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1、,水驱油藏套损井综合 治理配套技术,2012 年8月,胜利油田经过近50年的开发，套损井数量呈逐年递增趋势。截止到2010年上半年，在册套损井共有5287口，其中水驱油藏套损井4777口(占90.3%)，失控地质储量2.13亿吨（占7.5%）。破坏了井网完善程度，影响了水驱油田开发效果。为此，胜利油田结合近几年套损井治理技术及工作进展，提出了下步工作打算及建议，为挖掘水驱油田开发潜力、提高储量动用率和油田采收率提供支撑。,前 言,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,一,二,胜利油田套损井治理技术进展,三,面临的问题及下步打算,四,两点认识,胜利油区水驱油藏分布于胜坨、孤东等油田、861个
2、开发单元，至2009年底动用储量28.4亿吨（占68.2%），年产油1578万吨。近年来，随套损井数量的增加，井下技术状况不断恶化,失控储量增大，严重影响了老油田稳产基础。,一、水驱油藏套损井现状及分析,（一）水驱油藏套损井现状,东辛油田,桩西油田,临盘油田,王家岗油田,垦西油田,老河口油田,英雄滩油田,大王北油田,大王庄油田,尚店油田,东风港油田,滨南油田,邵家油田,永安油田,红柳油田,新立村油田,曲堤油田,商河油田,临南油田,广利油田,胜利油区 水驱油藏,胜坨油田,孤岛油田,现河庄油田,孤东油田,水驱油藏区域分布状况,水驱油藏油水井总井数27260口，开井21988口。其中套损井4777口
3、（油井2798口、水井1979口），占总井数的17.5%。 带病生产的2873口，占套损井的60.2%，占开井数的13.1%； 套损停产的1904口，占套损井的39.8%，占停产井数的36.1%。,（一）水驱油藏套损井现状,1、套损现状,套损造成的影响,水驱总储量28.4亿吨,失控动用储量2.13亿吨，占7.5%,水驱可采储量8.7亿吨,失控可采储量6322万吨，占7.3%,减少了开井数，影响了水驱生产状况； 破坏了井网完善程度，造成失控储量增多，影响了水驱开发效果。,（一）水驱油藏套损井现状,胜坨油田水驱油藏目前共有套损井1141口，占全厂总井数的33%。其中胜二区有套损井542口，占比45
4、.4%，共影响日产量201吨、日注水量1万方，损失地质储量3589万吨。套损造成合层笼统注水井83口，分层注水层段数由331个降低到171个，动态注采对应率由63.2%下降到45.1%。,套损典型区块,（一）水驱油藏套损井现状,胜二区74-81单元共有带病注水井11口，套坏停注水井16口。受套坏水井的影响，单元水驱控制程度由90.8%下降至87.6%，注采对应率由87.3%下降至81.8%，井网控制程度明显变差。,胜二区74-81单元套损井网分布图,套损典型单元,（一）水驱油藏套损井现状,随着油田开发时间的延长，套损问题日趋严重。近年来，由于更新井和套损治理步伐较慢，水驱油藏套损井数量不断增加
5、。特别是2000年实施水井换管，2005-2007年实施长停井治理过程中发现一大批长期未作业的井出现套损。,历年来发现水驱油藏套损井数量,2、套损规律分析,规律一：套损井呈逐年递增趋势,近10年来，年均新发现500口,（一）水驱油藏套损井现状,90%,规律二：套损油藏类型以整装、断块为主,（52.7%）,（37.3%）,（一）水驱油藏套损井现状,规律三：套损类型以变形、破漏为主,（55.2%）,（28.9%）,（一）水驱油藏套损井现状,GD-21-735井套管弯曲,ST2-0-82套管缩径,DXX109-4井套管漏失,B21-6-10井套管弯曲,套损部位主要集中在射孔井段附近，位于油层上下界之
