论文部分内容阅读
摘 要：港东油田位于黄骅凹陷中区北大港二级断裂构造带的东南部，是北大港油田的主要开发区之一。自1965年起勘探开发近40年，目前共有钻探井1084口，其中港东一区有524口，港东二区有560口。港东油田套损井共有有298口，其中一区有143口，套损率为27.3%；港东二区有套损井155口，套损率为27.7%。本文结合港东油田实际，就套损原因及预防技术展开论述，具有一定的现实意义。
一、港东油田套损特点
1.套损类型（见下表）
一区和二区套损类型表
2.套损特点
通过套损基本情况、套损形态特征以及套损统计特征分析，总结出以下五个特点：
2.1套损严重，套损比例达到了27.5％。
2.2套损分为四种类型，以缩径为主。
2.3套损名义寿命短，套损高峰期分别为8～10年、12～15年、26～34年。
2.4套损是渐近发生的。
2.5套损深度在1200～1700米占到3/4。
二、港东油田套损机理研究
1.地质因素分析
1.1地质层位分析
通过套损分析（298口井，319个套损点），港东油田上覆层套损点共有30个，占9.4％，油层部位289个套损点，占90.9％。由此可见，港东油田油层部位套损占主体。其中油层部位套损在Nm3的占36.7％，其次是Nm2，占26.3％，Nm4占22.5％，馆陶组油层段共占5.2％，其它只占9.3％。
1.2岩性分析
通过套损综合图分析，港东油田套损部位所对应的岩性，泥岩对应163个套损点，占56.6％；砂岩对应79个套损点，占27.4％；砂泥界面46个套损点，占16.0％。统计表明，港东油田泥岩对应套损占主体，其次为砂岩，砂泥界面最少。此结论预示港东油田套损机理为泥岩水化、出砂以及地层相对滑动，其中泥岩水化是港东油田套损的主体。
2.工程因素分析
2.1工程因素-固井质量
A、固井质量不好，注入水窜入软弱夹层中（如风化壳、断层、化石层、泥岩层等），发生套损。
B、固井质量不好，降低套管抗外挤能力
港东油田固井二界面质量普遍不好，一界面固井质量大多没有问题。由于二界面固井质量不好，为水的串槽提供了通道，当水窜入泥岩层后，随着时间的推移，泥岩水化，可能发生套损。
2.2工程因素-套管钢级
根据套管强度等级，J55的屈服强度最低，P110的强度最高。港东油田使用的J55套管统计401口，套损170口，占J55套管总井数的42.4％；其次是N80套管，共统计322口，套损77口，占N80套管总井数的23.9％；港东共43口井使用了P110套管，损坏8口，占18.6％，81.4％的套管没有损坏。
3.开发因素分析
地质因素是套损的内因，开发因素是套损的外因。与套损关系密切的开发因素包括油田的开发方式、注水压力以及含水等因素。
港东油田历年套损井数与含水进行对比，我们发现高含水对应着高套损率，综合含水和套损明显相关，为泥岩水化提供了水源。
港东油田地层压力总体保持稳定，没有大起大落的情况，因此地层压力和套损也无明显的关系。
4.力学机理
4.1泥岩水化膨胀对套管的影响
泥岩进水后，泥岩产生水化现象，一是泥岩变软强度降低；二是泥岩进水后可能膨胀，从而产生水化应力。泥岩部位套损表现为挤毁套损，套损形态为缩径变形。套管挤毁是一个相当复杂的研究课题。该领域的研究广泛涉及到众多影响因素。其中地应力的作用尤为显得突出和重要。而地应力对套管的作用形式、作用强度等也随着不同的油田地应力状态的不同而不同。为此，欲深入研究和揭示套管损毁机理，需要首先对研究区域的地应力状态和目标层的岩石力学性质进行深入的研究和准确的把握，然后选择适宜的研究手段进行有针对性的研究。
