X井区固井质量差井套损防治方法

张 衡 王冬艳 李 强

摘要:分析影响固井质量变差及导致套管变形的各种因素,提出了开展顶部固井质量调查,完善顶部油层注采关系,避免顶部固井质量差井段增注措施,合理控制注水压力等措施,对控制固井质量差井套管损坏起到一定的积极作用。

关键词:固井质量套管方法研究

固井质量差是导致X井区套管损坏的重要原因之一[1]。从影响固井质量变差以及导致套管变形的各种因素,探索固井质量差井套损预防有效方法,达到有效降低固井质量差井套损率的目的。

一、导致固井质量差井形成套变原因

(1)不了解固井质量真实情况。以往采用声幅检测固井质量,反映不出水泥胶结的真实情况;复测声变资料反映部分井段水泥胶结指数随着时间的延长而下降,这使预防非油层部位套损难度加大。由于不清楚固井质量的真实情况,未能及时采取有效预防措施,导致数10口井在非油层部位发生套变。如A井声幅资料显示全井固井质量良好,由二次声变测试曲线可知,部分井段胶结变差,统计全井共24个小层,64.8m厚度胶结变差,目前已对该层段实施控注,避免形成套损。

(2)超压注水是导致固井质量差井形成套变的关键。在注水井超压注水的情况下,注入水沿固井质量差的井段窜入非油层部位诱发套损;外扩注水井吸水能力较低,多数注水井顶压注水,在泵压波动时,容易超过破裂压力导致射孔顶部油层套损。

(3)注采关系失衡形成异常高压是导致新井固井质量变差原因。从高压普查结果来看,2002年异常高压普查证实X井区共有42口井、82个层存在异常高压。从高压区在油层组的分布看,高压区主要集中在a组,占全区的72.0%。研究表明,部分固井质量差井由于注采关系不协调导致萨II组发生套变。

(4)固井质量差井上增注措施易导致套变。固井质量差井胶结不好的部分很容易出现套管弯曲,如果对该井段实施压裂、强排酸等增注措施,在强压状态下极易窜槽而最终形成套变。非油层部位套损集中井区主要是由于固井质量差井频繁作业导致套变。

二、防套方法

(1)严格钻关管理,提高新井固井质量。钻井施工过程中为降低地层压力改由放溢调整为控注调整,以注水井各个小层系压力为依据,对高压层停注,对低压层根据压力状况适当控注。调控地层压力剖面,改善地下环境,是提高固井质量的关键因素。由于西部过渡带新钻二次加密调整井区成一窄条状分布,并且由10条大小断层分割成10块,钻关分布范围较大。根据该区的地质条件等因素制定新的钻关方案。一是采取特殊压力异常井特殊对待,提前高压层停注,投死咀子等方法执行钻关。二是制定执行新的钻开井恢复注水方法。钻开井如果立即上限注水快速恢复地层压力,必然会使注水井压力猛升,造成油水之间油层岩石骨架短时间内不均匀胀缩,增加套损的危险性。在钻开恢复上根据该区块特点采取了新的钻开恢复注水方式,将配注分5个级别,按配注的不同比例分4个阶段逐步提水,防止出现注入压力波动大发生套损。

(2)为了了解该区固井质量的真实情况,开展油层顶部固井质量调查。重点进行了二次声变测试,2003年出测二次声变方案32口,已测回的8口井二次声变资料显示固井质量变差,对比前后声变结果胶结中等和胶结不好的厚度比例由5.5%上升到37.9%。据此实施了5口顶部油层停注方案,消除了套损隐患。

(3)开展顶部油层(萨II1-4油层组)注采状况调查。统计调查了全区379口油水井a层的射孔数据,套变数据,监测资料,结合历年注水状况及套损变化特点,从导致该区非油层部位形成的各种因素入手,逐一查找套损隐患,普查结果表明,目前该区注水井118口中有43口井a层未射孔,射孔水井a油层段占该区油层发育厚度的15.3%,是X井区的主要调整对象。A井于2003年5月投注,该井n层射孔,且发育为水下分流河道砂,同位素资料显示该层吸23 m3,占全井水量的49%,吸水量较多,目前该层仍加强注水,是形成高压层的诱因,目前已对该井n层实施停注,防止高压层的形成。

(4)避免顶部固井质量差井段增注改造措施。目前对因异常高压而导致不吸水的13个层停止采取增注措施,并对窜槽井果断采取治理措施,避免形成套变。发现异常井后,工艺队与采油队技术员积极组织落实并组织测试,B井测试表明,流量计测压力6.4MPa,全井水量256m3,主要集中在偏III,水量达243m3,目前已对偏III网孔改为水咀1.4mm,实注压力11.6MPa,水量40 m3。发现异常后及时采取了封窜措施,目前该井已恢复正常注水。

(5)合理固井质量差井区注水压力。当井口注入压力为10MPa时,地层位移性载荷很小,不足引起套损;当井口注入压力为12时,在构造轴部足以引起套变;当注入压力升至14.0MPa时,拉伸位移达5.7-9.6cm,横向错切位移1.5—6.4cm,导致套损是必然的。注水压力应低于地层破裂压力,尤其在地层倾角大、断层区、泥岩进水等特殊条件下允许注水压力应小于正常注水压力。在注水压力较高情况下注水,容易导致注入水上窜到油层上部的泥岩中引起套损,还会形成异常高压层。当联合站泵压上升时,注水井排管压也随之上升,也可能使注入压力超过其的破裂压力。根据区块间压差及不同地层倾角确定不同区块的注水压力:西过及靠近西过的纯油区由于地层倾角较大,注水压力应控制在上覆岩压以下0.8MPa以内;X井区地层倾角较大,平均破裂压力均在13MPa以上,且顶压注水井及断层分布较多,尤其是固井质量差井采取降压注水。

三、结束语

根据地域不同特点采取不同钻关方案,钻关后严格执行逐步恢复注水方法,保证新井的固井质量。必须了解套管固井质量的真实情况,必须加大二次声变测试力度,便于及时采取相应的防套措施。严格控制注水,尤其是射孔顶界必须实施停注。在注水压力调整上必须考虑各种影响因素,根据各地区的地质因素以及其它存在因素而定,在地层倾角大井区,尤其是对固井质量差井采取限制注水,适当下调注水压力,防止因压力波动而形成套损。◆

参考文献:

[1] 刘继生.大庆油田开发论文集[M].石油工业出版社,2000.