《套管损坏特点及防控对策》由会员分享，可在线阅读，更多相关《套管损坏特点及防控对策（4页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、套管损坏特点及防控对策摘 要：分析了套管损坏特点，并提出了防控风险及对策。即风险区域平衡 区域压力，保持注采平衡；风险井排查注水异常，优化注入强度；风险层强化地 质分析，及时动态调整。提高固井质量，防止注入水上窜标准层。既能保护套管 不受损坏，又能保证原油产量不受损失，并且大大减少套损修复投入资金费用。关键词:套管损坏特点，预防措施一、套损特点(1) 从区域分布上看：标准层主要集中在北一区断东，SO至S2_4油层部位 套损主要集中在东区及南一区东部。北一区断东：标准层老套损区，封堵、补孔 工作量大，发现套损井数增多。东区：注三元压力上升后，采油井泄压不及时， 萨II1-4憋压套损。南一区东块：
2、注采速度高、变化幅度大导致油层部位套损井 数增多。(2) 从套损程度上看：主要套损层位为萨 O-II4 及标准层，标准层相对稳 定，萨 O-II4 比例逐年下降; 主要套损类型为变形及错断，错断比例明显降低。二、主要做法(1) 查隐患、防憋压，平衡压力系统。东区二类为控制油层部位套损，萨I4 以上停控 119 口井，占开井数的 58.6%，油井压裂泄压 67 井次。水驱治理SII4 及以上套损，单层停、控 51 口。水驱治理油层部位套损，单层停、控 58口建立异常注水井强化执行四级报警制度。治理标准层套损井，“关控查”169 口。(2) 积极治理套损井，完善注采关系。2016-2018年共修复
3、水井274 口，累计恢复注水量284*104m3；修复油井192 口，恢复产油7.8*1041,注水井大修后，多向连通比例提高 25.8 个百分点。通过套损综合防治，年套损率和作业套损率 均呈下降趋势。三、防控风险及对策（1）因素一：连续五年新井投产，连续三采投注，增加了新井1460口，新 投注三采区块4个，水驱萨葡配合封堵，生产规模、工作量逐年加大。（2）因素二：产量压力大，连年上产注采速度高；且水驱注采比、地层压 力、沉没度较低，套损防控难度大。（3）因素三：长期关控井多，注采关系失衡，主要受套损和高含水影响， 多向连通比例较低，其中采出井长关井占比15.8%，注入井占比14.2%。（4）
4、因素四：配合二类油层封堵，水驱可调厚度减少35%，造成剩余开采层 段注采强度高，负荷大。四、总体思路坚守“防治并重”的原则，从区域、井、层找准风险因素，严格防控，加强 动态分析，改善地下开发形势。（1）风险区域东区。受集中套损影响，地层压力下降幅度较大，目前沉 没度285m，地层压力9.48Mpa,总压差-1.15 Mpa,高低压分布不均衡。油水井 保压工作两年累计545井次，低压开采状况依然未得到缓解。高低压过渡区域出 现标准层套损井。今年在高低压过渡区域出现标准层套损井，对周围 300m 注水 井及时关控，目前已查套103口，套损发现率31.1%，查套区修复开井后，标准 层套损井按嫩二底重
5、新计算上覆岩压，其它井严格按照上覆岩压以下 0.5MPa 注 水。对策：平衡区域间压力：地层压力稳步提升的同时，各区域内压力均衡分布（2）治理原则。低压区油井控制采出与水井大修恢复注水相结合，保持 地层能量。高压区油井压裂、长关井开井泄压，平衡区域间压力差异。全面治 理套损井：以东区为治理重点，先零散区后中心区，以注水井为治理中心，优化 大修作业运行。积极开展更新治理，待更新井 55 口，主要集中在套损集中区， 通过大修及更新，力争 2019 年东区井网完善程度全面提高，水驱提高 11.2 个百 分点，东区二类提高 9.2 个百分点，恢复注采平衡。优化更新运行：延用钻降跟 踪软件（见钻降跟踪系
6、统图），制定油水井开关技术界限，特别是投产过程中， 在钻关、钻开等关键环节，依据保压原则，油井根据沉没度和泵效，对抽电螺进 行关井，间抽，下调参。水井分阶段恢复注水，分阶段打开低中高渗透层，重点 做好压力系统调控工作，确保压力系统稳定。（2）风险区域一北一区断东东SII1-9、南一区东西块SII1-9，北一区断东 东SII1-9,南一区东西块SII1-9。开采萨II1-4套损敏感层，注入压力上升快, 高峰期注采两端动管柱工作量大。对策：一是优化注入强度、控制注入速度，对 于偏一注入强度大于6的井及时分析，根据SII1-4注入强度调整原则，对注入 井强度适时调整，缩小偏一和偏 2 注入强度差异：
7、二是调整平面压力，及时措施 泄压。（3）调整平面压力，调整平面压力及时措施泄压，断东东萨111-9对发育 较差的区域，2018年压裂39口，预计2019年见效高峰期压裂30口；南一区东 块二类压裂引效 10口，防止憋压套损。（4）风险井。一是顶压井：保持合理注水压力界限，优先治理顶压时间长、 投产时间长、区域集中井，预计2019年顶压井治理84口，比例数降低至15%。 二是注水异常井：强化异常井处理、上报、查套工作流程注水压力不变、注水量 增加30%以上。注水量不变、油压下降1MPa以上或套压下降2MPa以上。三采区 块在注入压力上升阶段，相邻井组注入压力上升，而该井注入压力不升。2018 年
8、 共上报异常井 22 口，证实套损问题井 8 口。建立油水异常井的预警处理制度（异常井见预警处理流程图），由工艺队套损综合岗对异常井进行月度预警，及 时与小队及区块管理人员联系，查找原因，核实上报。采出异常井：采出井含水 突升 5.0%以上，产液量突增 30%以上，三采井采出化学剂浓度与注入井浓度相当 的。（5）关控区域井。高关井、限液井动态关控过程中及时跟踪、调整，平衡 注采关系。风险层：一是强化同位素吸水剖面及固井曲线资对固井质量差 Z272- E050偏I组卡死停注，避免套损蔓延。对异常吸水层、固井质量较差、存在上窜 风险的井层及时停控。二是强化单砂体注采关系分析，单层相对吸水量大于 3
9、0% 的井，及时停控厚注薄采层段，控制注水；有注无采、注大于采井组，动态调整五、结论及认识通过几年的套损治理，套损防控工作初见成效，深入分析套损形势，抓住风 险因素，从区域到井、层严格控制，全力以赴地做好“防控治”的每一个环节， 改善注采及压力平衡状况，缩小差异，深挖潜力，实现套损形势的全面好转，逐 步摆脱套损对产量稳产的长期不利影响。注采关系更加完善，注采系统更加合理 地层压力稳步提升，不同区域有效挖潜。年套损率 2.7%；标准层井区注水井关、 控、查执行率 100%；油层部位套损点停、控措施到位率 100%；不出现新的标准 层套损集中区。参考文献:1袁庆峰.油藏工程方法研究M.北京：石油工业出版社，1990.