6、间的套损井占55%。,规律四：套损位置主要集中在油层部位,孤岛油田套管损坏位置位于射孔井段的占90%,油层上下界之间,（一）水驱油藏套损井现状,一、水驱油藏套损井现状及分析,1、不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样,（二）水驱油藏套损井原因分析,水驱油藏套管损坏是由地质、工程等多种因素共同作用的结果，具体表现在如下四个方面。,2、套管服役年限长，套损比例大,4、复杂结构井数量增多，井身结构多样化,3、作业次数累增，储层改造措施复杂,（二）水驱油藏套损井原因分析,胜利整装油田水驱油藏开发历程,整装油藏开发历程长，油层胶结疏松，含水高，套损主要是由地层出砂造成，套损类型以弯曲为主，主要集中在孤
7、岛、孤东、胜坨油田。,1、原因一：不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样,（二）水驱油藏套损井原因分析,断块油藏复杂结构井多，部分断块产出水及注入水矿化度高。套损主要是因腐蚀造成，套损类型以破漏为主，主要集中在东辛、临盘、现河油田。,（二）水驱油藏套损井原因分析,低渗透油藏开发历程相对较晚，复杂结构井多，多数储层需改造后生产。套损主要是因注水压力高，以及酸化、压裂等施工压力高造成，套损类型以破漏、缩径为主，主要集中在纯化、渤南、滨南油田。,（1）整装油藏套损原因分析：地层出砂是主因,地质条件,油田注水使砂岩油层的泥质胶结物水化膨胀，大量出砂形成空洞，导致上部盖层下塌。,注水开发,疏松砂岩储层
8、的地质条件较差，油层埋藏浅、泥质含量高、胶结疏松、成岩性差。,内因,外因,弯曲为主，占整装油藏的50%。,套 管 损 坏,（二）水驱油藏套损井原因分析,对孤岛油田10口油、水井三维力学模型采用有限差分软件FLAC进行模拟计算,研究不同地质条件下套管的受力变形。,计算模型三维网格简图,（二）水驱油藏套损井原因分析,整装油藏套损机理分析以孤岛油田为例,结论一：套管水平方向位移随油层厚度增加而增大，最大位移部位上移至上覆泥岩与砂岩界面交界处，与套损部位集中在油层中上部相符。,结论二： 套管中上部水平位移范围随水平应力场不均化程度增大而扩大，水平面内剪应力递增，变形范围扩大，套损加剧。,（二）水驱油藏
9、套损井原因分析,结论三：双侧掏空时空洞上下两侧出现较高剪应力集中，加剧了套管弯扭，破坏程度远大于单侧掏空。,孤岛油田97%套损井来自疏松砂岩油藏，共有594口。主要原因是馆陶组油层是典型的河流相沉积，油层胶结疏松。注水开发造成油井大量出砂，形成“空洞”，在上部地层压实作用力下失稳，导致套管发生弯曲变形。,上覆层出现坍塌变形压实,上覆层出现坍塌形成空洞,泥岩层吸水膨胀套管受力示意图,（二）水驱油藏套损井原因分析,孤岛中19-5 井套管弯曲变形,主要集中在东辛、临盘等油田，存在高矿化度水层，矿化度2.711104mg/L，并且注水井损坏的比例高。,（2）断块油藏套损原因分析：腐蚀是主因,破漏为主，
10、占断块油藏的40%。,（二）水驱油藏套损井原因分析,断块油藏腐蚀影响因素及机理以广利油田为例,CO2的影响,游离CO2溶解于水形成碳酸，由于有附加的碳酸以及碳酸氢根的还原，CO2的腐蚀速率成倍增加。,腐蚀的影响因素主要有游离CO2、矿化度、SRB菌的大量繁殖、溶解氧及垢下浓差电池腐蚀等。,（二）水驱油藏套损井原因分析,45000-50000mg/L左右，属于腐蚀严重区,峰值浓度 60000mg/L,矿化度影响,SRB影响,广利油田注水井环形空间的水介质中含有大量SRB。随着SRB含量的增加，体系的腐蚀电流密度成倍增加，腐蚀加剧。,（二）水驱油藏套损井原因分析,污垢影响,氧是一种去极化剂，能加速
11、金属的腐蚀过程，对于油田污水来讲，溶解氧是引起腐蚀的主要因素之一。,溶解氧影响,广利油田回注水沿程离子分析,广利油田注入水中悬浮物含量高，且注水系统腐蚀严重，在管壁上附着大量污垢，容易形成氧浓差电池，加快腐蚀。,（二）水驱油藏套损井原因分析,此段腐蚀主要为CO2腐蚀以及由此引起严重的结垢。,此段腐蚀介质为Cl-促进下的O2腐蚀以及CO2腐蚀。,通过对不同深度的有关外壁的腐蚀产物进行元素组成分析，得出结果与腐蚀因素和机理相吻合。,此段腐蚀类型是Cl-促进下的溶解氧的电化学腐蚀。,井深10米的腐蚀产物分析,10-100米的腐蚀产物分析,100-1000米的腐蚀产物分析,1000-2000米的腐蚀产
