口，套損井45口，套損比例為25%。淺層套變段主要分布在油層段，油層部位套變說明套管變形與油層部位受力變化有關(guān)。統(tǒng)計高尚堡淺層代表區(qū)塊G104-5塊套管變形深度主要發(fā)生在1 850～2 000 m，與生產(chǎn)層位置一致。

從淺層疏松砂巖油藏油井套管受力［2-4］情況變化入手對套變原因進(jìn)行分析，對射孔套管變形的規(guī)律進(jìn)行了研究。

1 套變原因分析

1.1 出砂造成套管失去支撐

從表1投產(chǎn)的8口油井萬方液出砂量統(tǒng)計結(jié)果可以看出，總體上NgⅡ、NgⅠ出砂較嚴(yán)重，Nm、NgⅢ次之，NgⅣ出砂較輕。NgⅡ的檢泵周期最短為3.12個月，萬方液沉砂量達(dá)6.11 m3，出砂相當(dāng)嚴(yán)重。由于大量出砂，油層附近形成空洞，套管處于周圍失去支撐狀態(tài)。

表1 廟101區(qū)塊分層系出砂量統(tǒng)計

1.2 上覆巖層的壓力產(chǎn)生壓實作用

對于疏松砂巖油藏，由于地層高孔高滲，巖石膠結(jié)強(qiáng)度低，隨著采出液量的增加，疏松油層在上覆地層的壓力下會產(chǎn)生壓實作用。

最大可能的壓實量按照下式估算

式中，ΔH為垂向壓實量，m；H為產(chǎn)層厚度，m；Δe為孔隙比，孔隙體積/顆粒體積的變化；e0為原始孔隙比；φ1為原始孔隙度；φ2為目前孔隙度。

實際壓實量由于地質(zhì)結(jié)構(gòu)、蓋層的橫梁效應(yīng)等因素比估算值小很多，但壓實趨勢會隨著時間的延長不斷接近估算值。

以上分析表明，油層段套管變形的主要原因是隨油田開發(fā)地層排出大量液體，壓力下降，造成地層壓實，使套管承受軸向上的壓力超過套管的彈性限度發(fā)生塑性變形。同時由于出砂，周圍形成空洞，套管失去水平方向的制約力，發(fā)生嚴(yán)重彎曲。

2 出砂井射孔套管變形模擬分析

為進(jìn)一步了解射孔套管變形的規(guī)律，采用ABAQUS軟件對射孔套管變形情況進(jìn)行模擬。

由于套管射孔后本身存在一定裂紋、毛刺等缺陷，在生產(chǎn)過程中由于射孔產(chǎn)液攜帶地層砂沖擊套管會造成沖蝕造成套管壁厚不均勻，為簡化分析進(jìn)行一些條件簡化。

2.1 基本假設(shè)

（1）射孔套管均質(zhì)；（2）套管中心軸與井眼中心軸一致；（3）射孔孔眼直徑一致，垂直于套管心軸；（4）套管壁厚均勻一致；（5） 套管周圍沒有地層支撐。

2.2 建立模型

根據(jù)出砂套損原因分析，建立了如圖1所示的有限元模型。套管模型長度2 m，射孔孔密16孔/m，射孔孔眼直徑13 mm，相位角90°，套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm。

圖1 射孔套管有限元模型

材料參數(shù)：套管彈性模量210 GPa；泊松比0.3；屈服強(qiáng)度552 MPa。

邊界約束條件：左端固定，u1=u2=u3= 0 ；右端軸向壓縮位移 1 mm、2 cm、4 cm、6 cm，u1=u2=0，u3=-0.001、-0.02、-0.04、-0.06 m。

2.3 計算結(jié)果分析

2.3.1 射孔套管不同壓縮程度下變形情況 從圖2變形情況看，壓縮變形首先發(fā)生在射孔孔眼附近，先局部小范圍變形，隨著壓縮距離的增加，在射孔孔眼和軸向一致的兩端局部突起，垂直于軸線方向凹陷，類似馬鞍狀。整個套管變形后呈螺紋狀，同時套管發(fā)生彎曲變形。

圖2 壓縮量為1 mm、2 cm、4 cm、6 cm 下射孔套管變形情況

2.3.2 射孔套管不同壓縮程度受力分析 從圖3不同壓縮程度下套管受力云圖變化看，射孔套管孔眼處應(yīng)力集中非常明顯。初期應(yīng)力主要集中在孔眼附近并沿著孔眼垂直于軸線方向由大到小擴(kuò)展。最小應(yīng)力主要集中在孔眼沿軸線方向由小變大。

