CN1594829A - 预防油田套管损坏的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种预防套管损坏的方法，该方法主要为选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。并进一步指明在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力；在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近；在确定合理注水压力时可以考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力，固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。利用本发明技术方案，可以有效预防套损的发生，具有较强的实践指导意义和可操作性。

Description

预防油田套管损坏的方法

技术领域：

本发明属于石油天然气开采领域，涉及一种预防套管损坏的方法。

背景技术：

在石油天然气开采中，需要将大量的套管埋藏在地层中，在使用过程中，这些套管会发生损坏，从而影响石油天然气的开采。宏观上导致套管损坏的因素可分为三类：地质因素、工程因素和其他因素。而基于岩石力学、流体力学角度研究套损机理这是国内外共识，但总的看来，在许多情况下套管损坏不是单一因素造成的，而是各类因素综合作用的结果。

关于套管损坏问题，十几年来取得了很多成果与认识，归纳起来主要是：

①在相邻区块地层压力相差较大的情况下，基于浮托理论，高孔隙压力可相对增加地层斜面上的剪切力，导致岩体位移、套管损坏。

②依据粘土理论，当注入水窜入非油层后能使粘土膨胀，增加其塑性与润滑性，即水浸域内泥岩蠕变、位移，导致套损。

③依据构造应力理论，认为在构造轴部、断层附近应力集中，注水采油过程中引起扰动应力变化，易使套管损坏。

④基于热胀冷缩原理：即注水降低了岩石的温度，使水平周向应力降低，易使套管损坏。

⑤其它因素：套管本身质量不好、射孔或压裂工艺不当等工程因素以及井下作业维修过程中操作不平稳等等。

上述研究在一定时期从某一方面对减少和预防套损发生发挥了作用。并未从根本上找到套损发生的原因，因此其预防措施治标未治本，导致仍然时有套损发生。

发明内容：

本发明目的在于深入研究产生套损的根本原因，并针对注水开发单层或多层非均质砂岩油田套管损坏的问题提出根本性预防措施。

油田套管损坏的表现形式是位移量的大小，而本质是地应力变化与套管承载能力的关系问题。本发明依据系统、信息与控制论观点，认为注水是产生油田干扰应力的主要因素之一，重点研究了注水对油田套管损坏的影响及其影响程度，进而提出了预防套管损坏的主要方法是：通过对注水压力、原始地层压力与套管损坏时间序列的分析，重新定义了油田合理注水压力，进而认为在单层开采条件下，合理注水压力要小于射孔顶界的破裂压力，在多层合采条件下合理注水压力控制在原始地层压力附近，这是预防套管损坏的基本原则与途径。

具体而言，本发明提出的预防套管损坏的方法为：选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。

上述预防油田套管损坏的方法中，在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力。

上述预防油田套管损坏的方法中，在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近。确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力；固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。

上述预防油田套管损坏的方法中，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式之一计算：

P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756，其中，H为井深，Q为日注水量。

P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10，其中，H为井深，Q为日注水量，ρ为岩石密度。

P_上＝0.013H+0.5，其中，H为井深。

P_上＝0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_C)}×0.098，其中，H为井深，Q为日注水量，P_C为平均咀损。

采用上述技术方案，本发明首先提出了单层和多层非均质砂岩油田开发预防套管损坏注水压力的上限，具有较强的实践指导意义和可操作性。

附图说明：

图1为大庆油田各开发阶段套损井数分布曲线图；

图2为第一采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；

图3为第四采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；

图4为第六采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；

图5为第七采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；

图6为第十采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；

图7为太北油田注水压力与套管损坏的关系图；

图8是扶余油田两个采油站累积套损井数与井口注入压力关系图。

具体实施方式：

为清楚阐述本发明，以下从几方面进行说明。

(一)套损的力学原理与岩石力学性质

1、套管损坏的力学原理

就套损问题而言，套管本身的钢级强度、套管与岩层的固结强度以及岩层本身的岩石力学性质，是导致套损的内在因素，属固体力学问题；而注水等引起的孔隙水压的变化则是导致套损的外在因素，属流体力学问题，莫尔—库仑定律实现了两者的统一，构成了多孔岩石形变力学分析的理论基础。

众所周知，物体对外界施加载荷的反应取决于载荷的大小，物体的形状和物体本身结构的性质，对于液体或气体介质中任一点的压力状况可用一个简单的数字(标量)来说明，而固体介质中任一点的压力状况要用应力张量来描述。通常应力张量具有三轴椭球体形式，习惯上用σ_H表示最大水平主应力；σ_V示垂向主应力；σ_h表示最小水平主应力。对于油田来说，油层中的孔隙不但被油气所充满，而且具有一定的压力，同时在注水开发过程中，注水会导致孔隙内流体压力的变化。研究表明，孔隙水压P_S与应力的作用方向相反，也就是说油层中的有效应力值为(σ_H-P_S)和(σ_h-P_S)。

