修井工艺技术培训课件
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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。
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。 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
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。
第二次套损高峰：
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。
套损原因
套损原因主要有以下两方面：
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。
套损概况
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：
套损预防措施
3、防止套管腐蚀。主要是采用 阴 极 保 护 技 术 、 使 用 抗 H2S 套 管 、 加杀菌剂杀死有腐蚀的细菌。
套损预防措施
4、防止油层出砂。采ห้องสมุดไป่ตู้树脂类 防砂工艺技术、核桃壳防砂工艺技 术、金属绕丝筛管防砂工艺技术。
套损预防措施
另外，加强油水井生产管理。 油水井生产及作业过程杜绝猛开猛 放、限制超破裂压力注水、调整区 块压差，避免出现高压区和亏空油 层。
三是94年以后,以深部取套、密封加 固、侧斜工艺为代表的综合型修井时期 。
修井工艺技术
经过这三个阶段的发展，完善配套了 七套大修工艺技术，在套损井损坏程度日 益重，施工井况日趋复杂的条件下，修井 能力和大修井修复率稳步上升，2000年修 复率达到了79.6%，具备了年施工800口井 以上的修井能力，为油田的开发生产做出 了积极贡献。
套损原因 1、地质因素
地层本身的特性(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
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。
修井工艺技术
针对油田套损形势的变化,为及时有 效地修复各类套损井,确保油田开发方案 的顺利实施。大庆油田于1980年组建了 专业的修井施工队伍，20年来，随着修 井技术的不断进步，油田的修井历程大 致走过了三个阶段：
修井工艺技术
一是80-86年，以解卡打捞工艺为代 表的维护型修井时期；
二是86-94年，以浅部取套、整形加 固工艺为代表的相对单一的治理型修井 时期；
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
5）固井质量不合格或窜槽：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。
套损预防措施
套损预防措施:
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。
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。 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
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。
第二次套损高峰：
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。
套损原因
套损原因主要有以下两方面：
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。
套损概况
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：
套损预防措施
3、防止套管腐蚀。主要是采用 阴 极 保 护 技 术 、 使 用 抗 H2S 套 管 、 加杀菌剂杀死有腐蚀的细菌。
套损预防措施
4、防止油层出砂。采ห้องสมุดไป่ตู้树脂类 防砂工艺技术、核桃壳防砂工艺技 术、金属绕丝筛管防砂工艺技术。
套损预防措施
另外，加强油水井生产管理。 油水井生产及作业过程杜绝猛开猛 放、限制超破裂压力注水、调整区 块压差，避免出现高压区和亏空油 层。
三是94年以后,以深部取套、密封加 固、侧斜工艺为代表的综合型修井时期 。
修井工艺技术
经过这三个阶段的发展，完善配套了 七套大修工艺技术，在套损井损坏程度日 益重，施工井况日趋复杂的条件下，修井 能力和大修井修复率稳步上升，2000年修 复率达到了79.6%，具备了年施工800口井 以上的修井能力，为油田的开发生产做出 了积极贡献。
套损原因 1、地质因素
地层本身的特性(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
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。
修井工艺技术
针对油田套损形势的变化,为及时有 效地修复各类套损井,确保油田开发方案 的顺利实施。大庆油田于1980年组建了 专业的修井施工队伍，20年来，随着修 井技术的不断进步，油田的修井历程大 致走过了三个阶段：
修井工艺技术
一是80-86年，以解卡打捞工艺为代 表的维护型修井时期；
二是86-94年，以浅部取套、整形加 固工艺为代表的相对单一的治理型修井 时期；
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
5）固井质量不合格或窜槽：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。
套损预防措施
套损预防措施: