中国石化胜利油田分公司 滨南采油厂
摘要: 在稠油油田的开发中,油井套损、出砂严重一直是制约处于高轮次开发阶段热采井提效的主要因素。热采井经过多轮次蒸汽吞吐,油层套管受热胀冷缩、地层出砂等因素影响,油井易发生套管破漏、套管变形和套管错断,严重影响油井的正常生产。目前王庄、单家寺等多个热采油田套损井逐年上升,井网储量失控严重,根据郑41块井况统计套损表现形式主要以油层段弯曲变形、错断为主,历年套损井共有23口,严重制约了油田的发展。通过对郑41块套损类型分析及治理对策研究,因井施策,对套损井“对症下药”,采用有效的治理手段,恢复套损井产能。
关键词: 套损井;套管弯曲变形;套管错断;套损井治理对策
1 郑41块套损井现状
郑41块构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段,王庄油田南部。主要含油层系为沙一段,一套层系开发,为受构造-岩性控制的普通-特稠油油藏。
郑41块随着转周轮次的增多,套损井逐年增多。截止目前套损井共有23口,严重影响了郑41块的高效开发。
23口套损井中位于油层顶部的有9口井,位于油层中部的有6口井,油层底部套损井有4口,位于浅层套管有2口井,位于油层上部的有3口井(图1)。多数处于6-9周期。
图1 郑41块套损井套损位置分布饼状图
2 套损井治理对策研究
通过逐井摸排井况,以因定策,根据实施经验形成了套损井集成治理技术。对于套损不严重油层段有通道的,实施大修整形绕丝管防砂;对于套损严重,油层通道较小的,大修下小套管加固防砂生产;针对套损严重,通道小无法防砂的,大修整形下水力排砂泵;对于套损非常严重而无法修复的,进行新钻更新井恢复产能。
2.1 套损不严重油层段有通道的井,实施大修整形绕丝管防砂
套损不严重的井共主要表现为套管轻微弯曲变形、油层段套损不严重、套管通道受影响程度小,这类井建议治理措施为套管整形、绕丝管重新防砂。这类套损井共有7口,套损前正常日产油能力68.8t/d,建议实施套管整形、绕丝管防砂后日产油能力为68.4t/d,恢复了套损前正常产能同时恢复了井网控制储量。
典型实例:WZ41-1X19井生产层位Es114-5,生产井段1254.0-1276.1m,共5层13.8。该井套损前正常日产油能力12.9t/d,累产油2.17万吨。套损情况为:油层段1262.59-1271.22套管变形,套管变形后出砂砂高38.93m,打铅印显示铅模四周有轻微划痕,通过对测试40臂资料和打铅印资料分析,制定大修整形绕丝管防砂措施。实施后正常日产油能力恢复为19.3t/d,目前日产油能力12.4t/d。产能得到恢复,井网控制储量得到恢复。
2.2套损严重,油层通道较小的井,大修下小套管加固防砂生产
该类油井主要表现为套损较为严重,油层段上部套管位置或油层段套管破漏、错断,油层段有通道,该类油井仅套管整形无法恢复生产,建议实施了大修下小套管修套加固防砂生产。这类套损井共有3口,套损前正常日产油能力15.1t/d,建议实施大修下小套管加固防砂生产后正常日产油能力17.3t/d,产能得到恢复,井网控制储量得到恢复。
典型实例:WZ41-1X23井生产层位为Es114-5,生产井段1352.0-1375.1 m,共3层17.7m。该井套损前正常日产油能力6.0t/d,累产油3.17万吨。套损情况为:40臂显示1123-1372.2m套管弯曲变形,1352-1372m结垢腐蚀, 1372.2m遇阻,套损后出砂砂柱高27.24m。通过对40臂等资料分析,制定大修整形下小套管预充填防砂的措施,该井套管整形后下114mm打孔小套管(40孔/m)(小套管位置1346.42-1385.5m),充填石英砂50t,下绕丝管防砂。实施后正常日产油能力恢复为7.8t/d,目前日产油能力8.7t/d。措施后生产3周期,累产油0.57万吨。50美元操作成本下经济效益1020万元,取得较好的治理效果。产能得到恢复,井网控制储量得到恢复。
2.3套损严重,通道小无法防砂的井,大修整形下水力排砂泵
该类油井主要表现,油层段上部套管位置无破漏,油层段套损严重,通道较小,无法套管整形下小套管或者出砂类型为细粉砂较多,该类油井仅套管整形无法恢复生产,又无法下小套管防砂恢复正常生产,建议实施大修整形下水力排砂泵采油生产。这类套损井共有6口,套损前正常日产油能力9.5t/d,建议实施大修下水力排砂泵生产后正常日产油能力16.2t/d,产能得到恢复,井网控制储量得到恢复。
典型实例:WZ41-4X13井生产层段为Es114,生产井段1285.0-1302.0 m,共2层13.9m。该井套损前正常日产油能力3.9t/d,累产油0.65万吨。套损情况为:40臂显示油层上部套管1252-1253m,1283.5-1285m处弯曲变形,油层段1292.8m遇阻。通过对40臂等资料分析,制定大修整形下水力排砂泵生产的措施。实施后正常日产油能力恢复为4.8t/d,油井恢复正常生产,套损后累计生产2周期,累产油4598t。50美元操作成本下经济效益879万元。
2.4 套损非常严重而无法修复的井,进行新钻更新井恢复产能
该类油井套损主要表现,套损严重、套管严重变形、错断,无法通过大修作业恢复油井通道进而恢复产能。建议实施套损井报废后更新或者侧钻。这类套损井共有7口,目前已全部更新新井。更新后新井恢复产能49.6t/d,恢复了井网控制储量。
典型实例:郑41-1-斜21井套损严重,该井2005年3月投产Es114 ,生产井段1275.8-1290.1m,共1层14.3m。该井累计生产10周,累积产油3.47万吨,累积产水2.71万吨。2011年4月大修作业时测40臂发现1288-1290m套破,1282-1285m变形严重,作业下小套管(深度1249.6-1292.08m)。2015年6月5日-22日注汽后下泵,隔热管落井打捞多次,井内留隔热管15根,上提泵深至987.29生产不出油。2016年3月10日-5月17日大修打捞生产管柱,打捞出隔热管15根和收集器,打捞充填工具多次解卡不成功上液压钻台解卡拔脱,磨酰充填工具后捞获油管一根,其中2油管严重变形,捞至1247.75m,因套管弯曲无法打捞。该井套破后更新。
该井更新井WZ41-1XN21井投产层位Es114-5,生产井段1251-1277.1 m,共5层13.6m。投产初期日油15.6t/d,截至2018年5月份累产油5409t,取得较好的效果。
3 结论及认识
郑41块共实施套损井治理23井次,均恢复了正常生产,恢复了井网控制储量和产能。为郑41块的效益开发、可持续开发奠定了坚实的井网基础。
针对不同的套损类型制定了相应的治理对策,并取得了较好的效果,“四种套损治理对策”的思路为同类油藏套损井治理提供了一条可借鉴之路。
论文作者:刘方方
论文发表刊物:《防护工程》2019年10期
论文发表时间:2019/8/14
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