从力的分解原理可知，应力在三个主平面以外的任意平面上，除正应力外还产生一种剪应力，若将(σ_H-σ_h)称作差异应力，考虑包含最大(σ_H)和最小(σ_h)主应力面的情况，对于油层内部与σ_h轴成θ角的任一面，其法向应力σ_n与剪应力τ理论上由下式描述^[4]：

剪应力τ力图引起该面上的剪切运动，而法向应力σ_h则力图制止这种剪切运动，两者关系由莫尔—库仑定律描述：

         τ＝τ₀+σ_ntanφ            (2)

式中：τ-剪切应力；σ_n-法向应力；τ₀-内聚力(抗张强度)；φ-内摩擦角；tanφ-内摩擦系数。由(2)式可知，当τ＞τ₀+σ_ntanφ时，剪切运动就是不可避免的。

2、套损部位的岩石力学特征

套管损坏的类型无论是错断、破裂还是变形，在数量上都是以位移量形式表现出来的，而导致位移的直接原因在于岩石的蠕变。

岩石力学研究认为，表现为脆性的物体往往在缓慢的作用下可以发生显著的塑性形变，并将这种缓慢的形变称之为蠕变。值得注意的是，有时虽然应力并没有超过其弹性限度，但在长期的、连续的作用下也可产生永久性的变形。套管损坏部位的泥岩、油页岩就具有这种蠕变性能。由莫尔—库仑定律可知，泥岩的蠕变程度完全取决于摩擦系数tanφ的大小，而摩擦系数中φ的大小又取决于泥岩的水化程度。为研究油层纵向上岩石的力学性质，刘子晋等于1986年设计并完钻了高133-检42井，对萨一组以上地层中的泥岩(含油页岩、粉砂质泥岩)进行了系统取心，并在石油大学岩石力学实验室进行了岩石的三轴蠕变试验，试验结果表明，泥岩内聚力τ₀与泥岩含水关系可用下式描述：

τ₀＝96.46-5.33f_w，相关系数R＝0.961，S＝4.6    (3)

泥岩摩擦角与泥岩含水也呈明显的线性统计关系：

φ＝33.93-2.67f_w，相关系数R＝0.97，S＝2.0      (4)

显然，泥岩的含水程度大小决定了泥岩蠕变程度高低。

3、断层、构造轴部岩石力学特征

在构造运动过程中，断层的产生表明该处曾是地应力最集中的地方，当构造运动过后，断层面及其附近的稳定性是最差的，其内聚力或抗张强度是最小的。因此，在断层附近注水即使是注采比合理，但由于注水引起的孔隙水压的变化也很容易致使断层失去平衡或者说引起断层的复活。同样，构造轴部也曾经是应力最集中、裂缝较发育的区域，稳定性极差，地应力场稍有变化就会引发集聚能量的释放，并以不同的方式导致套管损坏。

(二)注水压力控制在原始地层压力以内是防治套损的主要途径

油田套管损坏问题是一个从地质、工程到管理连锁反应极强、具有整体性能的系统性问题。从钻井、固井、完井、射孔、注水、采油、修井、压裂直至调整措施的实施，任何一个环节存在问题，都暗示着套管存在潜在的损坏可能性。由于导致套损的因素往往不是单一的，具有多因多果的特点，因此套损防治必须从整体出发，重视每一个环节，关键是搞好注水。

1、注水井上限注入压力计算

对采油1、4、10厂目前注水压力进行统计，结果表明，导致注水压力差别的原因与注水合理上限的计算有关系。

喇萨杏油田具有同一油水界面，同一水动力系统，储集层纵向上的变化基本一致，具有同一岩石密度0.023，因此，储层垂向应力计算方法应该是统一的，注水井上限注入压力的计算方法也应该是一致的，否则，既不便于比较分析，也不便于管理。

统计表明，喇萨杏各开发区注水井上限注水压力计算方法并不完全相同，有的差别较大，其结果必然是同一深度储层破裂压力不一样，井口上限注水压力也不相同。由于合理注水压力上限界定的标准不同，导致了实现注水合理控制上的困难。

为了说明井口上限注水压力计算方法不同所导致的同一深度井口合理注水压力的区别，对采油1-5厂井口上限注入压力进行了计算，计算条件是笼统注水。如：井深(H)1000m，岩石密度(ρ)0.023，日注水量(Q)300m³/d。计算结果如下：

采油一厂：

P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756＝13.8926MPa    (7)

采油二厂：

P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10＝12.7846MPa           (8)

采油三厂：

P_上＝0.013H+0.5＝13.5MPa  注：0.5为套损和咀损    (9)

