安塞油田xn区油水井套损现状和治理对策

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1、安塞油田XN区油水井套损现状和治理对策　　摘要：随安塞油田XN区投入开发年限延长，油水井井筒故障频发，尤其是油水井套损问题成为影响XN区块井筒治理的首要问题。本文重点分析了安塞油田XN区套损井分布、套损井常见特征、套损对生产影响以及下步套损问题治理对策，对今后区块开发中井筒套损治理具有一定借鉴意义。一、XN区基本概况1.XN区开发现状目前全区油井开井384口，单井日产液4.30m3/d，日产油2.13t/d，综合含水41.0%，平均动液面1264m，沉没度90m。结合区块油藏特性及开发特将XN区大致划分为4个开发单元（图1所示）：北部开

2、发单元、中西部开发单元、塞158开发单元、塞158南部开发单元，其中塞158开发单元与塞158南部开发单元油水井多为2000-2001年产建井，部分井生产时间已逾10年，为XN老区。2.XN区套损现状5全区共计油井开井384口，其中套损井33口，平均套损年限为3218天（8.82年），目前套损油井生产动态：4.55m3/d、1.23t/d、63.1%；水井开井149口，其中套损井4口；根据XN区套损井统计数据显示套损井多分布塞158南部、塞158北部开发单元，多为2000、2001年产建井，属于XN老区，油井具有高含水、生产周期长、井筒

3、情况复杂等特点。二、XN区套损特征结合历年油井套损情况，XN区套管损坏主要有以下两种特征：1.特征Ⅰ：套损后日产液上升、含水急剧上升（部分井套损后含水突变至100%），日产油下降。全区34口套损井中，有26口属于此类，占全区76.5%。典型井分析：X8-04井，生产注采曲线如图3所示。初期产能：7.13m3/d，6.13t/d，含水1.81%，自投产后产液、产油、含水平稳，2008-10-16含水由5.6%↑87.5%，日产液、日产油、动液面急剧上升，分析化验水样含SO42-浓度为14178mg/L，分析认为该井套损，下入封隔器隔套损后

4、含水有所下降（87.5%↓23.2%），目前生产动态平稳。2.特征Ⅱ：套损后油井含水缓慢上升，日产液、日产油保持平稳，在生产的34口井中，有8口井含水急剧上升，占全区23.5%。三、套损对生产的影响1.井筒故障频发，加大修井成本5套损后非生产层位与生产层位串通，层间流体不配伍导致井筒结垢，含水上升，垢卡泵故障、集输管线结垢频繁出现，影响正常生产和集输。2.加大现场管理难度连片套损区域，套损水井座封失效后造成油水井互串，导致隔注水井串层至邻近油井，造成油井套管返液，加大现场管理难度。四、套损井治理对策1.完善井身结构及固井体系建议后期根据

5、油水井构造位置、地层特点、设计多级套管结构，在油层上下50m增加套管钢级，增大套管抗内外压强度。目前XN区长6油层油层中深在1200-1700m，而部分油井水泥返高只有30m-500m，远远低于合理高度1400m，所以提高水泥返高深度，减少套管裸露段长度，增加套管抗压强度。2.制定合理开采方式通过对安塞油田长6油藏储层特征和开发实际研究表明，长6层油井提液稳油的合理流压约为饱和压力的0.45～0.52倍。即在3.0～3.5MPa。XN区目前平均流压2.87MPa，压力分布范围主要分布在2.50-3.39MPa，基本处于合理流压范围，缓解

6、了由于流压过低造成的出砂危害。3.阴极保护5XN区384口油井中近50%的油井水泥返高达不到套管保护目标要求，存在极大的套损隐患。针对该部分油井加入阴极保护装置，减缓由于电化学腐蚀造成的套损。4.更换长寿命封隔器针对施工难度大，检泵周期短、封隔器座封失效频繁的油井，采用长寿命FXY445-114封隔器，与Y211-114、Y341-114、Y221-114等常规封隔器相比该设备具有使用周期长，在第一次下入座封后就无需再进行座封的优点。5.二次固井针对多次座封无效、多次修井、水泥返高较低油水井，可实施二次固井重新固结套管与地层环形空间，提

7、高水泥返高和套管强度。截止目前我区已完成二次固井措施11口。五、认识及建议1.XN区套损井数问题已日益严重，历年套损井数呈递增趋势，平均套损周期为3217.6天（约8.82年）；2.XN区套损井主要集中在2000、2001年产建高含水区域，套损原因多为电化学腐蚀，油井具有高含水、生产周期长、井筒情况复杂等特点；3.XN区套损油井动态上主要有两种特征：一是；套损后日产液上升、含水急剧上升，日产油下降；二是油井含水缓慢上升，日产液、日产油保持平稳，前者居多；4.XN区套损井损坏井段漏点位置及套损形状还有待于采用新技术进一步探索，以根据套损漏

8、点形状因井选取合理措施。5作者简介：张智斌，男，2004年毕业于西安石油大学石油工程专业；现为西安石油大学在读工程硕士，长庆油田第一采油厂油气田开发工程师，主要从事采油工程管理工作。5