水驱油藏套损井综合治理配套技术应用

1、水驱油藏套损井综合治理配套技术应用 胜利油田经过近50年的开发，套损井数量呈逐年递增趋势。截止到2010年上半年，在册套损井共有5287口，其中水驱油藏套损井4777口(占90.3%)，失控地质储量2.13亿吨（占7.5%）。破坏了井网完善程度，影响了水驱油田开发效果。为此，胜利油田结合近几年套损井治理技术及工作进展，提出了下步工作打算及建议，为挖掘水驱油田开发潜力、提高储量动用率和油田采收率提供支撑。前 言 汇 报 内 容 水驱油藏套损井现状及分析一二胜利油田套损井治理技术进展三面临的问题及下步打算四两点认识 胜利油区水驱油藏分布于胜坨、孤东等油田、861个开发单元，至2009年底动用储量2

2、8.4亿吨（占68.2%），年产油1578万吨。近年来，随套损井数量的增加，井下技术状况不断恶化,失控储量增大，严重影响了老油田稳产基础。一、水驱油藏套损井现状及分析 （一）水驱油藏套损井现状东辛油田桩西油田临盘油田王家岗油田垦西油田老河口油田英雄滩油田大王北油田大王庄油田尚店油田东风港油田滨南油田邵家油田永安油田红柳油田新立村油田曲堤油田商河油田临南油田广利油田胜利油区水驱油藏胜坨油田孤岛油田现河庄油田孤东油田水驱油藏区域分布状况 水驱油藏油水井总井数27260口，开井21988口。其中套损井4777口（油井2798口、水井1979口），占总井数的17.5%。带病生产的2873口，占套损井的

3、60.2%，占开井数的13.1%；套损停产的1904口，占套损井的39.8%，占停产井数的36.1%。（一）水驱油藏套损井现状1、套损现状套损造成的影响水驱总储量28.4亿吨失控动用储量2.13亿吨，占7.5%水驱可采储量8.7亿吨失控可采储量6322万吨，占7.3%(水驱生产状况：日液：51.5万吨,日油：43232吨,日注水：63.2万方)18.2损失日注水（万方）损失日油（吨）375560303损失日液（吨）（11.7%）（8.7%）（28.8%）减少了开井数，影响了水驱生产状况；破坏了井网完善程度，造成失控储量增多，影响了水驱开发效果。（一）水驱油藏套损井现状 胜坨油田水驱油藏目前共有

4、套损井1141口，占全厂总井数的33%。其中胜二区有套损井542口，占比45.4%，共影响日产量201吨、日注水量1万方，损失地质储量3589万吨。套损造成合层笼统注水井83口，分层注水层段数由331个降低到171个，动态注采对应率由63.2%下降到45.1%。整装油藏区块胜坨油田胜二区套损典型区块（一）水驱油藏套损井现状 胜二区74-81单元共有带病注水井11口，套坏停注水井16口。受套坏水井的影响，单元水驱控制程度由90.8%下降至87.6%，注采对应率由87.3%下降至81.8%，井网控制程度明显变差。胜二区74-81单元套损井网分布图套损典型单元（一）水驱油藏套损井现状 随着油田开发时

5、间的延长，套损问题日趋严重。近年来，由于更新井和套损治理步伐较慢，水驱油藏套损井数量不断增加。特别是2000年实施水井换管，2005-2007年实施长停井治理过程中发现一大批长期未作业的井出现套损。历年来发现水驱油藏套损井数量2、套损规律分析 规律一：套损井呈逐年递增趋势近10年来，年均新发现500口（一）水驱油藏套损井现状90% 规律二：套损油藏类型以整装、断块为主油藏类型主要区域套损井数合计整装孤东1065236593.9%胜采726孤岛594断块东辛510101557.1%临盘297现河208（52.7%）（37.3%）（一）水驱油藏套损井现状规律三：套损类型以变形、破漏为主（55.2%

6、）（28.9%）（一）水驱油藏套损井现状GD-21-735井套管弯曲ST2-0-82套管缩径DXX109-4井套管漏失B21-6-10井套管弯曲 套损部位主要集中在射孔井段附近，位于油层上下界之间的套损井占55%。规律四：套损位置主要集中在油层部位损坏位置射孔井段以上射孔井段射孔井段以下合计上部中部下部套损井数（口）5338194809617占套损井比例（%）8.761.715.212.91.5100孤岛油田套管损坏位置位于射孔井段的占90%油层上下界之间（一）水驱油藏套损井现状一、水驱油藏套损井现状及分析 1、不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样（二）水驱油藏套损井原因分析 水驱油藏套管

7、损坏是由地质、工程等多种因素共同作用的结果，具体表现在如下四个方面。2、套管服役年限长，套损比例大4、复杂结构井数量增多，井身结构多样化3、作业次数累增，储层改造措施复杂产能建设（64-80） 持续稳产（96-目前）年产油量 万吨陆续投入3个油田： 胜坨（1964） 孤岛（1971） 埕东（1974）投入储量：5.24亿吨高速上产（81-87）孤岛、埕东、胜坨细分层系、井网加密、强化注水。1986年投入孤东油田高速稳产（88-95）孤岛、埕东、胜坨强化采液、控水稳油孤东层系井网整体调整开展精细油藏描述、化学驱、井网重组、韵律层细分挖潜、水平井挖潜等新技术（二）水驱油藏套损井原因分析 胜利整装油

8、田水驱油藏开发历程 整装油藏开发历程长，油层胶结疏松，含水高，套损主要是由地层出砂造成，套损类型以弯曲为主，主要集中在孤岛、孤东、胜坨油田。1、原因一：不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样1968-1980年：先后投入东辛、现河庄等油田。1981-1985年：应用二维地震资料不断发现新含油区块与含油层系。19861995年：发挥三维地震资料的优势，不断发现新的小断块。 1996年-至今：精细滚动勘探开发、特殊结构井、细分层系等技术，加大老区综合调整力度，减缓递减。年产油量 万吨详探开发增储建产滚动勘探高速上产深化认识高速稳产精细开发减缓递减3692202324558101213371072

9、11591043870796686.5020040060080010001200140019681972197619801984198819921996200020042008胜利断块油藏开发历程（二）水驱油藏套损井原因分析 断块油藏复杂结构井多，部分断块产出水及注入水矿化度高。套损主要是因腐蚀造成，套损类型以破漏为主，主要集中在东辛、临盘、现河油田。（二）水驱油藏套损井原因分析 低渗透油藏开发历程相对较晚，复杂结构井多，多数储层需改造后生产。套损主要是因注水压力高，以及酸化、压裂等施工压力高造成，套损类型以破漏、缩径为主，主要集中在纯化、渤南、滨南油田。胜利低渗透油藏开发历程年产油量万吨19

10、701985 初期探索19861992 高速上产19932005稳产阶段20062009产量攀升（1）整装油藏套损原因分析：地层出砂是主因地质条件油田注水使砂岩油层的泥质胶结物水化膨胀，大量出砂形成空洞，导致上部盖层下塌。注水开发疏松砂岩储层的地质条件较差，油层埋藏浅、泥质含量高、胶结疏松、成岩性差。内因外因弯曲为主，占整装油藏的50%。套 管 损 坏（二）水驱油藏套损井原因分析 对孤岛油田10口油、水井三维力学模型采用有限差分软件FLAC进行模拟计算,研究不同地质条件下套管的受力变形。水井油 井井别双油层注水井套损模型单油层注水井套损模型套管外形成双侧掏空模型套管外形成单侧掏空模型最大与最小

11、水平主应力比=3:1模型最大与最小水平主应力比=2:1模型最大与最小水平主应力比=1:1模型厚度为10.0m的单油层模型厚度为5.0m的单油层模型厚度为2.5m的单油层模型计算模型模拟水井套损情况模拟管外形成掏空的套损情况模拟随不均匀水平应力场变化的套损情况模拟随不同油层厚度变化的套损情况目的38404700844160121220 m31028803483933120121215 m3928803373333120121215 m3828803373333120121215 m3728803483933120121215 m3628803483933120121215 m3528803483

12、933120121215 m3433604036938640121220 m3328803483933120121215 m321440182491656012127.5 m31结构单元网格节点单元模型范围(长宽高)序号10个计算模型的范围大小、单元与网格划分计算模型三维网格简图（二）水驱油藏套损井原因分析 整装油藏套损机理分析以孤岛油田为例双侧掏空的套管最大主应力单侧掏空的套管最大主应力双侧掏空的井壁及围岩最大主应力单侧掏空的井壁及围岩最大主应力双侧掏空的套管X方向位移及套管与围岩的位移场图单侧掏空的套管X方向位移及套管与围岩的位移场图水平主应力比为1:1的套管最大主应力图水平主应力比为2:

13、1的套管最大主应力图水平主应力比为3:1的套管最大主应力图层厚2.5m井壁及围岩最大主应力图层厚5.0m井壁及围岩最大主应力图层厚10.0m井壁及围岩最大主应力图 结论一：套管水平方向位移随油层厚度增加而增大，最大位移部位上移至上覆泥岩与砂岩界面交界处，与套损部位集中在油层中上部相符。 结论二： 套管中上部水平位移范围随水平应力场不均化程度增大而扩大，水平面内剪应力递增，变形范围扩大，套损加剧。 （二）水驱油藏套损井原因分析 结论三：双侧掏空时空洞上下两侧出现较高剪应力集中，加剧了套管弯扭，破坏程度远大于单侧掏空。 孤岛油田97%套损井来自疏松砂岩油藏，共有594口。主要原因是馆陶组油层是典型

14、的河流相沉积，油层胶结疏松。注水开发造成油井大量出砂，形成“空洞”，在上部地层压实作用力下失稳，导致套管发生弯曲变形。上覆层出现坍塌变形压实 上覆层出现坍塌形成空洞 泥岩层吸水膨胀套管受力示意图泥岩砂岩泥岩注水应力集中区域（二）水驱油藏套损井原因分析 孤岛中19-5 井套管弯曲变形 主要集中在东辛、临盘等油田，存在高矿化度水层，矿化度2.711104mg/L，并且注水井损坏的比例高。（2）断块油藏套损原因分析：腐蚀是主因破漏为主，占断块油藏的40%。（二）水驱油藏套损井原因分析 断块油藏套损腐蚀断层面两侧发生相对错动注水电化学腐蚀化学腐蚀细菌腐蚀 断块油藏腐蚀影响因素及机理以广利油田为例CO2

15、的影响 游离CO2溶解于水形成碳酸，由于有附加的碳酸以及碳酸氢根的还原，CO2的腐蚀速率成倍增加。 取样点CO2pH值(mg/L)广利来水227.15.85广利外输218.35.83广一注水站221.85.8614-7配水间190.16.56L24-14井/表层08.9L24-14井/500米08.83L24-14井/1000米09.06 腐蚀的影响因素主要有游离CO2、矿化度、SRB菌的大量繁殖、溶解氧及垢下浓差电池腐蚀等。（二）水驱油藏套损井原因分析 矿化度高腐蚀加快溶液的电导率大继续升高腐蚀减慢溶液中氧含量减少45000-50000mg/L左右，属于腐蚀严重区峰值浓度60000mg/L矿

16、化度影响SRB影响 广利油田注水井环形空间的水介质中含有大量SRB。随着SRB含量的增加，体系的腐蚀电流密度成倍增加，腐蚀加剧。 （二）水驱油藏套损井原因分析 污垢影响取样点Ca2+mg/LMg2+mg/LCl-mg/LSO42-(mg/L)HCO3-mg/LCO32-mg/LOH-mg/L矿化度 mg/L广利站来水161531120899944660034393广利站外输1633310209199047800344642414井口1438271192935239700318672414注水井/1000m14372361883235067.119.0230697 氧是一种去极化剂，能加速金属的

17、腐蚀过程，对于油田污水来讲，溶解氧是引起腐蚀的主要因素之一。溶解氧影响广利油田回注水沿程离子分析 广利油田注入水中悬浮物含量高，且注水系统腐蚀严重，在管壁上附着大量污垢，容易形成氧浓差电池，加快腐蚀。（二）水驱油藏套损井原因分析 此段腐蚀主要为CO2腐蚀以及由此引起严重的结垢。此段腐蚀介质为Cl-促进下的O2腐蚀以及CO2腐蚀。 通过对不同深度的有关外壁的腐蚀产物进行元素组成分析，得出结果与腐蚀因素和机理相吻合。此段腐蚀类型是Cl-促进下的溶解氧的电化学腐蚀。井深10米的腐蚀产物分析 10-100米的腐蚀产物分析 100-1000米的腐蚀产物分析 1000-2000米的腐蚀产物分析 此段结垢比

18、较严重，腐蚀以二氧化碳和SRB为主 。（二）水驱油藏套损井原因分析 临盘油田共有套损井342口，其中断块油藏297口，套管破漏井198口，占断块油藏套损井总数的66.7%，临95块平均矿化度56573 mg/L ，出现8口井12次套损。临盘油田临95块各井平均矿化度曲线 临95-21套管 目前，东辛断块油藏共有套损井510口，其中套管破漏井287口，占56.3%。（二）水驱油藏套损井原因分析 油井套管使用年限水井套管使用年限套管平均使用寿命12.1年2、原因二：套管服役年限长，套损比例大44%55-1010-1515-2020合计71396115467842244228胜利油田工程报废井套管使