采油四厂：

P_上＝{0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_C)}×0.098

    ＝(130.0+3.22043+0.5875)×0.098＝13.113MPa    (10)

式中P_C＝0.5875MPa，平均咀损，在笼统注水下，不考虑咀损

P_上＝13.06MPa

                 表1：采油1-5厂井口上限注水压力计算结果

厂别	一厂	二厂	三厂	四厂	五厂
						井口上限注入压力(Mpa)	13.8926	12.7486	13.5	13.06	13.389

计算结果见表1，从表上可看出，同一深度下井口注入压力最大相差1.144MPa，最小相差0.640MPa。导致计算结果出现这种差别的关键是计算公式中考虑的影响因素不同。有的考虑沿程阻力损失，有的不予考虑。从理论上讲，在注水压力计算中考虑沿程阻力损失是应该的。沿程阻力由下式计算：

P_h＝λ(1/d)v²/2g                    (11)

式中：P_h——沿程阻力损失，MPa；

      d——流管直径；

      v——流速；

      λ——摩擦系数，λ＝f(d×v×γ)，γ——运动粘度系数。

从表面上看，该公式的物理概念清楚，简单明了，计算也很简单。但事实上由于摩阻系数求取异常困难，因此，至今人们仍然无法直接用该式计算沿程压力损失。通常采用物理统计方法，结果是不同区块沿程阻力损失计算公式也不一致，而且无法界定其合理性。

事实上，计算水井注入压力上限目的是防止超破裂压力注水，以免导致套管损坏。沿程压力损失计算公式说明：流速的平方与压力损失成正比，即流速越大，压力损失越大。分析地面管流与储层渗流的特征就会发现流速是比较小的，从油田高渗透层目前实际注入量来看，日注水量一般小于500m³/d，换成流速为5.78×10^-3m³/秒，因此，忽略沿程压力损失对于确定井口上限注入压力影响不大，也便于实现计算方法的统一。

2、关于水驱砂岩油田合理注水压力的概念

目前，合理注水压力的定义较多，归纳起来有下述几种：

(1)在多层合采条件下能使每个层都能同时吸水、每个层都能同时出油的压力为合理注水压力；

(2)基于油层的非均质性，将合理注水压力定义为能使绝大多数油层同时吸水的压力为合理注水压力；

(3)定义在注采平衡的前提下能保证油田达到一定采油量时的注水压力为合理注水压力；

(4)定义合理注水压力应小于或等于油层的破裂压力。

本发明定义的合理注水压力是：在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力为合理注水压力。

3、合理注水压力研究途径分析

回顾油田合理注水压力的历史，无论过去还是现在，对于合理注水压力的确定普遍采用的途径就是依据注采平衡原理“以采定注”或者说通过“配产配注”，即先配产后配注，通过配注量大小确定注水压力，这种以产量为中心的注水压力确定方法本身就未能顾及到套管的安全，当然注水压力的合理性也就难以保证。值得注意的是，人们在生产实践中逐步认识到由于储层性质及其它各种原因要完全实现注采平衡、保持地层压力稳定是不现实的，而注采比R＝1只具有理论上存在的意义，于是又提出了水驱多层砂岩油田合理注采比问题，并认为只要确定了油田的合理注采比(注采比不一定等于1.0)，那么在这一指标控制下的其它各项指标也必然是合理的，其中自然也包括注水压力。事实上，只要认真分析合理注采比的研究途径，不难发现合理注采比研究仍然是以期望的产油量为基础的，结果出现了合理注采比的变化范围很大，从1.0变化到2.1，甚至3.0以上(大庆外围油田)，按一般逻辑推理，这些注采比对应的注水压力自然也是合理的。也就是说如果计划产量低，那么合理注采比就可以低，注水压力低是合理的；如果计划产量高，那么合理注采比就高，注水压力高也是合理的。方法本身存在的随意性使注水压力的合理性失去了评价标准。本发明认为，注水既然是油田系统的主要控制输入，而产液量是系统的主要输出，由于油藏系统的复杂性所导致的输入与输出关系的不确定性，严格地说两者并不具有完全的可逆性，而“以采定注”恰恰忽略这一点。因此，仅从套管安全考虑，理论和实践表明，“以注定产”或“配注配产”才是顺乎自然的、合乎逻辑的。也就是说，依据合理注水压力下油层的吸水能力，在注采平衡的条件下计算出油井的产液量，既保证了套管安全，也可保证合理的产液量。而“以采定注”或“配产配注”是很难实现油田最佳控制的。以“合理注采比”替代“合理注水压力”的研究也是不现实的。

