孤岛油田套损检测与修复技术配套应用

李桂婷

【摘 要】根据对孤岛油田套损井损坏现状的调查，通过建立套损井数据库、完善套损检测技术应用，弄清了套管损坏特点和套损原因；开展套损井修复技术攻关应用，探索出一整套适合输松砂岩油田高含水开发后期套损井治理的配套技术，为科学合理地进行套损井综合治理提供了可靠依据。

【关键词】孤岛油田；套管损坏；原因分析；检测与治理

前言：

孤岛油田为大型披覆背斜构造正韵律沉积疏松砂岩油藏，主要发育河流相上第三系馆陶组油藏，油层埋藏浅（1100～1400m），成岩作用差，胶结疏松，非均质严重。孤岛油田自1968年投入开发以来，已发现套损井2241口；套损形式复杂多样，治理难度大、费用高，套管损坏问题已成为维持油田正常生产和提高经济效益的严重障碍。

一、套损特点及套损原因分析

（一）套损特点

孤岛油田自1975年发现第一口套损井以来，到2016年底，已发现套损井2241口，年均新增90口。对套损井的特点和发生规律进行统计分析得出：油井套损多，为1526口，占套损井的68.1%；套弯、套破是套损的主要类型， 二者合计为1140口，占套损井的50.9%，单井存在两类及以上或两处及以上套损井较多，为693口，占套损井的30.9%；套损位置集中在射孔油层及其上10m内，为1585口，占套损井的70.7%；套损井的平均寿命为14.8年。

（二）套损原因分析

1.地层出砂是疏松砂岩油藏套损的主要原因

由于孤岛油田是典型疏松高渗河流相沉积油藏，油层出砂严重。油层大量出砂后，岩石骨架逐渐被破坏，造成地层局部或大面积垮塌，油层中上部出现空洞，在上覆岩层的作用力下，油层中上部套管极易发生弯曲，进而产生套管破断。

2.射孔完井是造成套管损坏的重要外在因素

孤岛油水井主要采用套管射孔完井。射孔对套管和水泥环产生极大冲击破坏作用，射孔降低套管强度，形成微裂纹易发生应力腐蚀开裂、疲劳裂纹扩展，造成套管破断。

3.注水（聚）开发直接诱发了套管损坏

孤岛油田水敏矿物（蒙脱石、高岭石）含量较高，在10%以上，套损伴随着注水开发而开始。随着注入时间的延长和注采强度的增大，储层物性急剧变化，地层和管外窜流严重，固井水泥环被破坏，井壁应力集中而挤毁套管。

4.高温高压注汽加速了套管损坏

孤岛油田共有热采井1089口，占总井数的37.0%，热采开井918口，占开井数的36.9%。注汽过程中，套管在高温高压下承受交变热应力，接触比压、密封和抗挤抗弯能力降低，易发生弯曲破断；同时，热采区域无能量补充，地层压降大，上覆岩石重力对套管的挤压力大，套管易损坏。随着注汽量和注汽轮次的增加，热采井套损速度加快，孤岛油田自1993年发现第一口热采套变井以来，已发现热采套损井303口，套损率27.8%。

二、套损检测技术配套应用

套管检测是了解井身质量和井筒状况的重要手段，也是制定修井工艺的主要依据。目前，孤岛油田套管检测手段已由传统的通井、打印、薄壁管验套、封隔器找漏向40臂井径成像、超声波成像、电磁探伤等工程测井技术发展，形成了套管壁、管外水泥胶结、套管窜漏、井身轨迹等四大工程测井技术，实现了井下状况从内到外的立体监测。

三、套损修复技术配套应用

孤岛油田通过开发引进，修套技术快速发展，形成了换套、整形、补贴、下小套、堵漏五大系列修套技术，探索出了“上部换套、中部封堵、下部下小套，轻微套变液压整形，光管井补贴”一整套适合输松砂岩油田开发后期套损井综合治理配套技术。