19、用寿命（二）水驱油藏套损井原因分析 套损井套管使用年限胜坨油田套坏井比例与服役年限关系曲线服役年限套坏井数（口）套坏比例（%）井龄15-25年的井目前有1237口，其中套损井623口，套损比例50.36%，已进入套坏爆发期。（二）水驱油藏套损井原因分析 3、原因三：作业次数累增，储层改造措施复杂作业次数多，起下钻对套管的磨损；打捞、套磨铣等工序对套管损伤较大；ST2-0N133井作业施工累计次数共作业21次，其中11次为措施作业ST2-0N133（二）水驱油藏套损井原因分析 磨铣段1813-1840磨铣段1944-1958补孔改层以及酸化、压裂等储层改造措施对套管损伤较大。年平均补孔改层273

20、3井次，年压裂酸化930井次；分采分注井比重较高，机械式卡瓦牙对套管损伤大。胜利油田分注井2602口，分注率35%；胜坨油田63%的井实施分层开采。2003-2009年补孔改层工作量2003-2009年压裂酸化工作量（二）水驱油藏套损井原因分析 投产复杂结构井（水平井和定向井）4、原因四：复杂结构井数量增多，井身结构多样化水平井应用规模不断扩大（二）水驱油藏套损井原因分析 水泥环空270时套管应力分布 套管不居中，水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高，后期易产生套管损坏。（1）固井质量差是造成复杂结构井发生套损的主要因素之一序号采油厂井数统计套损类型完井方式1临盘LPL2-P22等3口

21、井套漏套管完井2纯梁CHT81-P1，1口井套破套管完井3胜采ST3-9P1，1口井套破套管完井4现河CQC20-P9等4口井套破筛管完井9口水平井套损（二）水驱油藏套损井原因分析 造斜点1275m，斜度5.1高含水层生产层最大斜度1942m，斜度34.88座封位置1855m，位于斜井段且接近最大斜度位置1615m至1877m，套管内壁受损磨损位置截面图 井斜段多次起下工具对套管内壁易造成损伤。如ST3-8x289井每次作业需通过最大井斜段，2009年5月40臂测试，发现1615m-1877m套管内壁出现明显损伤。ST3-8x289（2）井身结构容易造成修井作业时套管的损伤（二）水驱油藏套损井

22、原因分析 汇 报 内 容 水驱油藏套损井现状及分析二一胜利油田套损井治理技术进展三面临的问题及下步打算四两点认识 2003年以来，胜利油田分公司在积极开展套损机理研究的基础上，加大技术攻关和新工艺新技术的引进与推广力度，形成了 “防、测、修”套损井治理系列配套技术（共3大系列、10类、37种技术）。二、胜利油田套损井治理技术进展 测:以“多臂井径、光纤井下电视”为主的检测技术防:从钻完井到开发生产全过程的预防保护技术 修:以“套管整形、补贴”为主的套损井修复技术套损井治理三大技术系列 （一）套损井治理工艺技术1、“防”技术系列：形成套损井预防技术3类17种（一）套损井治理工艺技术钻完井施工提高

23、钻井质量提高固井质量完井套管保护开发过程注水过程保护修井过程保护钻完井设计井身结构设计套管强度设计井眼轨迹控制不同类型油藏组合套管优化设计疏松砂岩油藏先期防砂完井设计水平井靶点控制优化设计井斜、方位优化设计优快钻井技术套管上扣扭矩控制技术钻井液油层及套管保护技术套管阴极保护技术套管扶正固井技术水泥充填管外封分级固井技术低密度水泥浆固井保护套管技术免钻塞套管保护技术温和注水工艺技术水质改性套管保护技术套磨铣施工套管保护技术压裂施工套管保护技术挤压充填防砂套管保护技术固井工艺（一）套损井治理工艺技术“防”典型技术一：低密度水泥浆体系固井保护套管技术化学发气型；导热率低（其导热率在0.25 0.7W