4、水驱多层砂岩油田合理注水压力

对于注水开发多油层孔隙砂岩来说，研究地应力的变化实质是研究孔隙水压的变化，最终归结为合理注水压力的选择。以下以大庆油田为例说明合理注水压力的选择方法：

(1)大庆油田各开发区历年注水压力与套损井数关系

对大庆油田各开发区及喇萨杏油田历年平均注水压力与套管损坏井数关系统计结果见图1-图6。分析图1-图6，可以看出油田注水压力与套管损坏速度两者具有比较明显的相关性，而且油田两次套损高峰对应的是两次注水压力的高峰。特别是分析注水压力、原始地层压力与套损速度关系可以明显看出，当注水压力低于油层原始地层压力时套管损坏速度是相当低的，而当注水压力逐步接近原始地层压力时，套管损坏速度也逐步上升，一旦注水压力超过油层的原始地层压力，套管损坏的速度就明显加大。这种具有普遍性的现象深刻揭示了油田注水压力、原始地层压力与套管损坏间的本质联系。即注水压力与原始地层压力的正向差值ΔP越大，则套损速度越大。

(2)大庆油田合理注水压力的理论分析

从石油大学(北京)对大庆油田套管受位移性载荷与注水压力及地质构造等因素的宏观关系的理论计算研究中也可得到佐证。该项研究设计模型的油藏剖面轮廓近似于大庆长垣的横向截面，且西部坡度大于东部坡度。在计算中按照线弹性岩石力学理论处理了方程和边界条件；采用有限元方法实施全部计算。结果表明“当井口注入压力为10MPa时，位移性载荷很小，不足引起套损；当井口注入压力为12MPa时，在构造轴部以及西部足以引起套变甚至错断；当注入压力升至14.0MPa时，拉伸位移达5.7～9.6cm，横向错切位移1.5～6.4cm，导致套损是必然的”。即对大庆油田来说，井口注水压力小于或等于10MPa或者说低于原始地层压力条件下，套管是安全的，大于10MPa或者说接近原始地层压力时则套管的安全系数就降低，注水压力12MPa时套管就会损坏，而当注水压力达到14MPa后套管损坏是必然的。

将图1-图6所揭示的注水压力、原始地层压力与套损速度的关系和石油大学的理论计算结合起来分析，认为大庆油田的合理注水压力应限定在原始地层压力的水平上，这是预防套管损坏的主要途径。当然，油田合理注水压力的选择与确定还必须考虑到固井质量的差异及其所能承载的压力情况。具体来说，对于固井质量好的区块，注水压力可取原始地层压力；固井质量中等的，注水压力应适当低于原始地层压力。

5、控制注水压力实例

(1)、太北与高台子油田注水压力与套损井数对比分析

大庆长垣的太北与高台子油田投产时间仅相差3年，两个油田的地质条件具有较强的相似性，但在开发上采取了两种截然不同的方针。太北采取稀井高产，高压注水，高台子油层采取了温和注水，结果，高台子套管损坏率只有4.6％，而太北油田高达21％。特别应该指出的是高台子油田的注水压力始终在原始地层压力附近。而太北油田注水压力始终高于原始地层压力1.5～2.9MPa。见图7。

(2)、扶余油田A站与B站注水压力与套损井数对比分析

扶余油田也有与大庆类似现象，扶余油田面积83.62km²，油层平均有效厚度10.3m，原始地层压力4.0～4.4MPa。该油田1970年投入开发，采用正三角形井网，井距150～200m。1973年全面转入注水开发，1978年出现大批油水井套损。图8是扶余油田两个采油站累积套损井数与井口注入压力关系，B站的注水压力始终低于原始地层压力，而A站的注水压力始终高于原始地层压力，套损比例也远远高于B站。此外，值得研究的是吉林双阳油田，面积4.7km²，储量900万吨，原始地层压力20MPa。共有油水井55口，其中油井42口，水井13口。88年投产，89年开始注水，注水压力控制在15MPa以内，低于原始地层压力5.0MPa，11年没有发现1口井套损。

(3)、海洋石油公司埕北油田注水压力与套损井数对比分析

海洋石油公司埕北油田也是如此，该油田共有52口油水井，1985年投入开发，先边水驱动，后改注水与边水联合驱动，注水压力低于原始地层压力5～6MPa，开采18年无1口套损井。

上述实例均有力地证明了注水压力保持在原始地层压力附近是有利于套管保护的。

Claims (9)

1、预防油田套管损坏的方法，其特征在于，选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。

2、根据权利要求1所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力。

3、根据权利要求1所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近。

4、根据权利要求3所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力。

5、根据权利要求3所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。

6、根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：

P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756

其中，H为井深，Q为日注水量。

7、根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：

P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10

其中，H为井深，Q为日注水量，ρ为岩石密度。

8、根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：

P_上＝0.013H+0.5

其中，H为井深。

9、根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：

P_上＝{0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_c)}×0.098

其中，H为井深，Q为日注水量，P_c为平均咀损。

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