淺談南翼山油田套管損壞原因及修複方法
工程技術
作者：薑明玉
【摘要】油水井套管損壞是石油開發中的一大技術難題。隨著南翼山油田大麵積開發和油水井服役時間的延長，油水井套管損壞在不斷的增加。越來越嚴重的套管損壞現象導致了油水井的報廢，破壞了正常的注采井網、層係，影響了油田的正常開發，給企業造成嚴重的經濟損失。因此，進行油水井套管損壞的機理研究及成因分析，優化套管損壞井的修複技術，有助於預防和延緩套管損壞現象的發生，延長油水井使用壽命，增加原油產量，對油田的高效開發有著重要的意義。
【關鍵詞】套管損壞；機理研究；成因分析；修複技術；高效開發
1、油田套損現狀
南翼山油田位於青海省柴達木盆地西部北區，屬於西部坳陷區茫崖凹陷南翼山背斜帶上的一個三級構造。含油層段為新近係上新統的上、下油砂山組，是在一種缺乏陸源物供應、具有溫暖清澈的淺湖鹹水環境下形成的湖相碳酸鹽岩與陸源碎屑混積沉積，岩性主要為深色的泥岩類、灰岩類夾少量砂岩、粉砂岩及白雲岩。儲層主要發育原生粒間孔、次生溶蝕孔，平均孔隙度為14.6%，平均滲透率為2.98mD，儲層排驅壓力低，孔喉半徑小，儲層滲流性能差，屬於中高孔—低滲透儲層[1].
南翼山油田於2002年全麵注水開發以來，套損井逐年增多，嚴重影響了油田注水結構調整和注水開發效果。2012年新增套損井9口，累計套損井34口，占油水井總數的9.74%，修複11口井，報廢23口井。套損類型主要以套管錯段、變形為主。其中套管錯斷21口井，套管變形11口井，管柱遇卡5口井。在縱向上套損部位主要集中在井深200米至300米，並以射孔部位為主。平麵分布上套損井主要集中在構造高部位油層發育有利的區塊，其中10口套損井在距離東北-西南走向的正斷層200米以內，斷層附近是形成套損的密集區。
2、套損原因分析
當外力超過套管承載極限時，套管就會損壞。油水井套損受地質因素、工程技術因素和油層開發方式等的影響[3]。
2.1地質因素的影響
導致套損的地質因素主要有地層圍壓對套管的擠壓破壞；泥岩吸水膨脹和蠕變引起套損；鹽岩的蠕變和滑移對套管的破壞；地層下沉及油層壓實對套管的破壞；油層出砂對套管的破壞；現代地殼運動、地震和滑坡對套管的破壞；斷層活動和地層傾角對套管的破壞。在發生套損時，主控因素可能是上述因素之一，也可能是多重因素綜合作用的結果。
2.2高壓注水的影響
油層高壓注水後，油層孔隙壓力普遍提高，使得地應力集中於井壁上，套管承受地應力的作用，而地應力的增加使得套管抗擠壓強度降低，在平麵差異應力作用下使得套管受到剪切損壞、傾斜的地層發生滑動，造成套管變形乃至錯段。高壓注水引起地應力的增加，使砂岩岩層發生垂向膨脹，套管抗擠壓能力下降，易發生擠壓變形；注水壓力超過地層上覆壓力，吸水泥岩層產生位移破壞套管；注入水竄入斷層麵破碎帶，當超過地層上覆壓力時外力作用下使斷層上升盤複活，擠壞套管[3]。
2.3埋藏深度影響因素
南翼山油田儲層埋藏淺（100-500米），膠結及壓實作用較差。生產層段上部吸水啟動壓力較低，吸水層段主要集中在上部疏鬆層位，且極易導致單層突進及水竄現象發生。套損井套損位置恰好也集中在儲層滲透性較高的生產層段。油田儲層發育原生粒間孔，次生溶孔、次生溶蝕擴大孔及異常高壓形成的裂縫，岩石更易發生蠕動，當作用在套管壁上的載荷超過鋼材的極限抗壓強度時發生套損。