井樓油田套損機理研究與防治對策

陳義發

(1.長江大學,湖北荊州434023;2.中國石化河南油田分公司第二采油廠)

井樓油田套損機理研究與防治對策

陳義發1,2

(1.長江大學,湖北荊州434023;2.中國石化河南油田分公司第二采油廠)

井樓油田在稠油熱采蒸汽吞吐生產過程中,出現了套管錯斷、斷脫、漏失、變形等故障,而且具有區域性成片套損的特點。從套損規律統計入手,分析該區塊套損主要原因是風化殼地質薄弱帶的存在和開發過程中注蒸汽造成的,根據發現的套損發生的機理提出下一步的預防措施。

井樓油田;套損機理;防治對策

井樓油田為一東南-西北走向的長條狀,是一北北西走向的復式背斜,西南翼被斷層切割,呈長軸雙高點半片鞍形,背斜由東南向西北抬起,在構造上屬于南襄盆地的一部分。盆地內主要目的段自上而下發育的地層有:第四系平原組,新近系上寺組、古近系廖莊組、核桃園組與大倉房組。核桃園組共分三段,即核一段、核二段和核三段,其中核三段又分出8個砂組。成巖作用上,由于油層埋藏淺,壓實及膠結成巖作用差,因此,儲層巖性疏松,顯示出高孔低滲的物性條件。

1 井樓油田套損基本特征[1]

1.1 井樓油田套損形態特征

井樓油田套損井集中發育在井樓一區,即井樓背斜東南部構造高點部位,井樓背斜構造走向受斷層控制呈NWW向,東北翼構造先平緩、規則,而在靠近西南部的斷層附近地層較陡,構造線密集。

井樓一區共有套損井27口,占總井數的11%,套損的主要類型有錯斷、斷脫、剪切變形等類型,其中錯斷井19口,斷脫井5口,變形井2口,套管破裂井1口。

1.2 套損井的分布規律

(1)套損點在深度上分布規律。套損井的套損點在深度上多分布在100～140m之間,在27口套損井中有19口井分布在這一深度范圍,占總套損井數的70%。如果再進一步劃分,在19口套損井中有13口井的套損點分布在100～125m,套損點在140m以上的井僅占30%。有些井如L1722(套損167.16m)、L1623(179.32m)套損部位雖然相對較深,但基本上因受斷層的影響,而處在斷層的下降盤。

(2)套損井在地層層位上的分布規律。套損點在層位上的分布規律反映出地質因素對套損的影響作用,套損點在深度上雖有較大的差異,但在層位上卻屬于同一層位或同一層面。把井樓一區套損井的套損點一一投到測井橫向圖上發現,81%以上分布在油層段之上的上寺組底部,油層生產段多種因素如固井質量、射孔、油水界面等等不是影響套損的直接原因。

2 影響套損因素分析

2.1 地質因素分析

2.1.1 構造對套損的控制影響

由核三段III8小層構造圖上可以看出[2],背斜構造內分布了一定數量的受主干斷裂控制的次生斷層,這些次生斷層對套損井的分布有著一定的控制影響。如在斷層附近的L1624井分布在100m等高線附近,其生產層位是169.2～202.4m,套損點在143m處,處于油層之上;L1422井分布在70m等高線附近,其生產層位是218.6～222.2m,套損點在137.5m處,這些井雖然套損點低(＞125m)但仍處于油層之上,其套損明顯受斷層影響所致,如L1422井受南部大斷裂控制,斷點217m。

2.1.2 風化殼對套損的控制與影響[3]