圖3 壓縮量為1、2、5 mm、2、4、6 cm下射孔套管受力云圖

2.3.3 射孔套管不同壓縮程度下射孔孔眼受力分析通過模擬發(fā)現(xiàn)射孔套管在射孔孔眼處應(yīng)力集中現(xiàn)象明顯，為更好地觀察變化趨勢，模擬套管壓縮2 mm、2 cm、4 cm、6 cm時射孔孔眼處的云圖，隨著壓縮距離的加大，最大應(yīng)力沿著垂直于軸線的方向范圍逐漸擴(kuò)大，應(yīng)力也逐漸增大；平行于軸線方向孔眼的應(yīng)力明顯小于垂直軸線方向的應(yīng)力，靠近孔眼附近應(yīng)力初期最小，隨著變形的增加最小應(yīng)力范圍沿著軸線方向逐漸離開孔眼（圖4）。

圖4 壓縮量為2 mm、2 cm、4 cm、6 cm下射孔孔眼受力云圖

射孔套管變形情況的模擬可知（圖5），出砂井射孔套管變形不同于普通套變的變形，除了發(fā)生彎曲變形外，射孔孔眼處應(yīng)力集中對套管變形影響明顯，變形形狀復(fù)雜，除了套管的彎曲外還有許多局部的鞍狀變形、螺旋狀變形。

圖5 射孔孔眼應(yīng)力曲線

垂直于軸線方向的射孔孔眼處最大應(yīng)力0.57E9 Pa，平行于軸線方向的射孔孔眼處最大應(yīng)力0.11E9 Pa，射孔孔眼處最大應(yīng)力是最小應(yīng)力的5倍左右，應(yīng)力集中現(xiàn)象非常突出。由于射孔孔眼的存在，加劇了套管變形的面積和幅度。

2.3.4 結(jié)果分析 從模擬結(jié)果看出：（1）射孔孔眼處出現(xiàn)明顯的應(yīng)力集中；（2）套管在射孔孔眼處出現(xiàn)明顯變形；（3）射孔孔眼周圍沿垂直于受力方向出現(xiàn)突起，從云圖上看應(yīng)力最大。平行于受力方向出現(xiàn)下凹現(xiàn)象，應(yīng)力最小。射孔套管變成不規(guī)則橢圓形狀。

3 結(jié)論

（1）射孔套管在受到上覆巖石壓力的情況下變形情況明顯不同于不射孔套管，應(yīng)力集中造成套管變形加劇，套變面積和幅度明顯多于未射孔套管。

（2）隨著壓縮幅度的增加變形幅度增加。當(dāng)壓縮幅度加大時除了射孔孔眼處周圍變形加大外，套管會發(fā)生彎曲。

（3）生產(chǎn)過程中立足于早期和先期防砂是減少套管變形的有效手段，以防井眼附近形成空洞，減少地層骨架的破壞，減輕上覆地層的沉降。

［1］ 宋友貴，周俊杰，高維剛，等.大港油田長效防砂配套技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2010，32（6）：80-83.

［2］ 何漢坤，楊啟明，李鴻新，等.出砂因素對采油井套管損壞力學(xué)分析［J］.河南石油，2004，18（2）：58-60，8.

［3］ 董平川，牛彥良，李 莉，等. 螺旋布孔射孔對套管強(qiáng)度的影響［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)， 2007，26（2）：91-95.

［4］ 王旱祥，顏廷杰，李增亮. 射孔對套管強(qiáng)度的影響［J］.石油機(jī)械，2000，28（5）：42-45.

Analysis on perforated casing deformation of sanding wells in Jidong Oilfield

ZHANG Limin
（1. School of Aerospace,Tsinghua University,Beijing100083,China;2. Drilling and Production Technology Institute,Jidong Oilfield Company,Tangshan063000,China）

Based on the casing deformation statistical data of sand wells in Gaoshangpu shallow layers of Jidong Oilfield,the position or part of casing damage was analyzed in unconsolidated sandstone of this oilfield. It is figured out that casing deformation mainly occurred in 1 850～2 000 m depth in representative zone of Block Gaoshangpu, which consistent with the layers of the production formation. Analytic result believes that the sand causing loss of casing support is one of the casing deformation reasons, and the overburden pressure is the direct cause of casing deformation. The casing deformation mechanism caused by the overburden pressure change was analyzed by considering the change due to sanding and formation pressure drop.The deformation situation of perforated casing was simulated by using ABAQUS software and the perforated casing deformed shape rules were studied and analyzed under the pressure of overlying strata. This study provides a basis for preventing casing deformation in sand wells.

Jidong Oilfield; perforated casing; deformation; sand

張立民. 冀東油田出砂井射孔套管變形分析［J］.石油鉆采工藝，2013，35（5）：71-73.

TE357.8

：A

1000–7393（2013） 05–0071–03

冀東油田套損井修復(fù)技術(shù)研究和應(yīng)用（編號：Y2011-Q9）。

張立民，1967年生。1989年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院采油工程專業(yè)，現(xiàn)從事采油及完井工作，副院長，高級工程師。電話：0315-8768003。E-mail：zhanglm188@petrochina.com.cn。

2013-07-02）

〔編輯 付麗霞〕