24、/M）适用井深在3000m以内对敏感性粘土、页岩、岩盐层的危害较小 有效改善水泥石的胶结质量 具防油、气、水窜能力 泡沫水泥浆体系水泥浆密度1.301.50g/cm395、48h抗压强度大于14MPa适用井深可达4000m水泥石具有一定的微膨胀性 漂珠水泥浆体系技术原理 利用低密度水泥浆可以将水泥返高至井口而不致造成油层漏失及污染，从而有效保护套管，延长油水井使用寿命。技术特点推广应用651口井，在低密度保护段均未套损；有效解决易漏地层固井问题：如孤东垦东区块；有效解决新投产井套管保护问题：如东辛莱1、营11高矿化度水腐蚀、纯梁注水井。605194118110115103（一）套损井治理工艺技

25、术应用及效果“防”典型技术二：筛管顶部注水泥免钻塞保护套管技术免钻塞工艺（一）套损井治理工艺技术技术原理 免钻塞筛管顶部注水泥完井技术采用打捞式分级箍及管外封隔器，固井后采用专用打捞工具将内部工具打捞出井筒，避免因钻塞造成分级箍和套管磨损现象的发生。 免钻装置分为外部结构和内部结构，外部结构是完井管柱的一部分，内部结构是可钻材料，固井碰压后打捞出内部结构；若因故打捞不出，则钻除内部结构，不存在施工风险。完成近100口井现场试验；在新疆排601区块大量应用，全部打捞成功，避免了钻塞时磨损套管现象的发生 。（一）套损井治理工艺技术结构特点应用及效果 套损井检测技术为套损井修复提供科学依据，在完善传

26、统套管检测技术的基础上，配套引进了多臂井径，光纤电视等检测仪器，并取得广泛应用。流量计找漏多臂井径电磁探伤光纤电视声波变密度套管质量检测技术固井质量检测技术套管找漏技术封隔器找漏井温找漏2、“测”技术系列：形成套损井检测技术4类9种常规检测技术薄皮管验套打铅印验套套管检测技术（一）套损井治理工艺技术(1)“测”典型技术一：40臂井径仪检测技术 能够记录多个方位方向上的套管内径值，可更准确的获得套管剩余壁厚、变形、腐蚀等信息。多臂井径仪取得了规模化应用，2003年以来，累计实施2140井次。年度套管质量监测技术多臂井径光纤电视电磁探伤2003572520045072005126582006160

27、772007217112008410101920094952152010年1-9月62519合计214019143（一）套损井治理工艺技术设计管柱图124-239m套管腐蚀破损严重，设计换套40臂发现中部缩径至91mm， 位置1307m应用情况：针对胜二区套损严重的实际情况，加大了40臂测井应用力度，2006-2009年累计应用519井次，为有效认识套管损伤程度、优化治理方案、提高工艺措施成功率提供了重要技术支撑。ST2-0-146取套前认识井况井例 该井井史反映上部套漏严重， 2008.11月作业，初步确定采取上部500m换套、补孔、防砂生产。40臂测井发现该井上部套漏且中部缩径至91mm，

28、措施实施难度大，因此进行了封井处理，规避了措施风险。（一）套损井治理工艺技术（2）“测”典型技术二：光纤井下电视检测技术工作原理：该技术是利用光纤电缆将井下摄像机下入井筒内，在途中进行匀速的图片采集。利用相关软件对图片进行后期分析处理，从而准确地观察到井下状况。 （一）套损井治理工艺技术序号类型井次1鱼顶鱼顶782套管套管错断19套管破裂12套管变形29侧壁开窗173组合测试套管和鱼顶组合测试144其他射孔孔眼突起2套管内壁粘附水泥环1 光纤井下电视检测技术已累计实施191口井，成功180口，成功率94%。最大测试深度3163m，单次测量最长井段965m，测量直径范围62-220mm，为制定修

29、井措施提供了可靠依据。（一）套损井治理工艺技术应用情况： 该井作业中下放管柱屡次在1529米处遇阻，通过通井、打铅印等工艺多次检验，仍不能判断是套管问题还是鱼顶落物，历时半个多月，被迫停修。测试后发现该处套管错断，错断量为套管直径的40%，由于管外被灰块填满，导致常规工艺措施难以验证。（一）套损井治理工艺技术套管断裂套管腐蚀套管开窗典型井例： PF4-2-20井套损井修复工艺技术小套管悬挂固井工艺技术取套换套工艺技术膨胀悬挂器修套技术换套错断挤灰封堵工艺技术套管加固补贴技术膨胀管补贴修复技术套管扶正补接修复技术补贴破漏整形爆炸整形技术变形机械整形技术液压整形技术3、“修”技术系列：形成套损井修