对港东油田地应力状态和岩石力学性质进行了测定和分析，在此基础上，以有限元数值模拟分析技术为主要的研究手段，深入研究了典型地层和套管组合形式条件下的套管壁及其附近的应力分布状态以及位移变形情况，通过系列研究，对泥岩水化挤毁套损力学机理有了进一步的认识。
港东油田泥岩水化套损为主要原因，原因如下：
●地质模型表明，港东油田56.6％套损点位于泥岩部位；
●工程因素分析表明，固井二界面质量差提供了水进入泥岩层的通道；
●套损形态分析表明，港东油田套损形态缩径占85.51％，这和套损点在泥岩部位比例相当；
●开发因素分析表明，油田高含水和套損量成正比，高含水意味高套损率。
4.2固井质量对套管的影响
通过泥岩水化程度与套管受力变化规律分析，可以看出固井质量好坏对套管的最大Von mise应力影响很大，固井质量不好，套管要分担更多的应力，以钢级为P110，壁厚9.17的套管为例子，完全水化后，固井质量好时套管上最大Von mise应力为431MPa，固井质量很差时套管上最大Von mise应力为906MPa，在相同条件下，好的水泥环分担了近50％的套管载荷，当然这是一种极端的情况，一般情况下，好的水泥环可以分担20～30％的套管载荷，因此在钻井过程中应尽量提高固井质量。
5.套损主控因素分析
通过以上几方面的分析，找出了港东油田套损的主要原因：
●泥岩水化：通过套损基本特征、工程因素、地质因素以及力学机理分析，泥岩水化是港东油田套管损害的主控因素，占全部套损的72.6%。
●其它因素的影响：港东油田的套损还受出砂、二界面固井质量、套管钢级、狗腿度等因素的影响。影响比例占套损的27.4％。
三、套损预防措施
套管优化设计，提高固井质量，防止泥岩水化挤毁套管；
优化钻井井眼轨迹：北东120度～北东180度和北东300度～北东360度区域井壁稳定性好；
优化射孔参数，采用60度相位螺旋射孔降低套管强度损失；
实施早期防砂，防止地层因大量出砂引起的亏空；
选择适宜的套管钢级和壁厚，根据泥岩水化套损力学模型计算安全系数的结果，推荐使用钢级P110、壁厚7.72、9.17mm的套管。
一、港东油田套损特点
1.套损类型（见下表）
一区和二区套损类型表
2.套损特点
通过套损基本情况、套损形态特征以及套损统计特征分析，总结出以下五个特点：
2.1套损严重，套损比例达到了27.5％。
2.2套损分为四种类型，以缩径为主。
2.3套损名义寿命短，套损高峰期分别为8～10年、12～15年、26～34年。
2.4套损是渐近发生的。
2.5套损深度在1200～1700米占到3/4。
二、港东油田套损机理研究
1.地质因素分析
1.1地质层位分析
通过套损分析（298口井，319个套损点），港东油田上覆层套损点共有30个，占9.4％，油层部位289个套损点，占90.9％。由此可见，港东油田油层部位套损占主体。其中油层部位套损在Nm3的占36.7％，其次是Nm2，占26.3％，Nm4占22.5％，馆陶组油层段共占5.2％，其它只占9.3％。
1.2岩性分析
通过套损综合图分析，港东油田套损部位所对应的岩性，泥岩对应163个套损点，占56.6％；砂岩对应79个套损点，占27.4％；砂泥界面46个套损点，占16.0％。统计表明，港东油田泥岩对应套损占主体，其次为砂岩，砂泥界面最少。此结论预示港东油田套损机理为泥岩水化、出砂以及地层相对滑动，其中泥岩水化是港东油田套损的主体。
2.工程因素分析
2.1工程因素-固井质量
A、固井质量不好，注入水窜入软弱夹层中（如风化壳、断层、化石层、泥岩层等），发生套损。
B、固井质量不好，降低套管抗外挤能力
