艾特论文网:5年论文服务经验,专业提供职称论文写作指导、职称论文发表指导、毕业论文写作指导等业务!节假日不休!QQ:10298635 周老师

搜索文章:  

超细水泥封堵技术在套损井上的应用

发布时间:2016-11-13 22:01:09 浏览:471 次 字体大小: | |

摘要:本文针对近几年葡萄花油田油水井套损加剧,套管破裂、弯曲增多,加之部分井套管外冒水、窜气等情况。对其原因分析后,应用超细水泥浆,分别采取了不同的注入工艺进行封堵,使得出砂套损井,大段弯曲套管破损井,以及管外窜气井得到了有效的治理。

关键词:超细水泥浆 套损 封堵

油田进入开发后期,油水井套损状况逐年加剧,套损情况也越来越复杂,多段腐蚀破裂、弯曲且伴随大量出砂的套损井在大修所占的比例逐年增多,且部分井套管外冒水、窜气也严重影响了矿区的安全生产,这些井治理难度较大。对大段水泥环损坏或油层多段出砂、出泥浆的套损井,通常采取报废油层后侧斜或更新,但费用较高。为寻求这类油水井的有效治理办法,开展了超细水泥封堵试验,探索这类井的有效治理途径。

一、超细水泥封堵的技术优势

超细水泥造浆性能好,抗水渗能力强,能够进入到较小缝、孔、喉内部,可以对很小的孔隙进行有效充填,提高封堵质量和强度,基于这些特性,近几年超细水泥在封窜、堵水和堵漏等方面已得到越来越多的应用,但其在套损井上的应用并不多见。

套管变形或腐蚀破裂且出砂较严重的套损井,往往伴存着管外水泥环损坏及地层大量出砂留下的大孔洞、大通道,一般的修井工艺是无法对其进行修复的,而水泥浆尤其是超细水泥浆因其特有的粒径小流动性好、凝固时间可调、强度高封堵更牢靠等特点,则很好的弥补了大修技术的不足。

二、应用超细水泥浆封堵技术治理疑难套损井现场试验

1.套管多段破损、出砂井的治理

葡81-77井在2003年2月19日由于卡泵进行作业,起初原井检查发现尾管内有大量泥浆和地层砂,探砂面砂柱高83. 0m。下Φ118 mm铅模打印,在1077. 61m遇阻,起出打印管柱检查,发现铅模侧面有1条较为明显刮痕,底部为砂印。冲砂后测彩色成像,见图1~图4。

在1011.8~1013. 8m腐蚀变形

图1 在1011.8~1013. 8m腐蚀变形

在1020.9~1022.9m腐蚀破裂

图2 在1020.9~1022.9m腐蚀破裂

在1022,3~1024.3m腐蚀变形

图3 在1022,3~1024.3m腐蚀变形

在1027.5~1029. 5m腐蚀变形

图4 在1027.5~1029. 5m腐蚀变形

结果表明:1011.8~1013. 8m腐蚀变形、1020.9~1022. 9m腐蚀破裂、1022.3~1024. 3m腐蚀变形、1027.5~1029. 5m腐蚀变形,见图1~图4。该井在本次施工前日产液15t,日产油2t,综合含水87. 2%。

1)技术思路

按照常规大修工艺,葡81-77井有两种修井工艺选择,一种方案是将腐蚀破裂段1020.9~1022. 9m即葡I5、葡I6号层实施密封加固方式进行加固,1011.8~1013. 8m即葡I31、葡I32号层整形后完井,但该井出砂严重,无法判断具体的出砂层位,只能根据连通的厚度及套损情况大致推断可能是葡I5-6号层出砂,别的层位也存在出砂的可能。第二种方案是直接报废油层后侧斜,但费用一般高达100万元左右,由于该井已累计产油1. 5289×104t,地质控制产量在2.0×104t左右,已采出3/4的可采储量,侧斜工艺在经济上不可行。为此,试验采用水泥封堵技术进行治理。

2)封堵工艺设计

鉴于葡81-77井套损的具体情况,制定了两套方案:

方案一,对各小层进行验窜,若有窜槽,则对窜槽层段进行水泥封窜,否则只将葡I5-6号层进行封堵,视生产情况再定是否需要重新射开葡I5-6号层;

方案二,如果封堵完葡I5-6号层,该井仍出砂,则对全井其他层位进行挤水泥封堵,最后重新射孔完井。

为实现单层封堵,设计封堵工艺管柱为“油管+K344-144封隔器+喷砂器+K344-144封隔器+球座”,见图5。

封堵施工管柱

图5 封堵施工管柱

该组合管柱充分考虑到挤注时压井泥浆进入层段的问题,由于射孔层段以上为压井泥浆,一旦泥浆进入地层,不但会伤害油层,而且可能导致水泥浆挤入量少而封堵失败。管柱中的喷砂器起到了阻止下管柱时压井泥浆进油管的问题,从而保证挤注时进地层液体为水泥浆。