30、复技术3类11种套管内侧钻工艺技术（一）套损井治理工艺技术2003-2010年上半年套损井治理技术应用统计表 2003年2010年上半年累计应用套管整形、套管补贴、取换套等技术2738井次，成功2334井次，成功率85.2%。同时，重点攻关了水平井液压涨管整形、水平井套管补贴加固、膨胀管补贴修复等技术。井别治理井数治理技术应用成功井数取换套套管整形套管补贴下小套管固井套管堵漏其它油井1773163 344 177 298 634 157 1514水井96516822813322012591820合计2738 331 572 310 518 759 248 2334（一）套损井治理工艺技术（1）

31、“修”典型技术一：水平井套管液压整形技术液压整形工艺过程 采用分瓣式胀头为胀管工具，利用地面液压作为动力，可以准确控制胀头膨胀力的大小。累计应用水平井液压整形6井次，成功率100%。技术特点液压整形连续整形降低设备要求效率高，风险小技术指标：51/2in：额定推力600KN，整形范围67mm-118mm7in：额定推力1300KN，整形范围100mm-153mm（一）套损井治理工艺技术技术原理：整形前整形后分瓣式胀头下放就位地面打压液缸前行推杆下移胀头工作变形处复位液压总成泄压重复整形过程（一）套损井治理工艺技术液压整形流程： 通井工序中150通井规遇阻，发现该井1020m处发生缩径变形，且该

32、位置位于水平段。应用液压整形技术，施工压力7MPa，经过6次整形，将986m-988m变形套管由148mm整形至156mm，仅耗时2个多小时。整形后，进行模拟通井，无遇阻状况。典型井例：草4-平2井（一）套损井治理工艺技术水平井套管加固补贴技术动画（2）“修”典型技术二：水平井套管加固补贴技术技术原理：利用两端涨头的机械推力使加固管两端软金属密封段膨胀变形，悬挂于套变段，可以有效解决水平井破漏套管加固修复难题。目前实施3井次，成功率100%。加固增力器长效组合密封、大吨位技术特点悬挂丢手锁爪悬挂、液压丢手更适合水平井密封胀头组合密封、可控膨胀、实体膨胀悬挂（一）套损井治理工艺技术技术优势补贴后

33、大通径可靠膨胀悬挂耐高温金属密封名称套管补贴工具规格型号51/2in7in主要技术参数补贴管尺寸 外径/内径（mm）118/102154/140补贴管长度（m）8 8悬挂载荷（KN）500KN500KN额定工作压力（MPa）2525适用范围：适用油水井、注蒸汽井套管局部破漏补贴加固修复。（一）套损井治理工艺技术下放就位地面打压液缸工作拉杆上移上下胀头工作密封管膨胀丢手泄压起出管柱液压加固增力器密封胀头锁爪悬挂丢手密封填料加固补贴流程：（一）套损井治理工艺技术水平井套管补贴原理下入工具下到补贴位置打压，中心管与外缸套做相对运动，迫使密封管两端锥形胀头压入 两端软金属受挤压变形,密封补贴管两端的环

34、形空间剪断丢手销钉，锁爪收回 上提管柱，丢手加固完成（一）套损井治理工艺技术液压加固总成实物将加固完成的试验套管剖开，如图所示： 补贴管套管壁密封管胀头（一）套损井治理工艺技术 该井前期作业过程中、对1151.27米处遇阻段以上套管验套找漏，确定漏点深度为米。补贴处井斜75。 采用液压补贴加固技术，丢手压力19MPa，补贴后套管试压20MPa经过30分钟无压降。典型井例：草13-平14井补贴位置（一）套损井治理工艺技术 胜利油田膨胀管技术已成为套损井治理的主导技术，目前已完成285井次的各类膨胀管技术现场应用，最大应用井深3311.47m，最大膨胀长度520.17m，最多一次性膨胀螺纹49个。

35、应用类型应用数量膨胀套管补贴应用260井次侧钻井膨胀套管完井应用5口膨胀尾管悬挂器应用18口膨胀筛管防砂应用2口（3）“修”典型技术三：膨胀管技术胜利油田膨胀管技术应用统计表（一）套损井治理工艺技术膨胀套管补贴修套技术膨胀管关键技术1：膨胀套管补贴修套技术技术原理：利用膨胀锥的机械推拉力使膨胀套管变形，超过弹性屈服强度，达到塑性变形区。膨胀后内径增加1015%，能够有效封堵漏失部位并加固老井套管，提高套管的抗外挤强度。累计应用260井次。（一）套损井治理工艺技术原井套管异常及漏失：修复段井深：19702035m；封堵套管规格： 139.7mm7.72mm。膨胀后内径： 106.5mm；补贴后膨

