大修工艺技术.ppt

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1、修井工艺技术井下作业分公司二零零七年五月一、套损概况及成因大庆油田开发20年左右即1980年，开始出现套损井，年套损井数在100口井左右。在其后的20多年开发过程中,出现了两次套损高峰期：第一次是1986年左右，年套损井数500多口；第二次是1999年，年套损井数近700口。在套损井数增加的同时,套损形式也在不断的变化。套损概况80年以前：平面上:套损井呈零星分布状态。纵向上:无规律。形式上:以变形为主。套损概况第一次套损高峰：平面上：套损井分布呈轴部多翼部少、东翼多西翼少、断层附近多一般地区少、水井多油井少的特点。纵向上：以标准层及其附近居多

2、。形式上：以严重变形、错断、穿孔为主要特征，出现杏4、南8等四个成片套损区。套损概况平面上：套损区域扩大,出现中区西部、北一断东等8个成片套损区。纵向上：标准层及其附近套损速度加快的同时，油层部位也出现大量套损井。形式上：以严重错断（通径小于φ50mm或无通径）、大段弯曲变形及吐砂为主要特征。套损概况第二次套损高峰：套管损坏的原因比较复杂,但概括地分为地质因素和工程因素两大类,对于一个具体的油田或某一区块的一口油（水）井，这两类因素有的是主导因素，有的是次要因素，更多的是两种因素综合作用的结果。套损原因套损原因主要有以下两方面：地层本身的特性

3、(如地层的非均质性、油层倾角、岩石性质);地质活动（如断层活动、地震活动、地壳运动）；浅层腐蚀等。1)油层的非均质性：它直接导致注水开发的不均衡，是引发地层孔隙压力场不均匀分布的基本地质因素。套损原因1、地质因素2）地层倾角：大庆油田为典型的背斜构造，在相同条件下，受岩体重力的水平分力的影响，地层倾角较大的构造轴部和陡翼部比倾角较小的部位更容易出现套损，如大庆油田南八区西部、中区东部套损坏区等。套损原因3）岩石性质：大庆油田属于泥砂沉积构造，当油层中泥岩及油层以上的页岩水浸蚀后，岩石膨胀挤压套管，具有一定倾角的泥岩还将上覆岩层压力剪切至套管，使

4、套管受到损坏。北二区东部、中区东部、南八区西部比较多见。套损原因4）断层活动：地壳运动中各地区沉降速度不尽相同，使断层活化，特别是注入水浸蚀后，更加剧对套管的破坏作用。如南八区170号断层取芯证实，断层面填充物主要是含砂泥岩和泥质粉砂岩，局部具有原生滑动面和断层泥。套损原因5）地震活动：地震产生新的构造断裂和裂缝，也可使原生构造断裂和裂缝活化，因此，它也是导致套管损坏的一个重要因素。套损原因6）地壳运动：地壳缓慢的升降运动产生的应力可以导致套管被拉伸损坏，而损坏的程度和时间则取决于现代地壳运动升降速度和空间上分布的差异。套损原因7）浅层腐蚀：浅

5、层水（300m以上）在硫酸盐还原菌的作用下产生硫化氢,严重腐蚀套管。三厂和六厂的外漏井就是这种情况。套损原因2、工程因素主要指采油工程中的注水、压裂、酸化、射孔,钻井过程中的套管质量、固井质量，固井过程中的套管串拉伸、压缩等因素。套损原因1）注入水浸入泥岩引起蠕变损坏套管:注入水可从泥岩的原生微裂缝和节理面浸入,也可沿泥砂岩界面以及窜槽通道浸入,形成一定范围的浸水域,这种浸水域在相当长时间内，套损原因将导致岩体膨胀、变形、滑移，这些力最终作用在套管上，损坏套管，如果注水压力较高（一般13.5Mpa以上）时，这种情况将更严重。如北二区的西部、中区

6、东部、南八区中西部均为标准层泥页岩长期浸水造成大片套损。套损原因2）注采不平衡：非均质多油层层间差异大,高渗层的吸水能力强，成为高压区,低渗层的吸水能力弱,成为低压区，层间压差增大，将导致岩体的不稳定性，尤其是地层倾角较大的情况下，更易形成区域套损。套损原因3）油水井作业：注水井时关时开，开关不平稳。钻调整井时成片停注，之后又集中齐注，使套管瞬时应力变化幅度过大，套管产生疲劳破坏的同时岩体的不稳定也增大，易导致套管损坏。套损原因4）套管质量：套管本身存在微孔、微缝、螺纹质量问题等，在完井以后的长期生产过程中，易引发套管损坏。套损原因5）固井质量

7、不合格或窜槽：水泥与套管及岩壁胶结固井质量不合格，油水井生产过程中层间窜槽。注入水易窜入非油层部位的泥岩层段，使其蠕变挤压套管。套损原因6）射孔质量：射孔工艺选择不当，一是损坏管外水泥环；二是出现套管破裂；三是射孔密度过大也会影响套管强度。套损原因套损预防措施:大庆油田目前采取以下几方面的预防措施,见到了明显的效果。1、防止注入水窜入泥岩夹层。主要是提高固井质量，保证层间互不相窜；固井时在油层顶部下管外封隔器，防止注入水窜槽；注水压力限制在地层微破裂压力以下；压裂改造时防止垂直裂缝延伸到隔层；完善注采井网，维持合理的注采压差。套损预防措施2、提

8、高套管抗挤强度。改进套管柱设计方案、易套损部位使用高强度套管或厚壁套管、下双层组合套管、改进射孔工艺。套损预防措施3、防止套管腐蚀。主要是采用阴极保护