(1)井樓油田風化殼的地質特征。通過測井、巖心等資料分析,認為井樓地區的風化殼不是一個簡單的“面”,而是一個“帶”,深度大致在 100～140m之間。風化殼由于長期受到風化以及大氣淡水的淋濾作用,使得儲層的孔隙度、滲透率以及儲層裂縫都比較發育。風化殼內的巖性主要為淺灰色、灰白色礫巖或含礫砂巖與深灰色、灰色泥巖不等厚互層。成分成熟度與結構成熟度比較低,膠結類型多為孔隙式膠結,膠結物一般為泥質,比較疏松,泥巖性軟。砂巖單層厚度最大可達6m以上,砂巖中多含油。儲層孔隙度最大可達39%,平均在27%～32%之間,滲透率最大為5.8μm2,平均為1.5μm2左右,原始含油飽和度為65%～75%。

(2)井樓油田風化殼的測井曲線特征。風化殼所特有的地質巖性及結構反映在測井曲線上也是具有較明顯特征的,尤其是聲波時差曲線表現最為明顯,時差幅度較大,此外風化殼的中粗碎屑組分的自然電位一般表現為明顯的負異常,自然伽馬曲線表現為鋸齒狀起伏,一般為50～100API;泥巖的自然電位曲線一般比較平直,接近于基值;自然伽馬值最高可達到1000API。

(3)風化殼對套損的控制作用。不同構造部位,風化殼的頂面深度及厚度范圍是不一致的,在構造頂部,風化殼頂界面深度一般在埋深100～125m,在構造兩翼風化殼頂界面在125～140m不等。經過對每一口套損井的套損點分析,絕大多數套損點分布在風化殼內。當風化殼隨構造等高線變化或受斷層作用變得較深時,套損點的深度也從100～150 m變化到130～160m不等。

套損點之所以集中在風化殼層內,必然與風化殼的地質結構有聯系。從整個風化殼層在剖面上的巖或電特征分析表明,弱膠結的砂泥巖極其發育,這種特有的高孔低滲的巖性不僅本身就是一個構造薄弱面,也為風化殼進水和進汽(蒸汽)提供了條件,是進一步形成“汽冒”的薄弱環節。

2.1.3 沉積與巖性對套損的控制作用

套損雖然是多種因素綜合作用的結果,但一定存在某個或某幾個主控因素的作用。通過套損發生的位置、時間、套損的類型及力學作用方式分析,認識到套損除了受到熱吞吐作用和風化殼條件控制外,還要受到沉積與巖性的控制。

通過套損井套損點的測井特征分析,結合巖心觀察發現,套損點一般發生在砂泥界面,即厚層砂巖與厚層泥巖的界面上,在沉積相上表現為河流砂壩與河道間或洪泛泥之間界面。油層段的沉積相一般為扇三角洲砂體,在三角洲推進的間歇過程中常常發育湖進的薄層泥巖夾片,是套損的易發層位。在油層段內出現的幾口套損井多屬于這類成因。

從成巖的角度看,風化殼附近的成巖作用較弱,加之受各種風化作用的影響,風化殼是一個連通性好層面或層帶,一旦進水或進汽很容易擴散連通,進而構成較大的區域薄弱面,在地應力的作用下很容易發生成片套損。

2.2 開發因素分析

(1)套損隨開發時間的演化特點。自從1996年2月出現了第一口錯斷井(L127井)之后,緊接著于4月份圍繞L127井附近發生了4口套損,錯斷井便迅速發展開來,而且有集中成片的趨勢。

(2)注蒸汽對套管的損壞。熱采井注蒸汽的平均溫度在300℃左右,熱采吞吐周期對套損有著重要的作用,每一輪的吞吐冷熱變化必將使得套管疲勞。研究發現,N80套管因高溫屈服強度降低約18%,彈性模量降低約38%,抗拉強度降低7%,在持續高溫和軸向拉應力作用下,套管產生疲勞裂紋和壓縮變形,特別是在較為薄弱的接箍處疲勞損壞更為明顯,在壓力差的作用下,在薄弱的地質條件內和薄弱的套管部位首先發生,套損吞吐周期越長,注汽時間越長及注汽量越多套管疲勞越嚴重。