36、胀管位置：1956-2038.66m；实施效果：投产注水，日注水30m3，注水压力29MPa 。 典型井例：纯71-17井纯71-17施工管柱图纯71-17井施工现场（一）套损井治理工艺技术技术特点：具有尾管头密封可靠、大通径的特点，膨胀后套管内径比常规套管增加22mm,可以满足常规射孔、测试、修井及采油工具的正常下入,为国内独有技术。目前，侧钻井膨胀管完井应用5口井，累计应用膨胀管1731.95m，膨胀螺纹168个。侧钻井膨胀套管与常规小套管完井对比ID1=1.27ID2 ID1-ID2=22mm膨胀管关键技术2：侧钻井膨胀套管完井技术（一）套损井治理工艺技术永66-侧2井：国内膨胀套管完井

37、应用最长记录窗口：1093m1095m膨胀总长度：520.17m井段：1038.331558.5m内径扩大：95.25mm105.5mm,10.8%膨胀后：抗内压：50MPa抗外挤：28MPa实施效果：日液11m3/d，日油8.2t典型井例：永66-侧2井（一）套损井治理工艺技术 目前研制出膨胀悬挂器、膨胀筛管悬挂器和膨胀旋转尾管悬挂器等三种产品，可代替常规悬挂器及管外封隔器。目前，膨胀悬挂器技术共现场应用18口井，悬挂器坐挂成功率100%，悬挂器最大应用深度2568.97m，悬挂尾管最长记录为901.67m。膨胀悬挂器 常规悬挂器 膨胀悬挂器膨胀管关键技术3：膨胀悬挂器完井技术（一）套损井治

38、理工艺技术 该井裸眼油层段以上存在漏失，导致固井水泥浆未能良好上返至喇叭口。但由于有膨胀悬挂器的密封功能，该井的生产效果很好，生产初期，日产液23t，产油21t，含水8.7%。典型井例：永3-侧87井 创新地将膨胀悬挂器应用于修套领域，能够悬挂光套管、筛管以及膨胀筛管完井。可保证尾管头完全密封，适用于套管错断无法下入套管补贴工具或大井段悬挂小套管的井。共施工2口井全部成功。膨胀管关键技术4：膨胀悬挂器小套管修井技术（一）套损井治理工艺技术典型井例：义11-47井 原定采用膨胀套管补贴，因通径小于118mm无法实施，改用膨胀悬挂器悬挂26m小套管挤水泥封堵漏失段成功； 2003年以来，依托油田“

39、套损井专项治理”、中石化“长停井专项治理”、油田“一体化治理”和“长效治理”等活动，积极开展套损井治理工作，并先后经历了三个阶段，通过集成应用技术，加大了套损井治理修复力度。（二）套损井治理工作进展及实施效果2003-2004年油田开展套损井专项治理阶段2005-2007年中石化开展长停井专项治理阶段2008-2010年分公司各单位自行治理阶段三个阶段1、套损井治理工作进展二、胜利油田套损井治理技术进展 2003年-2010年上半年，累计治理套管破漏、变形、错断等井2738口，其中油井1773口，水井965口，成功2334口。（二）套损井治理工作进展及实施效果套损井治理工作量完成情况第一阶段：

40、2003-2004年油田开展套损井专项治理阶段 油田成立套损井专项治理项目组，从计划安排、技术配套、治理实施、检查验收、效益评价等环节加强组织、协调与实施。重点加强了套损机理研究和套管保护技术工作，同时加大了套损井治理工艺技术的攻关和配套，做好井号筛选、方案优化、技术优化和跟踪评价工作，从而逐步完善套损井治理技术，确保套损井治理效果。两年累计治理套损井752口（油井556口，水井196口），平均每年治理376口。（二）套损井治理工作进展及实施效果第二阶段：2005-2007年中石化开展长停井专项治理阶段 油田成立“修复停产井增产油气工作”项目组，严把选井关，严格抓好单井方案设计及单井生产管理措

41、施的优化工作，探索一体化治理。同时，建立完善停产井治理单井台帐，严格资金管理，严肃预结算制度执行，开展精细过程管理，从做到选区、选井、技术、资金、效果的“五统一”，切实提高油田整体开发效益。三年累计治理套损井1340口（油井832口，水井508口），平均每年治理447口。（二）套损井治理工作进展及实施效果第三阶段：2008-2010年分公司各单位自行治理阶段 从完善注采井网，改善水驱油田开发效果入手，依托“一体化治理”、“长效治理”、“稳产基础治理”三个项目组为平台，有针对性的开展套损井治理工作。做到治理一个完善一个。在实施过程中加强工程与油藏的结合，狠抓老井转注和停注井大修工作，水质治理向沿