3)现场试验

第一次封堵情况:经整形、通井后逐层进行验窜,发现葡I5-6号层之间窜槽,其他层不窜。然后对葡I5-6层进行试注,有注入量,重泥浆压井后采用设计管柱对葡I5-6号层进行了封堵,水泥封堵用量按下式计算:

Q=πR2Φh+Q损

式中Q-水泥用量,m3;

R-处理地层半径,m,

Φ-地层有效孔隙度,%;

h-油层射孔厚度,m;

Q损-配制和施工过程中的水泥损耗量,m3。

葡北地区的有效孔隙度在21%~25%之间,取1~1.5m,计算得出的水泥浆用量在1.0~2. 6m3,考虑到地层出砂较严重和损耗,取值2.5m3。

为了保证挤注的水泥浆不返吐,替挤液采用密度为1.7g/cm3的压井泥浆,起封堵管柱时,随时补充压井泥浆,现场施工情况见表1。

表1 第一次水泥封堵施工参数表

第一次水泥封堵施工参数表

封堵后钻铣、刮削,对封堵层位葡I5-6号层进行试压,清水正打压15MPa,稳压30min,压力不降,试压合格,证明葡I5-6号层已经成功封堵。

该井封堵后直接下泵生产,初期日产液25t,日产油8t,含水67.7%,产油量上升,含水下降,见到了较好的效果。但仅生产7d再次卡泵,作业证实为砂卡。对葡I5-6号层进行试注,15MPa下没有注入量,证实该层封堵有效,同时证实除葡I5-6号层外其他层也存在出砂的问题,但具体层位难以确定。

第二次封堵情况:由于该井具体出砂层段不确定,采用第二套方案,对全井其他层进行水泥封堵,然后再重新射孔。

本次采用全井笼统封堵,因此采用光油管进行正打压挤注封堵。具体施工参数见表2。

表2 第二次水泥封堵施工参数表

第二次水泥封堵施工参数表

候凝48h后,对封堵段进行了钻铣、刮削。为了确定是否封堵成功,全井试压,发现有注入量,分层试注,发现葡I2、葡I4两层有注入量,封堵不成功。

全井笼统封堵失败的原因分析主要是该井层间矛盾较大,如葡I2号层射开厚度仅0. 8m,无有效厚度,孔数10个,在进行全井笼统封堵过程中,启动压力低即吸水好的层位注入量大,吸水差的层位注入量小甚至于压力未达到其启动压力而无注入量,为了达到“堵而不死”的目的(将来要重新射孔生产),又不能盲目地提高压力和大量的注入水泥浆,因此造成笼统封堵的失败。

第三次封堵情况:在分析上次封堵失败原因的基础上,进行了重新封堵,仍采用笼统管柱,发现压力明显上升,从而证实上述原因分析是正确的。具体施工参数见表3。

表3 第三次水泥封堵施工参数表

第三次水泥封堵施工参数表

施工后重新试压,正打压15MPa,稳压30min,压力不降,证明封堵成功。封堵成功后,采用穿透性好的DP44RDX-5射孔弹对该井进行重新射孔后下泵生产,日产液15t,日产油3t,与封堵前相比,日产液量不变,但日产油增加1.0t,综合含水降低20.5个百分点,取得了较好的封堵和一定的控水增油效果。封堵试验成功后,该井一直正常生产。

2.对套管大段弯曲、破损井的治理

套管大段弯曲破损的井,现有大修工艺不能进行很好的解决,为了能继续利用这部分井,试验了水泥封堵技术,取得了一些成功的经验。

葡86-44井为一口高含水油井,2004年4月25日对其实施机械堵水时,发现砂柱高48. 84m,下铅模打印证实套管在678.94m变形弯曲,最小直径110mm。16臂井径测试证实套管三段破损变形:666.63~ 667.5m套变最小Φ116. 69mm,最大Φ135. 65mm;844. 81~845. 69m破损,最小Φ119. 48mm,最大Φ131. 21mm;915.0~916. 13m破损,最小Φ110. 84mm,最大Φ135. 92mm。大修整形到套管内通径Φ120mm后,下Φ119mm×5.0m模拟通井规通井时在666m处有夹持力,后下Φ120mm长锥面铣锥磨铣通过,后又下Φ119mm×5.0m模拟通井规通井时遇阻,经判断该井在665m处弯曲。由于该井出砂严重且套管弯曲,不能进行密封加固和机械堵水。决定用水泥进行全井封堵,再重新射孔生产。该井在本次施工前日产液25t,日产油0t,综合含水100%。

采用全井笼统封堵方法。根据之前公式计算出水泥浆用量3.0m2。借鉴葡81-77井施工经验,采用分阶段提高压力的挤注工艺,顺利完成现场施工。水泥封堵施工参数见表4。

表4 水泥封堵施工参数表

水泥封堵施工参数表

候凝48h后,钻开通道,清水打压15MPa压力不降,封堵成功。对葡I2-3号层重新射孔后,下Φ28mm泵正常生产,日产液9t,日产油2t,综合含水81.1%,日产液下降15t,综合含水下降18.9个百分点。葡86-44井水泥封堵前后扇区胶结曲线图见图6。

