7论文吴丽娟

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1、第二油矿油水井套管损坏原因分析及防治措施吴丽娟采油七厂第二油矿八八—1—刖旨第二油矿自投产开发以来，全矿已经钻井1399口，在用井1251口，截至2010年五月份，全矿已经发生套损井221口，占钻井总数的15.8%O油水井套损现象已经严重影响了本矿油田注采结构调整和注采开发效果，成为制约油田开发效益提高的重要因素。因此，本文通过对第二油矿的所在区块的套损现象进行分析，总结出套损现象在二矿地区的发生原因和分布规律，并提出治理套损的对策和防治措施。一、区域概况第二油矿组建于1980年3月11日,同年四月开始投产。管辖葡北（葡二联地区L太南、葡47三个开发区。油田管理面积133.32平方公里，地

2、质储量7955.25x104to全矿累积产油2338.8911x104t,累积产水4626x104m3,累积注水10664.004x104m3o累积注采比1.38，综合含水88.88%。平均地层压力8.81MPao自投产以来，全矿目前共钻井1399口。全矿已经发生套损井221口，其中变形"2口，错断85口，破裂24口。套损井占钻井总井数的15.8%(表1-1)，通过更新修成54口，直接修成在用"2口(油井27口，水井85口)，未修成报废未更新23口。表1-1第二油矿套损井情况统计表分区总井数套损井套损比例(%)油井水井合计油井水井合计油井水井合计I16075235728354.437.31

3、4.9II19212131324557912.545.525.2III2261503762255779.736.720.5IV951403306021.4太19074271013694.122.2&9太南231106337216180.915.15.3全矿8924841399581632216.433.415.82009年发生套损井“口，新发生10口，1口二次套损。其中钻控区发生3口,聚驱试验区发生2口(表1-2)b由于经常停泵，导致油层受内外压力的交替挤压，聚驱试验区的28口已累计发生套损7口。年套损率0.88%。表1-2第二油矿2009年套损井情况统计表序号井号井别套损原因内径(mm)

4、深度(m)套损部位套损原因分析1葡68-90油井变形108875.19射孔井段顶部断层边，在2008年上半年钻控井区内2H77-91注水井变形1141123.3射孔井段内2008年上半年钻控•与断层隔2个井排，井且油井76-91高关15年3葡7~94注水井变形断层边.2008年上半年钻控井4葡57-95注水井变形1151169.43射孔井段内与断层隔1个井排•离断层不到4(X)米5葡78-79注水井变形1161055.61射孔井段内离断层700米，周国井都已套损•周围3口油井高关6葡63-82注水井变形971097.99射孔井段内聚合物试验区注入井，超允许压力注水0.94MP7葡61-82

5、2油井变形1081112.7射孔井段顶部聚合物试验区油井，连通注聚井61・82、61-83都套损8葡6Q8O油井报废断层边，离断层近约35()米9太111-74注水井变形1071237」射孔井段内连通油井太】11-75.太1丨1・76高关10太100・67注水井变形1141147.21射孔井段内连通油井太99-67v太99・68高关11太113-62注水井变形断层边，该井注水压力较高15.2MPa,与最高允许注水压力持平二、套损因素分析第二油矿所属区块包括葡北仁2、3断块，太190地区和太南地区，各个区块均不同程度出现了套损现象，套管损坏是多种因素所致，针对二矿各个区块的特点主要可以分为地

6、质因素、工程因素两大类:1.地质因素与套损关系地质因素主要可以从构造和岩性两方面分析，根据数据分析,断层构造分布与泥岩吸水变形是影响套损的主要因素。1）泥岩吸水膨胀和蠕变与套管损坏的关系泥质岩是一种不稳定岩类，泥质岩在水浸入时，极易造成如绿泥石和蒙脱石等粘土成份吸水膨胀，并改变泥质岩的力学性质和应力状态，使泥质岩产生变形和位移（如图1）,挤压破坏套管。FTH砂岩图1泥岩膨胀引起套管损坏示意图泥质岩浸水后形成不断扩大的浸水域，从而减小岩层的摩擦系数，降低岩层的原始抗剪强度，软化地层，使原始相对平衡的地应力场失去平衡,引起泥质岩地层蠕动，使套管受挤压、拉伸等多种复杂载荷，当外部载荷超过套管的抗

7、拉压强度时,套管就被弯曲变形乃至错断。从二矿的套损井数据来分析，在已发现的累积221口油水井中，有175口井套损层位发生在泥质岩层占套损总数的79.18%,这充分证明了岩性对套变影响的重要性。2）断层与套管损坏的关系断层分布及断层两侧压差不均衡是导致断层两侧油水井套管损坏的主要因素之一。在构造运动中，断层是地应力最集中的地区，断层面及其两侧是稳定性最差的地区，如果断层两侧的注采不平衡就会造成地层压力高的一侧向低的一侧滑动