港东油田固井二界面质量普遍不好，一界面固井质量大多没有问题。由于二界面固井质量不好，为水的串槽提供了通道，当水窜入泥岩层后，随着时间的推移，泥岩水化，可能发生套损。
2.2工程因素-套管钢级
根据套管强度等级，J55的屈服强度最低，P110的强度最高。港东油田使用的J55套管统计401口，套损170口，占J55套管总井数的42.4％；其次是N80套管，共统计322口，套损77口，占N80套管总井数的23.9％；港东共43口井使用了P110套管，损坏8口，占18.6％，81.4％的套管没有损坏。
3.开发因素分析
地质因素是套损的内因，开发因素是套损的外因。与套损关系密切的开发因素包括油田的开发方式、注水压力以及含水等因素。
港东油田历年套损井数与含水进行对比，我们发现高含水对应着高套损率，综合含水和套损明显相关，为泥岩水化提供了水源。
港东油田地层压力总体保持稳定，没有大起大落的情况，因此地层压力和套损也无明显的关系。
4.力学机理
4.1泥岩水化膨胀对套管的影响
泥岩进水后，泥岩产生水化现象，一是泥岩变软强度降低；二是泥岩进水后可能膨胀，从而产生水化应力。泥岩部位套损表现为挤毁套损，套损形态为缩径变形。套管挤毁是一个相当复杂的研究课题。该领域的研究广泛涉及到众多影响因素。其中地应力的作用尤为显得突出和重要。而地应力对套管的作用形式、作用强度等也随着不同的油田地应力状态的不同而不同。为此，欲深入研究和揭示套管损毁机理，需要首先对研究区域的地应力状态和目标层的岩石力学性质进行深入的研究和准确的把握，然后选择适宜的研究手段进行有针对性的研究。
对港东油田地应力状态和岩石力学性质进行了测定和分析，在此基础上，以有限元数值模拟分析技术为主要的研究手段，深入研究了典型地层和套管组合形式条件下的套管壁及其附近的应力分布状态以及位移变形情况，通过系列研究，对泥岩水化挤毁套损力学机理有了进一步的认识。
港东油田泥岩水化套损为主要原因，原因如下：
●地质模型表明，港东油田56.6％套损点位于泥岩部位；
●工程因素分析表明，固井二界面质量差提供了水进入泥岩层的通道；
●套损形态分析表明，港东油田套损形态缩径占85.51％，这和套损点在泥岩部位比例相当；
●开发因素分析表明，油田高含水和套損量成正比，高含水意味高套损率。
4.2固井质量对套管的影响
通过泥岩水化程度与套管受力变化规律分析，可以看出固井质量好坏对套管的最大Von mise应力影响很大，固井质量不好，套管要分担更多的应力，以钢级为P110，壁厚9.17的套管为例子，完全水化后，固井质量好时套管上最大Von mise应力为431MPa，固井质量很差时套管上最大Von mise应力为906MPa，在相同条件下，好的水泥环分担了近50％的套管载荷，当然这是一种极端的情况，一般情况下，好的水泥环可以分担20～30％的套管载荷，因此在钻井过程中应尽量提高固井质量。
5.套损主控因素分析
通过以上几方面的分析，找出了港东油田套损的主要原因：
●泥岩水化：通过套损基本特征、工程因素、地质因素以及力学机理分析，泥岩水化是港东油田套管损害的主控因素，占全部套损的72.6%。
●其它因素的影响：港东油田的套损还受出砂、二界面固井质量、套管钢级、狗腿度等因素的影响。影响比例占套损的27.4％。
三、套损预防措施
套管优化设计，提高固井质量，防止泥岩水化挤毁套管；
优化钻井井眼轨迹：北东120度～北东180度和北东300度～北东360度区域井壁稳定性好；
优化射孔参数，采用60度相位螺旋射孔降低套管强度损失；
实施早期防砂，防止地层因大量出砂引起的亏空；
选择适宜的套管钢级和壁厚，根据泥岩水化套损力学模型计算安全系数的结果，推荐使用钢级P110、壁厚7.72、9.17mm的套管。