套管损坏特点及防控对策

套管损坏特点及防控对策

摘要：分析了套管损坏特点，并提出了防控风险及对策。即风险区域平衡

区域压力，保持注采平衡；风险井排查注水异常，优化注入强度；风险层强化地

质分析，及时动态调整。提高固井质量，防止注入水上窜标准层。既能保护套管

不受损坏，又能保证原油产量不受损失，并且大大减少套损修复投入资金费用。

关键词:套管损坏特点，预防措施

一、套损特点

（1）从区域分布上看：标准层主要集中在北一区断东，S0至S2_4油层部位套损主要集中在东区及南一区东部。北一区断东：标准层老套损区，封堵、补孔工作量大，发现套损井数增多。东区：注三元压力上升后，采油井泄压不及时，萨Ⅱ1-4憋压套损。南一区东块：注采速度高、变化幅度大导致油层部位套损井数增多。

（2）从套损程度上看：主要套损层位为萨0-II4及标准层，标准层相对稳定，萨0-II4比例逐年下降; 主要套损类型为变形及错断，错断比例明显降低。

二、主要做法

（1）查隐患、防憋压，平衡压力系统。东区二类为控制油层部位套损，萨Ⅱ4以上停控119口井，占开井数的58.6%，油井压裂泄压67井次。水驱治理SII4及以上套损，单层停、控51口。水驱治理油层部位套损，单层停、控58口。建立异常注水井强化执行四级报警制度。治理标准层套损井，“关控查”169口。

（2）积极治理套损井，完善注采关系。2016-2018年共修复水井274口，累计恢复注水量284*104m3；修复油井192口，恢复产油7.8*104t，注水井大修后，

多向连通比例提高25.8个百分点。通过套损综合防治，年套损率和作业套损率均呈下降趋势。

三、防控风险及对策

（1）因素一：连续五年新井投产，连续三采投注，增加了新井1460口，新投注三采区块4个，水驱萨葡配合封堵，生产规模、工作量逐年加大。

（2）因素二：产量压力大，连年上产注采速度高；且水驱注采比、地层压力、沉没度较低，套损防控难度大。

（3）因素三：长期关控井多，注采关系失衡，主要受套损和高含水影响，多向连通比例较低，其中采出井长关井占比15.8%，注入井占比14.2%。

（4）因素四：配合二类油层封堵，水驱可调厚度减少35%，造成剩余开采层段注采强度高，负荷大。

四、总体思路

坚守“防治并重”的原则，从区域、井、层找准风险因素，严格防控，加强动态分析，改善地下开发形势。

（1）风险区域—东区。受集中套损影响，地层压力下降幅度较大，目前沉没度285m，地层压力9.48Mpa，总压差-1.15 Mpa，高低压分布不均衡。油水井保压工作两年累计545井次，低压开采状况依然未得到缓解。高低压过渡区域出现标准层套损井。今年在高低压过渡区域出现标准层套损井，对周围300m注水井及时关控，目前已查套103口，套损发现率31.1%，查套区修复开井后，标准层套损井按嫩二底重新计算上覆岩压，其它井严格按照上覆岩压以下0.5MPa注水。对策：平衡区域间压力：地层压力稳步提升的同时，各区域内压力均衡分布。

（2）治理原则。低压区—油井控制采出与水井大修恢复注水相结合，保持地层能量。高压区—油井压裂、长关井开井泄压，平衡区域间压力差异。全面治理套损井：以东区为治理重点，先零散区后中心区，以注水井为治理中心，优化大修作业运行。积极开展更新治理，待更新井55口，主要集中在套损集中区，

通过大修及更新，力争2019年东区井网完善程度全面提高，水驱提高11.2个百分点，东区二类提高9.2个百分点，恢复注采平衡。优化更新运行：延用钻降跟踪软件（见钻降跟踪系统图），制定油水井开关技术界限，特别是投产过程中，在钻关、钻开等关键环节，依据保压原则，油井根据沉没度和泵效，对抽电螺进行关井，间抽，下调参。水井分阶段恢复注水，分阶段打开低中高渗透层，重点做好压力系统调控工作，确保压力系统稳定。

（2）风险区域—北一区断东东SII1-9、南一区东西块SII1-9，北一区断东

东SII1-9，南一区东西块SII1-9。开采萨II1-4套损敏感层，注入压力上升快，高峰期注采两端动管柱工作量大。对策：一是优化注入强度、控制注入速度，对

于偏一注入强度大于6的井及时分析，根据SII1-4注入强度调整原则，对注入

井强度适时调整，缩小偏一和偏2注入强度差异：二是调整平面压力，及时措施

泄压。

（3）调整平面压力，调整平面压力及时措施泄压，断东东萨II1-9对发育

较差的区域，2018年压裂39口，预计2019年见效高峰期压裂30口；南一区东

块二类压裂引效10口，防止憋压套损。

（4）风险井。一是顶压井：保持合理注水压力界限，优先治理顶压时间长、投产时间长、区域集中井，预计2019年顶压井治理84口，比例数降低至15%。

二是注水异常井：强化异常井处理、上报、查套工作流程注水压力不变、注水量

增加30％以上。注水量不变、油压下降1MPa以上或套压下降2MPa以上。三采区

块在注入压力上升阶段，相邻井组注入压力上升，而该井注入压力不升。2018年

共上报异常井22口，证实套损问题井8口。建立油水异常井的预警处理制度

（异常井见预警处理流程图），由工艺队套损综合岗对异常井进行月度预警，及

时与小队及区块管理人员联系，查找原因，核实上报。采出异常井：采出井含水

突升5.0%以上，产液量突增30%以上，三采井采出化学剂浓度与注入井浓度相当的。

（5）关控区域井。高关井、限液井动态关控过程中及时跟踪、调整，平衡

注采关系。风险层：一是强化同位素吸水剖面及固井曲线资对固井质量差Z272-

E050偏I组卡死停注，避免套损蔓延。对异常吸水层、固井质量较差、存在上窜

风险的井层及时停控。二是强化单砂体注采关系分析，单层相对吸水量大于30%

的井，及时停控厚注薄采层段，控制注水；有注无采、注大于采井组，动态调整。

五、结论及认识

通过几年的套损治理，套损防控工作初见成效，深入分析套损形势，抓住风

险因素，从区域到井、层严格控制，全力以赴地做好“防控治”的每一个环节，

改善注采及压力平衡状况，缩小差异，深挖潜力，实现套损形势的全面好转，逐

步摆脱套损对产量稳产的长期不利影响。注采关系更加完善，注采系统更加合理，地层压力稳步提升，不同区域有效挖潜。年套损率2.7%；标准层井区注水井关、控、查执行率100%；油层部位套损点停、控措施到位率100%；不出现新的标准

层套损集中区。参考文献:

［1］袁庆峰. 油藏工程方法研究[M].北京：石油工业出版社，1990.