2.3 井樓油田臨界注汽壓力的計算

應用套損剪切力學模型具體分析了井樓油田地層失穩的條件,即失穩臨界條件下的注汽壓力。井樓油田內聚力和臨界注汽壓力為線性關系,內聚力增大臨界注汽壓力增大,同理內聚力下降臨界注汽壓力下降,此特性反映出地層巖性不同,臨界注汽壓力隨之不同,對于砂巖地層,一般內聚力大于5 MPa。對井樓油田來說,砂巖地層注汽壓力較高時地層也能夠保持穩定;對于風化殼而言,一般內聚力小于2MPa。井樓油田地層臨界注汽壓力為3.1 MPa,相比北高點和斜坡部位,南高點更容易滑動。因此一旦蒸汽進入風化殼,超過臨界壓力后地層就會滑動從而剪切套管(見表1)。

表1 井樓油田臨界注汽壓力計算結果

3 套損井預防措施

3.1 加強風化殼內的預防

(1)當表層套管沒有下至風化殼時,在風化殼內增加套管鋼級與壁厚。由于套損主要是由于在風化殼范圍內受到剪切應力所導致的,如果增加風化殼范圍內套管的鋼級和壁厚,就可以增加套管的抗剪切強度,延長套管使用壽命。

(2)當表層套管下至風化殼以下時,在套管和表層套管之間預留空間:①將表層套管穿過風化殼,這樣表層套管在一定程度上可以保持風化殼地層的井壁穩定。②在風化殼底部,生產套管和表層套管之間下入封隔器,以便在固井時水泥不返到風化殼底部以上,即在風化殼底部以上的生產套管和表層套管之間留下地層滑動的空間,即使表層套管損壞,生產套管也可以有緩沖的余地。

3.2 在風化殼和油層段之間加強固井

在風化殼和油層段之間,往往還有幾十米的地層厚度,要加強這段地層的固井質量,嚴防水蒸汽通過這段地層由油層上竄到風化殼,導致風化殼壓力增高,產生嚴重后果。

3.3 防止水蒸汽進入風化殼

控制注汽過程,嚴防水蒸汽進入風化殼。稠油油藏采用蒸汽吞吐方式進行開采,一旦蒸汽通過套管斷脫處(或其它渠道)進入風化殼,會帶來嚴重后果,因此應及時監視風化殼處套管是否斷脫或漏失,一旦發現,應立即關井進行套管修復。

3.4 對套損報廢井的風化殼處進行補孔卸壓

高壓汽冒的存在是導致套管剪切破壞的根本原因,因此破壞高壓汽冒的形成是預防套損的關鍵。雖然可以采取切斷進汽通道的方法,但是進汽通道(如斷脫)很難及時發現。因此可以采用在構造高點風化殼地層補孔泄壓的方法來破壞高壓汽冒的形成,從而達到預防套損的目的

3.5 控制注汽壓力

井樓一區油藏的臨界注汽壓力為5.1MPa,隔層的臨界注汽壓力為6.8MPa,注汽壓力對于風化殼來說注汽壓力過高,應將注汽壓力保持在3.1 MPa(井口)較為合適,此壓力可以保證風化殼穩定,但會影響產量。考慮如果固井質量合格的話,可以將注汽壓力小于5.1MPa,使油層和隔層保持穩定,注汽不能通過隔層進入風化殼,既滿足了油層和風化殼的穩定,也保證地質開發需求。

[1] 孔令軍.河南油田稠油井套管損壞原因分析與措施研究[J].河南石油,2004,17(6):64-66.

[2] 崔孝秉.注蒸汽熱采井套管損壞機理研究[J].石油大學學報,1997,21(3):52-54.

[3] 李德文.風化殼研究的現狀與展望[J].地球學報,2002,23(3):283-288.

編輯:李金華

TE834

A

2010-04-10

陳義發,高級工程師,1974年生,1998年畢業于西南石油學院化學系,長江大學在讀碩士研究生,主要從事井下作業技術及管理工作。

1673-8217(2011)01-0128-03