42、程和精细过滤延伸，提高井口达标率和区块水质适应性，降低化学腐蚀，以完善基础井网，提高水驱控制程度。两年半累计治理套损井646口（油井385口，水井261口），平均每年治理258口。（二）套损井治理工作进展及实施效果2、治理效果恢复地质储量1.15亿吨恢复可采储量3400.8万吨（二）套损井治理工作进展及实施效果效果一：油水井生产及开发效果得到有效改善 1451.7有效期内累增油（万吨）日增注（万方）8.22.47单井日增油（吨）255.8当年累增注（万方）2、治理效果5.6效果三：治理后单井平均有效期比2003年前延长322天。效果二：套损井治理成功率显著提高（二）套损井治理工作进展及实施效果

43、坏井区图例莱38断块井网图（2005年）广利油田：含油面积:31.8km2地质储量:4309万吨调整前： 采出程度：39.7%含水：96.0%存在问题：一是井网损坏严重，报废井152口，占43.5%，开井率仅27.4%；二是水驱失控严重，失控储量1960万吨，占40.9%；三是注水系统不适应开发需要，地层压降大（12.22MPa），注水系统压力低（10.2MPa) 。问题：长期注水开发，井网几近瘫痪，储量损失严重，二次井网不完善。广利油田莱38井网（1995年）规整的行列式井网套损严重有井无网（二）套损井治理工作进展及实施效果典型区块治理：广利油田莱38块调整前调整后73.891.6注采对应率

44、%279415日油水平t/d96.095.4综合含水1797可采储量 104t1869+136+17.8广利油田一体化综合配套治理问 题治理方向治理措施部署新油井11口、新水井16口套损井治理38口，其它措施95口精细地质研究完善注采井网水质改进开展腐蚀机理研究,实施污水站改造合理注采比优化研究，启动调水工程油藏工程研究腐蚀速率高注采系统不完善井网损坏严重（二）套损井治理工作进展及实施效果自然递减同比降低12.67%。恢复和增加产能7万吨，开发形势明显好转。启动调水736907279964960711258.8+5口+1324方+136吨-0.6+15口+2846方+244米788231415

45、95.46489171014.8（二）套损井治理工作进展及实施效果汇 报 内 容 水驱油藏套损井现状及分析三一胜利油田套损井治理技术进展二面临的问题及下步打算四两点认识1、套损井数量连年递增，急待修复和更新 （一）面临的问题三、面临的问题及下步打算2003-2010年更新井统计 “十一五”以来，水驱油藏每年新增套损井500余口，近两年，每年的更新井130口，年治理240口，缺口130口，而4777口套损井中有潜力急待修复的有900口，治理和更新数量明显不足。2、套损井治理难度加大，治理费用较高 03-09年套损井治理单井费用03-09年套损井治理工作量专项治理长停井治理自行治理专项治理长停井治

46、理自行治理 套损井平均单井治理费用66.4万元，特别是采用套管补贴、取换套等治理井，平均单井治理费用达到80余万元。同时，由于缺少资金支持，治理工作量明细减少。三、面临的问题及下步打算总体思路： 套损井治理立足水驱油藏开发需求，紧紧围绕完善注采井网、改善水驱油藏开发效果，树立“一体化” 理念，抓好“五个环节”，并加大成熟技术的集成应用，开发“一套系统” ，开展“三项技术攻关”，建立水驱油藏套损井治理长效机制，为充分挖掘剩余油潜力、提高储量动用率和油田采收率提供支撑。（二）下步工作打算三、面临的问题及下步打算建立全过程质量保障监督体系；井身结构、套管强度、井眼轨迹；钻完井施工、复杂结构井固井；射孔参数的设计；采油、作业等开发过程保护措施、水质的治理。1、实施一体化治理，做到防治结合（二）下步工作打算钻完井设计及施工采油注水管理地面治理作业施工一体化治理2、抓好五个环节，确保治理效果（二）下步工作打算效果评价技术优选方案编制措施执行井号筛选五个环节3、开发修井作业专家系统，提高技术应用水平修井作业专家系统数据管理系统事故咨询系统套损管理系统（二）下步工作打算运行流程：根据事故具体原因选取事故类型，输入相关事故井相关