葡86-44井水泥封堵前后扇区胶结曲线图

图6 葡86-44井水泥封堵前后扇区胶结曲线图

三、应用超细水泥封堵技术在管外冒水、窜气井上的试验

1.对套管外地层疏松导致浅层气水在近套管地带窜出井的治理

在浅层气发育地区,气、水没有明显的界面,而且也没有很好的盖层,由于钻井对地层的振动和破坏,造成井眼附近的地层变得比较疏松。浅层气、水在近井地带形成上窜通道,导致套管外窜气、冒水。

2005年发现的葡196-16井在距套管大约1.5m处有气体冒出,并有大量的地表水返出,在套管周围15m半径内有气泡冒出。对该井套管验漏没有发现漏点,根据地面冒气状况,分析窜气通道不在套管外壁,在井眼附近的地层形成窜气通道后窜出地面,导致井口附近大面积冒气。根据地面情况分析,实施套管内射孔封堵不会取得很好的治理效果,针对这样的外漏情况,在治理工艺上,首先在套管周围疏松地带钻小井眼挤注水泥浆形成盖层,封隔住窜气通道,然后对窜气层位射孔封堵,提高窜气部位水泥环的封隔能力。

在封堵施工时,设计管外下双排油管在不同深度挤注水泥浆封堵工艺。第一次通过油管向105m深处挤注水泥浆,共挤注水泥浆23m3,井场周围仍有气泡冒出;随后又对深度210m处的油管挤注水泥浆43m3,挤注后地面气泡消失,表明水泥盖层封住了窜气通道,然后对497~498m套管射孔挤注水泥浆10m3封堵,加强该段固井质量,封堵后试压15MPa压力不降,封堵成功。

封堵后,该井正常生产,套管及周围地面没有再发生气体上窜情况,表明封堵取得了较好的效果。

2.对固井质量变差,浅层水、气从套管壁窜出井的治理

由于受到浅层气、水的侵蚀,部分井固井质量变差,对气、水封隔能力变弱,在套管外壁形成了一定的气水通道,在套管附近的疏松地带以及水泥胶结薄弱地带形成水气通道,导致正常生产井管外窜气、冒水。

葡188-22井外漏后对该井套管进行了作业验漏,没有发现套管漏失。随后进行了固井质量检测和C/O模式测井,在245~ 712m水泥封固井段水力封隔能力差,712~ 755m局部1~2m水泥封隔能力强。RMT( C/O模式)测井在225. 2m井段以上存在曲线变小的异常层段,为含气显示,且在188. 3m以上异常幅度更为明显。此外在氧活化指示曲线OAI显示,在152~188m以及138m以上井段,管外或管内存在活动的水流。在地面发现有大量的浅层水冒出,伴有大量的气体逸出,初步判断该井为固井质量变差,导致浅层水气窜出。

根据测井解释结果以及地质资料分析,应加强该井的固井质量,提高水力封隔能力,并且在套管附近形成一定的盖层才能很好的封堵住该井的窜气通道。对此类井,在治理工艺上采取套管内射孔挤注水泥浆对窜槽井段进行封窜处理,然后打盖层加强套管附近封隔能力。葡188 - 22井封窜施工,射孔井段190.0~191. 0m,挤注1.9g/cm3水泥浆26m3,水泥浆返至地面,地面水、气窜现象消失,表明窜气通道已经堵住。为了加强该井封固质量,在套管附近形成一个坚固的盖层,随后又在210~211m处再次射孔,累计注入水泥浆16m3,水泥盖层半径大约为2. 3m。封堵后井口水(气)窜消失,恢复正常生产后至今,该井套管外及附近地面均未再发现冒水、冒气现象。目前,该井日产液3. 4t,日产油3.4t。

四、结论及认识

(1)超细水泥封堵技术适用于套管多段破损、变形、水泥环损坏等情况下的大修井,套管错断的井不适宜该项技术。

(2)对于因轻微套损而出砂严重的油水井,采取水泥封堵技术在技术上是可行的,该方法不但可以治理套损油水井出砂问题,节约修井成本,更重要的是可以避免因出砂严重造成油水井的报废,提高修井成功率,剩余油潜力得到发挥,经济效益和社会效益都非常可观。

(3)由于层间矛盾的差异,在采用笼统注水泥工艺时可能存在有的层位没有全部封堵住的问题,因此应采取“大剂量挤注水泥、分阶段提高压力”的挤注工艺,提高封堵效果。

(4)针对不同套管外窜气、水井情况,可选择不同治理工艺进行治理,应用成熟的水泥封堵封窜技术和管外钻小井眼等修井工艺是治理套管外窜气、水的有效手段。

(5)挤注超细水泥是封堵管外窜、层内选择性封堵、修复水泥环等的重要方法,可以较好地解决层间、层内矛盾,挖掘层内层间潜力,降水增油,可以作为油田开发中后期剩余油挖潜的主要措施大面积推广应用。