（一）打通道下小套管固井技术

对油层部位及其附近套管損坏井，利用打通道下小套管固井技术重建完好井眼。打通道下小套是利用铣锥等磨铣工具将损坏套管的凸起铣去，使其基本恢复原通径，再在修套部位下入小套管，循环水泥浆固井形成完好通道。优点是新套管强度高；缺点是修井液对油层有一定污染，双层套管射孔穿透力弱，影响供液能力。

（二）取套换套技术

取换套是通过倒扣或切割，把损坏套管取出来，下入新套管与留井套管对接或焊接，并根据需要采取固井或不固井方式完井。取换套是修复套损最彻底的手段，具有其它修套技术无可比拟的优点，可以完全恢复原井的一切技术指标和功能。

（三）注浆堵漏技术

水泥堵漏是传统的漏点封堵工艺，是将带有对应添加剂的水泥浆浆挤入漏点外，靠灰浆固结体实现漏点的封堵。优点是施工简单，对设备要求低，小修可实施且实施后井眼通径一致，不妨碍后续施工；缺点是受管外亏空大、水体或管外地层疏松裂隙发育，堵浆窜失、稀释严重，在近井处难驻留，封堵成功率低、效果差。

（四）套管整形技术

套管整形是采用机械或化学方法对套管变形部位进行冲击、碾压挤胀或高能气体扩张复位，使其基本恢复原通径。对套管毛刺、轻微变形，采用胀管器整形或铣锥磨铣进行修复；爆炸整形受老套管井下状况等影响，药量难控制，存在炸裂、炸断套管风险，很少单独使用，目前主要作为下小套前的预处理工艺，以简化施工，缩短工期。液压整形技术是近几年发展起来的快速低成本修套技术，主要组件为水力锚、井下液压增力器和液压滚珠整形器，工作原理是：地面打液压，水力锚将整形管柱锚定后，增力器将地面水泥车的液压转换为作用在整形器内胀头上的向下推力，使整形器上的数百个钢球变径后以一定的规律排列并顺势向下滚动，将变形套管滚压为圆形状态并恢复原有通径，解决了机械胀管成功率低和爆炸整形装药量难控制的问题。

（五）套管补贴技术

补贴是利用膨胀锥以液力、机械力挤胀实体膨胀管，使其发生塑性变形后紧贴在套管内壁上，并依靠补贴管两端的特氟隆橡胶实现漏点的封闭。优点是施工简单，小修可实施且补贴长度不受限制、封闭可靠（抗内压≥30MPa、抗外压≥50MPa、悬挂力≥60吨）。缺点一是补贴后套管内径局部缩小（7"套管通径133mm、5-1/2"套管通径102mm），影响后期施工和注采工艺实施；二是以橡胶筒作端部密封件，耐温低（≤120°），不能在热采井、深井上使用。现场应用7口，成功率100%。

（六）套损修复技术应用情况

“十二五”以来，共治理套损井326口，年均54口，成功率91.4%。修复后投产155口，有效148口，有效率95.5%，平均单井日产油4.0t/d，当年累计产油6.0万吨；投注114口，有效率100%，平均单井日注水161m3/d，当年累计注水230.3万方，增加分注井81口、注水层200个。 四、结论与建议

（1）孤岛油田套管损坏原因较为复杂，多为出砂、强化注采所致，目前已形成套管柱和钻完井优化设计、油层保护和防砂优化等配套预防措施。

（2）孤岛油田套损类型、位置复杂多样。套损类型主要为弯曲、破裂，套损位置集中在油层及其上部，目前已形成比较完善的井径成像、超声波成像、电磁探伤等井筒检测以及换套、整形、补贴、下小套、注浆堵漏等套管修复配套技术。

（3）套损防治是老油田挖潜增效的重要途径，要加大技术攻关力度，积极引进新技术，尤其要把大通径套管补贴、深部取换套、低成本堵漏和换井底技术作为套损井治理的主攻方向，进行重点攻关，为套损井深度治理提供技术支撑。

【参考文献】

[1] 邹振巍. 套损检测技术在油田的应用[J]. 化工设计通讯， 2017， 43（12）：37-37.

[2] 崔俊伟， 岳中霞. 套管检测技术在油田开发中的应用与研究[J]. 科学与财富， 2016， 8（1）.