12、物分析,此段结垢比较严重，腐蚀以二氧化碳和SRB为主 。,（二）水驱油藏套损井原因分析,临盘油田共有套损井342口，其中断块油藏297口，套管破漏井198口，占断块油藏套损井总数的66.7%， 临95块平均矿化度56573 mg/L ，出现8口井12次套损。,临盘油田临95块各井平均矿化度曲线,临95-21套管,目前，东辛断块油藏共有套损井510口，其中套管破漏井287口，占56.3%。,（二）水驱油藏套损井原因分析,油井套管使用年限,水井套管使用年限,套管平均使用寿命12.1年,2、原因二：套管服役年限长，套损比例大,44%,胜利油田工程报废井套管使用寿命,（二）水驱油藏套损井原因分析,套损
13、井套管使用年限,胜坨油田套坏井比例与服役年限关系曲线,服役年限,套坏井数（口）,套坏比例（%）,井龄15-25年的井目前有1237口，其中套损井623口，套损比例50.36%，已进入套坏爆发期。,（二）水驱油藏套损井原因分析,3、原因三：作业次数累增，储层改造措施复杂,作业次数多，起下钻对套管的磨损； 打捞、套磨铣等工序对套管损伤较大；,ST2-0N133井作业施工累计次数,共作业21次，其中11次为措施作业,ST2-0N133,（二）水驱油藏套损井原因分析,磨铣段1813-1840,磨铣段1944-1958,补孔改层以及酸化、压裂等储层改造措施对套管损伤较大。年平均补孔改层2733井次，年压
14、裂酸化930井次； 分采分注井比重较高，机械式卡瓦牙对套管损伤大。胜利油田分注井2602口，分注率35%；胜坨油田63%的井实施分层开采。,2003-2009年补孔改层工作量,2003-2009年压裂酸化工作量,（二）水驱油藏套损井原因分析,投产复杂结构井（水平井和定向井）,4、原因四：复杂结构井数量增多，井身结构多样化,水平井应用规模不断扩大,（二）水驱油藏套损井原因分析,水泥环空270时套管应力分布,套管不居中，水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高，后期易产生套管损坏。,（1）固井质量差是造成复杂结构井发生套损的主要因素之一,（二）水驱油藏套损井原因分析,井斜段多次起下工具对套管内
15、壁易造成损伤。如ST3-8x289井每次作业需通过最大井斜段，2009年5月40臂测试，发现1615m-1877m套管内壁出现明显损伤。,ST3-8x289,（2）井身结构容易造成修井作业时套管的损伤,（二）水驱油藏套损井原因分析,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,胜利油田套损井治理技术进展,三,面临的问题及下步打算,四,两点认识,2003年以来，胜利油田分公司在积极开展套损机理研究的基础上，加大技术攻关和新工艺新技术的引进与推广力度，形成了 “防、测、修”套损井治理系列配套技术（共3大系列、10类、37种技术）。,二、胜利油田套损井治理技术进展,测:以“多臂井径、光纤井下电视”为主的
16、检测技术,防:从钻完井到开发生产全过程的预防保护技术,修:以“套管整形、补贴”为主的套损井修复技术,套损井治理三大技术系列,（一）套损井治理工艺技术,1、“防”技术系列：形成套损井预防技术3类17种,（一）套损井治理工艺技术,固井工艺,（一）套损井治理工艺技术,“防”典型技术一：低密度水泥浆体系固井保护套管技术,化学发气型； 导热率低（其导热率在0.25 0.7W/M） 适用井深在3000m以内 对敏感性粘土、页岩、岩盐层的危害较小 有效改善水泥石的胶结质量 具防油、气、水窜能力,泡沫水泥浆体系,水泥浆密度1.301.50g/cm3 95、48h抗压强度大于14MPa 适用井深可达4000m 水泥石具有一定的微膨胀性,漂珠水泥浆体系,技术原理,利用低密度水泥浆可以将水泥返高至井口而不致造成油层漏失及污染，从而有效保护套管，延长油水井使用寿命。,技术特点,推广应用651口井，在低密度保护段均未套损； 有效解决易漏地层固井问题：如孤东垦东区块； 有效解决新投
