提高套变井挖潜技术对策研究与应用

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1、提高套变井挖潜技术对策研究与应用摘要：本文从新木油田油水井井下技术现状入手，搜集统计了大量的地质资料，对套变因深入分析，通过研究分析，归纳出套变井形成原因,制定了适合新木油FT1特点的套变井挖潜措施，取得了一定的开发效果，对今后新木油出套变井的措施挖潜具有指导意义。关键词：套管变形腐蚀结垢大修技术压裂技术油水井井下故障的增加已经严重影响原油上产和措施挖潜，特别是注水井套变严重，造成无法实现分层注水，导致混注，使周围油井主力油层吸水变差，单层吸水增强形成大面积油井含水上升甚至水淹，严重影响新木油田的正常生产。一、新木油田油水井套变原因分析1•地层上覆泥岩水窜导

2、致新木油川套损套变主要是注水压力不断提高，目前我厂平均注入9.5MPa,超过此压力井数228口，由于注水井压力上升，必然要提高干线压力，使注水井压力分布不均，容易形成单层突进，导致水窜入上覆泥岩造成隔层泥岩吸水改变了泥岩的力学性质和应力状态，使泥岩蠕变、滑动,从而挤压或剪切套管使其变形，泥岩吸水量约占地层吸水量的10%左右。统计发现泥岩部位变点98处，占变点总数的37.7%o2•层间压差大，地应力分布不均匀新木油田在水驱油过程中，砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解，统计50口吸水剖面资料显示出有9口井油层纵向非均质性严重，从厚度分级上看,大于加油层占47.9%,

3、从渗透率分级上看，0.3mm2以上油层44.5%,各油层层间渗透率级差最大为49.0,最小为6.5,层间吸水量差异大，相对吸水量差值最大为56.3%,层间矛盾突出。在日前较高的采液强度下，山于部分区域注釆井网不完善，部分区域新钻油井导致一线注水井停注，使油藏压力分布不均衡，从而使岩石骨架结构破坏，造成井筒附近地带出砂、砂埋管柱及封隔器卡。3.腐蚀结垢导致油水井缩径注水水质严重制约整个注水系统的注水效果，注水水质不合格，将造成注水管网、注水井管柱结垢，注水井吸水指数下降。新木油田长期以来一直进行污水回注，污水的处理一直与该油出注水指标存在一定差距。由于注入水质

4、长期不达标，造成注水井管线结垢、堵塞、腐蚀穿孔等严重情况，因而小修作业时转大修几率高，但是常规注水井洗井无法彻底去除管畢的垢,使得水井结垢越来越厚,其至堵死汕管及汕套环形空间,在作业时造成油管卡或断。4.套管材质以及纲级不能满足地层需要J55、N80以及壁厚为7.72mm的P110承压能力已经不能满足生产的需要。二、提高套变井釆收率的挖潜技术及效果分析1.大修治套挖潜技术1.1大修取套直至变点，同时解决井内落物问题。1・2取套对接成功后，进行微井径测井和电磁测井。进一步检查下部套管的完好情况，并制定下一步对策。1・3如该井取套不成功，则根据井下技术状况，进行

5、化学或机械或水泥封井。目的：防止因套变导致相邻注水井层间矛盾以及层间突进现象，改善区块平面矛盾提高开发效果。2012年大修治套油井5口井，水井5口井，治理套外返水3口，木125区块封井治理29口，累计增油213.7吨。2.选择不同反方式压裂技术2.1全井暂堵压裂技术适用根据油井地质情况和动态反映，以全井套变严重、内通径小于100mm,无法用井下工具分层压裂、全井段打开层数少，井段少、综合含水低于50%、变形最小通径大于90mm,以便压后下管柱冲砂的为重点挖潜井。该项技术在2012年施工5口井，冇效率为100%,累计增油425.32吨。2.2分段暂堵压裂工艺技

6、术适全井套变严重，但部分井段可以正常起下井下工具，采用井下工具无法卡封目的层全井段层数多纵向上含油井段长卡封段的产出含水低，小于50%、变形通径大于90mm,便于压后下管柱冲砂的油井根据油井的套变井况和压裂目的层，该项工艺的技术关键是：根据测井横向判断首先压开的层。2012年应用该技术共施工8口井，压裂成功率98.6%,年累计增油716.32吨。2.3小直径封隔器压裂工艺技术针对压裂目的层的改造，最可靠的手段是应用井下工具卡封，因此我们针对套变轻微，套变缩径大于100mm的井段，应用小直径封隔器进行压裂，主要应用<1>102mm.

7、12年施工5口井，压裂一次成功率只冇70%,累计增油356.7吨。取得了良好的效果。1•应用深度调剖技术封堵高渗透层山于储层中高渗透层的存在，使得注入水主要沿着各沉积单元的高渗透部位突进，薄差层吸水状况变差，上覆岩层容易坍塌，套管抗拉强度疲劳部位极易出现套管变形。靠常规水驱进行厚油层内部结构调整的难度很大，而聚驱调剖技术的成功为本次活动提供了依据。小组在152区块选择了2口层间矛盾突出的注水井进行了深度调剖：本次调剖剂采用了弱凝胶携带体膨颗粒调剖体系，即在单一的弱凝胶体系基础上加入了颗粒，两者相结合后提高了堵剂强度，使封堵具有连续性和整体性，进而来达到改变岩

8、石表面润湿性、实现封堵高渗透层调整注入剖面的目的。3