锦25、607区块套损破坏机理与防护措施

田瑜

摘 要 据锦州采油厂2002年对1976口油井进行的调查统计，套管损坏井524口，占总井数的26.5%。近年投产的锦607区块套损尤其严重，许多生产井在注汽开采仅仅1年的时间就发生套损破坏，严重影响油气生产。因此，针对性的研究套管破坏机理并提出相应措施是迫切需要研究解决的重要问题。综合考虑这些因素对套管破坏的影响来分析套管破坏过程、研究套管破坏机理，进而提出相应生产保护措施与方案等是减少套管破坏损失与保障油气生产的关键。

关键词 套损 套管破坏机理 工程安全

中图分类号：TE38 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2020）03-0029-02

1 概述

套损不仅威胁工程安全，而且造成巨大的经济损失，其中石油天然气开采中的井下套管破坏损失尤为严重，套损已经成为油气生产的首要灾害。初步统计，我国目前有套管损坏井超过15000口，按每口井平均综合投资200万元计算，则套损井涉及资产高达300 亿元，按照35 %的井属于错断破坏，需要报废或不得不进行大修的井资产超过100亿元，这还不计油井大修停产、报废后导致的油气产量下降、影响增产措施实施以及油井污染所造成的经济损失。[1]锦州采油厂现有套管损坏井524口，占总井数的26.5%，仅在锦45区块就有278口井发生套管破坏，而且新投产的锦607区块套损严重，对生产构成很大威胁。因此，选取锦州采油厂相邻的锦25、锦607区块作为研究对象，从锦25区块的历史破坏中总结经验，深入研究，可以为急需的锦607区块提供方案，通过套管破裂机理分析，提出相应的防护措施。

2 主要研究内容

在统计的1468口稠油井中，套损井有453口，占统计井数的30.8%，远高于稀油井的比例，深井注蒸汽压力与温度较高是套损的主要原因。油井注蒸汽温度高达330～345℃。而N-80、7″套管受均匀载荷作用，在无预应力情况下，仅能承受250℃，即使拉预应力完井，也只能承受280℃-300℃。因此，温度过高导致套管超过安全极限而损坏是主要原因之一。在统计的453口稠油套坏井中，有289口发生在油层部位，占比例63.8%，其原因是油层至封隔器井段，套管直接裸露在高温蒸汽中，温度一般都在300℃左右，个别井甚至达到340℃，N-80套管处在屈服状态，封隔器以下井段为极危险区，套管更易损坏。

套管外水泥环的变质损坏可引起局部井段套管温度超过安全极限，也会损坏套管，固井质量是防止套损的基础。在统计的固井质量不合格的26口井中，尤其是在油层部位固井差的井，平均寿命只有3年，最短的仅仅生产5个月就发生了严重的套变，致使油井报废。应探讨使用预应力完井来提高油井套管的使用寿命，减少套管损坏的可能性。据不完全统计，采用预应力完井的油井套损比例要低许多。因此，工程质量主要是固井质量与固井技术的选择，是防止套损的重要工程保障。

油井出砂造成了水平负荷的不均匀，这种不均匀水平负荷是在岩层出砂、或是支撑套管的盖层坍塌而形成高轴向的压缩力而产生的，这种情况极易造成套变与错断，因此，地层出砂与地层蠕变是套损的最基本原因。另外，工作部位套管的射孔及地层出砂对炮眼附近套管的冲蚀作用，造成内应力集中，也加剧了地层因素的影响。[2]

综合考虑这些因素对套管破坏的影响来分析套管破坏过程，研究不同生产阶段主要影响因素，提出相应生产保护措施是减少破坏损失与保障油气生产的关键。若想实现对以上因素的综合考虑，借助大型工程软件通过有限元模型来模拟分析是现阶段唯一可行的研究方法，而进行有限元分析首先需要解决以下几个技术关键：

（1）有限元分析中，地层-水泥环-套管等有限元整体几何模型建模方法;（2）热采注汽产生的热场与地层应力场之间的热力耦合作用;（3）套管变形破坏与裂纹扩展过程的有限元破坏过程分析;（4）地层蠕变分析，针对地层因素造成破坏的保护措施;（5）考虑地层和水泥环影响的室内实体模拟典型试验设计;（6）针对热采注汽破坏与固井的保护措施的建议方案等。

第一阶段：2018年7月-2018年12月。井与区域资料统计分析，统计分析套损井注汽时间与周期、油层出砂、套损情况，确定有限元模型的参数选择;地层-水泥环-套管的整体三维有限元几何建模方法，模型参数选择与加载方式，进行模型试算。采用parasolid建模方式建立合适范围的地层体模型，应用布尔操作产生井筒位置，定义井筒套管pipe体和环状水泥固井体;使用ADINA的body切分方法，从地层体中生成实际的地层和断层模型，实现地层-水泥环-套管的整体三维有限元几何建模。

第二阶段：2019年1月-2019年6月。地层与套管相互作用的情况下的管道变形动力计算，套管变形特点分析，各种影响因素（地层、断层、外力、套管特性等各种参数）对套管变形的影响分析;多期热场计算和注汽速率及吞吐量参数，考虑热力耦合作用的套损井注汽热采有限元应力分布计算，注汽热采对套損影响以及防护措施建议等。

第三阶段：2019年7 月-2019年10月。地层作用下套管变形特点的破坏试验，对应有限元模型，建立地层-水泥环-管道试验模型，设计管道和土体的几何尺寸、容器、材料特性、动荷载加载方式、应变测量方法;在拟动力试验机上，通过箱体运动模拟地层错动，对比试验和数值计算结果。

3 主要治理措施

对于注水引起的套损，主要由于泥岩吸水膨胀引起，泥岩是一种沉积岩，富含粘土，因此当泥岩和水离子相接触时，易于发生水化、膨胀、收缩及强度下降等现象。大庆油田和吉林油田的套管损坏主要分布在泥岩层，在泥岩层岩套损比例约占70%，油层占30%左右。主要集中在嫩二段底部标准层，该层泥岩层理性强，容易浸水，并且浸水后强度大大降低。吉林油田泥岩段也是套管发生变形的主要区域。套管变形井段大多集中于泥岩段，该段是泥岩和砂岩的交界面，泥岩质较纯、性脆、易碎，泥质含量较高，胶结较疏松。套损的根本原因是高压注水压力和泥岩浸水，泥岩浸水导致岩石抗剪切强度和内摩擦系数大幅度降低，泥岩蠕变膨胀力挤压套管。泥质岩石的性质可由吸水而改变，据大庆油田的试验研究结论，在相对湿度小于50%时，随着湿度的增加，泥页岩中的含水量缓慢地增加;此后，泥岩中的含水量随着环境湿度的增加迅速的增加。泥页岩的含水量与岩样中的粘土矿物的含量有关，粘土含量越高泥页岩含水量越高。泥岩的吸水能力越强，泥岩膨胀越迅速。

套管损坏部位主要发生在油层及上界部位，稠油井中占损坏井数的79.1%，说明锦州采油厂的套管损坏主要与热采注蒸汽有关，即损坏部位主要位于热采封隔器附近。稠油井油层部位损坏井比例79.1%明显高于稀油井的63.3%，也验证说明了这一点，且套损速度有增加的趋势。套损区域间较大的地层压力差异是导致套损的主要原因之一。区域间压力分布不均衡，较大幅度的突升或突降容易引起区域性套管损坏。而区域间压力分布不均衡，则主要来源于构造运动及其产生的断层分布控制的流体活动，因此，构造与断层是影响套管损坏的基本因素。锦25和锦607区块套损的主要部位均位于油层。这与大庆油田和吉林油田的套损特点有所不同，其原因在于，大庆油田和吉林油田的套损由注水引起，而锦州采油厂的套损原因则以热采注蒸汽为主。也正因为如此，在大庆油田和吉林油田，套管损坏与注水量和注水压力有关，而锦州采油厂的套损却与累计采液量有关。

套管损坏与生产因素密不可分。注气次数与套损井分布有一定关联，但套损井的分布并不受注气次数控制，也就是说，套损更多受到采液量和注气量的影响，而非注气次数的影响。套损井的注气压力比较高，但并非平均注气压力高套管就破坏的更厉害。也就是说，注气温度会影响到套管损坏，但却不是与温度的绝对高低有关。注气平均压力具有同样的特点。因此，从此分析大致可以看出，注气温度和注气压力会影响到套管的损坏，但可能并没有我们想象的那么严重。在锦25区块，出砂井和套损井基本可以对应，而在锦607区块，出砂井的分布远多于套损井的分布。这可能与锦607区块开发比较晚有关，因此，锦607区块套损的前景不容乐观。套管外水泥环的变质损坏可引起局部井段套管温度超过安全极限，也会损坏套管，固井质量是防止套损的基础。在锦州采油厂2002年统计的固井质量不合格的26口井中，尤其在油层部位固井差的井，平均寿命只有3年，最短仅仅生产5个月就发生了严重的套变，致使油井报废。在存在外力荷载时，温度荷载对套管破坏的影响很大，套管破坏是外力荷载和温度荷载的综合效应造成的。针对锦25和锦607区块而言，外力荷载主要是地层出砂进而引发的地层蠕变荷载。但對于轴向应变而言，这种影响在一定时间内可以很小，也就是说，除了轴向应变外，在外荷载作用下，温度荷载对套管损坏的影响很大，其作用是不可忽视的。

参考文献：

[1] 凌建军，毕国强，俞江山等，吐哈油田套管损坏机理分析及套管保护技术[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，27 （05）： 666-669.

[2] 冯恩山，朱苏清，黄晓荣，岩石特性与套管损坏关系研究[J].钻采工艺，2005，28（03）：4-6.

中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