塔河油田托甫台区超深井套漏原因分析及治理工艺

赵想安，宋正聪，陈祺锚，秦志刚

（中石化西北油田分公司，新疆轮台841604）

塔河油田托甫台区超深井套漏原因分析及治理工艺

赵想安*，宋正聪，陈祺锚，秦志刚

（中石化西北油田分公司，新疆轮台841604）

塔河油田托甫台区井深在6100～7300m，地层温度130℃～160℃，硫化氢浓度高达8.6×104mg/cm3，完钻后70%油井采用裸眼酸压完井。该区块近年来套管漏失现象呈增加趋势，给生产造成被动。在生产实践的基础之上，总结分析了托甫台区超深井套管漏失的主要影响因素，提出了套漏井综合诊断技术和找漏技术，并根据套管漏失的不同情况及后期措施井筒要求，优选3种工艺技术进行治理，取得较好的经济效益。

套管漏失；原因分析；诊断技术；治理对策

托甫台区位于塔河油田西南部，构造位置属塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡带。该区目前已发现8口井存在套管漏失现象，虽然仅占总井数的4.8%，但考虑到到该区开发年限较短，这一数字也绝不可忽视。因此，套漏井治理对于该区的高效开发具有重要意义。

1　托甫台区套漏井原因分析

托甫台区套漏井情况见表1，目前该区共发现8口井存在套漏现象，经统计分析发现：

表1　托甫台区套漏井情况统计表

（1）发生套漏的8口井套漏段附近地层均为泥岩、或大段砂泥岩互层。由于泥岩性质较不稳定，在高温高压下能产生蠕变，在有水侵入时易膨胀，引起泥岩地层膨胀蠕变、滑坡和断层复活，对套管产生非均匀的蠕变外压［1］。因此，地质岩性是套管损坏的一个主导因素。

（2）其中有6口井套漏点附近固井质量差，占总井数的75%。塔河油田由于井深、井底温度高、井眼条件差、封堵段长等因素［2］，固井质量难以保证。在固井质量差的井段套管外无水泥环保护，加快了套管的破损和腐蚀穿孔。

（3）其中有7口井进行过酸化压裂作业，占总井数的87.5%。分析认为酸化压裂可导致套管节箍和丝扣部位，以及固井质量差的井段很容易产生破裂，如TP226X井大型压裂后，含水上升，测井发现套管漏失。同时油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀。有部分井因多次进行酸化施工，从而加快了套管的腐蚀速度，使套管穿孔、漏失［3］。

（4）托甫台区块地层流体富含CO2、H2S、Cl-等腐蚀介质，Cl-浓度更是高达15×104mg/L。相比于CO2的电化学腐蚀和H2S的应力腐蚀，Cl-的存在能诱发并促进金属的局部腐蚀（如点蚀、缝隙腐蚀等），对金属具有很大的危害性［4］。

（5）其中型号为P110S，壁厚为11.99mm的9-5/8″套管发生漏失5井次，占总井数的62.5%。分析认为套管丝扣密封不严，螺纹加工精度不高，套管的钢级化学成分的差异，都会加速套管的损坏。

导致套管漏失的原因较多，而一旦套管发生漏失，将对油井的产能造成极大的影响。目前有效预防措施有限，建议优化井身结构，提高固井质量，同时开发高强度、高抗挤、耐腐蚀性更强的套管。

2　套漏诊断技术

通过在塔河油田的实践，本文总结提出了综合运用油藏工程、测井、井下工具判断套漏的综合诊断技术，以及封隔器坐封打压、工程测井、静温梯度3种找漏技术，找漏成功率达到100%。其中油藏工程诊断技术主要有以下几种：①异常停喷诊断技术；②异常见水诊断技术；③生产动态异常变化诊断技术；④地层水矿化度异常诊断技术；⑤静温梯度诊断技术［5］。

具体操作过程中，通常先进行油藏动态分析，若认为油井存在套漏的可能性较大，则通过井温梯度测试或直接组下找漏管柱坐封打压进行套管找漏。但由于利用静温梯度、流温梯度诊断出的异常井段实际上对应管外流动层位置，并不直接反映套漏位置。因此，为确保套管找漏的精确度和提高作业时效，若油藏工程诊断显示地层能量、含水、水样矿化度等数据均有异常，则直接组下找漏管柱进行套管找漏。

3　套漏治理工艺

由于托甫台区超深井井下状况复杂，在精确定位套漏井段后，目前主要选取水泥挤堵、机械卡封、套管短回接3种措施补漏。该区已发现8口井存在套漏现象，目前已治理6口井，其中5口井措施后增产效果显著，措施有效率达83.3%，平均增油量大于1000t，取得了较好的经济效益。托甫台区套漏井治理效果情况见表2。

表2　托甫台区套漏井治理效果统计表

（1）水泥挤堵工艺。针对套漏点附近固井质量差、水泥环空有大段空白的情况，目前主要采取对套漏点化学挤堵的治理工艺。如TP206X井套漏点附近固井质量差，对该井段挤堵水泥，环空一次性挤入水泥10.7m3，挤堵后有效封堵上覆出水层。

对套漏点进行挤堵水泥可以暂时解决套管窜漏的问题，但由于堵剂不能有效地驻留在封堵层位、形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结等原因［6］，套漏点很容易再次发生窜漏，水窜的问题不能得到根本解决。

（2）机械卡封堵水工艺。机械卡封堵水工艺目前主要采用封隔器+杆式泵卡封堵水机抽管柱组合，管柱组合如图1所示。将液压封隔器坐封至套漏点以下，一方面卡封套漏点避免了水窜对地层产液的影响，另一方面对于深抽井来说也起到保护上部套管的作用。该技术虽不能彻底解决套漏的问题，但可以准确卡封漏失位置，在较长时间段内保证油井正常生产［7］。

机械卡封工艺虽然具有工序简单、一次成功率较高等优点，但同时也导致油井措施后环空液面无法监测、无法循环洗井等问题，给机采井的日常管理增加了难度。另外，若漏失点出砂严重，封隔器砂埋后无法解封，则存在形成井下工程事故的风险。

（3）套管短回接工艺。针对7″套管未回接，且9-5/8″套管漏失段较深的井，为彻底解决套管漏失的难题，主要采取套管短回接固井工艺封堵漏失段。但由于短回接插入管柱与送入管柱是靠反扣短节连接并脱手的，因此插入密封必须保证能一次性插入，不能像常规回接那样可以在井口旋转进入回接筒内［8］。限于作业队伍的操作水平，同时为避免操作不当导致回接筒密封组件受损或无法顺利插入等难题，作业时选择对操作要求相对较低的尾管悬挂技术，打压坐封套管悬挂器后进行固井。

图1　封隔器+杆式泵机械卡封堵水管柱示意图

如TP203X井9-5/8″套管4300～4700m之间多处存在漏点，经刮削处理井筒后，组下套管及固井工具组合至原井回接筒上部，打压坐封悬挂器后进行水泥固井，有效封堵了漏失段。管柱结构：浮鞋+5根7″套管（含2只扶正器）+浮箍+5根7″套管+浮箍+1根7″套管+球座+套管38根（含8只扶正器）+悬挂器+变扣+送入钻具。

套管短回接固井技术可从根本上解决套漏的难题，并且措施后井筒不存在缩径的问题，不影响后期作业。但工程实施过程风险较大，费用较高，目前主要应用在后期需进行酸压储层改造的油井，此类井对井筒要求较高。

4　结论

（1）导致托甫台区油井套管漏失的原因较多，但地质岩性是主导因素，固井质量不合格是直接因素，地层流体腐蚀以及后期的酸化压裂加剧、诱发了套管的漏失。目前有效预防手段较少，建议优化井身结构，提高固井质量，做好套管保护的第一道屏障。同时开发高强度、高抗挤、耐腐蚀性更强的套管。

（2）运用油藏工程、测井、井下工具判断套漏的综合诊断技术，以及封隔器坐封打压、工程测井、静温梯度找漏技术，在套漏井治理中取得了较好的效果。

（3）目前套漏井治理工艺技术较成熟，但各具优、缺点，实际应用时可根据油藏特性、漏失程度及后期措施井筒要求灵活选择。

［1］冯星铮，练章华，范青.塔河油田套管损坏原因及损坏机理分析［J］.重庆科技学院学报，2010，12（6）：70-72.

［2］李江.塔河油田生产套管固井问题分析和对策［J］.石油钻探技术，2000，28（5）：30-32.

［3］赵琦宁，赵化廷，赵普春.6000m以上超深井套损因素分析及治理对策［J］.中外能源，2012，10（17）：47-50.

［4］刘会，赵国仙，韩勇，等.Cl-对油套管用P110钢腐蚀速率的影响［J］.油气储运，2008，37（11）：44-48.

［5］王陶，杨胜来，朱卫红，等.塔里木油田油水井套损规律及对策［J］.石油勘探与开发，2011，38（3）：3-5.

［6］杨振杰，李美格，郭建华，等.油水井破损套管的化学堵漏修复［J］.石油钻采工艺，2001，23（4）：68-71.

［7］魏华动，刘毅，董周丹.塔河油田采油三厂套损特征及治理措施［J］.石油地质与工程，2012，26（1）：132-133.

［8］郭文猛，孙万兴，李利军，等.塔里木油田山前构造短回接固井技术应用与分析［J］.新疆石油科技，2013，23（4）：3-5.

TE358

A

1004-5716（2016）08-0107-03

2016-03-21

2016-03-22

赵想安（1986-），男（汉族），新疆石河子人，助理工程师，现从事采油工艺及井下作业工艺研究工作。