七厂2017年套损专题(终稿)

七厂2017年套损专题(终稿)第一页，共42页。第七采油厂套管防护形势及对策第七采油厂地质大队2017年11月2010年采油工程系统汇报第二页，共42页。

葡萄花油田1979年发现第1口套损井，随着油田开发时间的延长，套损井数逐年增多。受早期增压注水等因素影响，2001年出现一次套损高峰，年套损井数49口。近几年来，由于产量压力大，受加强薄差层注水及提液力度大的影响，套损井数逐年增加。目前全厂累计发现套损井1139口，累计套损率15.85%第三页，共42页。一二油田套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法第四页，共42页。近几年来，由于产量压力大，并加大了多年未作业井调查力度，套损形势比较严峻，预计到2017年底年套损率1.17%，百口作业井套损率5.99%第七采油厂套损、百口作业井套损率变化图1、套损井数逐年增多，套损率升高第五页，共42页。2、套损井平面分布呈现局部集中的特点套损井主要分布在葡北地区，共有643口，占套损井总数的56.5%。近年来随着产量压力加大，出现了6个套损相对较集中地区，区域内共发现套损井209口，累计套损率29.6%第六页，共42页。油层部位套损井787口，所占比例69.1%，集中在葡I1-5油层组非油层部位套损井352口，所占比例30.9%，集中在嫩一段底部非油层部位套损中嫩二段套损井仅有58口，且套损层位多集中在嫩二段中上部，未出现嫩二段底部成片套损现象3、套损层位以油层部位套损为主套损层位油井(口)水井(口)小计(口)浅层15722嫩四段415嫩三段192443嫩二段342458嫩一段97127224姚一段葡I1-5层165374539葡I6-9层4372115葡I10-11层4574119泉三四段扶余油层6814合计4287111139套损层位统计表第七页，共42页。从套损类型看，变形、错断比例已基本持平，套管变形井占48.7%，套管错断井占45.3%。近几年错断井比例上升，说明套管损坏程度在加剧4、套损类型以变形错断为主，错断井比例上升第八页，共42页。一二油田套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法第九页，共42页。1、注水强度大、压力上升快近几年，由于产量压力大，加强薄差层注水强度，欠注井比例升高，注水压力逐年上升，接近最高允许注水压力的井数不断增加。压力波动易导致射孔顶界至油层中部井段的压力超过岩压，诱发套损（一）油层部位套损影响因素分析2011年以来注水压力变化曲线套损区分层段注水强度曲线第十页，共42页。目前的注水面临两方面的问题：一方面由于部分注水井吸水差，实施提水时，压力上升快，另一方面可加强注水的区域油层注水强度大，达到10.11m3/d.m能加强注水区注水强度变化曲线为了保持产量，注水方案调整频次逐年增加，重复调整比例升高，长时间的高压高强度注水对套损控制极为不利2011年以来注水方案调整工作量第十一页，共42页。2、提液力度大，注采压差升高近几年随提液力度的加大，全厂的产液量大幅上升。2013年以来，累计增加液量263.4×104t。2017年产液量为1413×104t，与2013年对比增幅达22.4%油井沉没度由461m下降到278m，下降183m。注采压差由2011年的20.45MPa上升到20.97MPa，上升0.52MPa2011-2017年提液措施工作量2011年以来沉没度变化曲线第十二页，共42页。由于产量压力大，措施井数增加的同时，重复措施率较高，施工后造成套管强度降低、水泥环和地层孔隙通道改变，易诱发套损的发生。统计套损严重的葡北一、二断块的措施情况发现，经历两次以上重复措施的套损井有36口，占区块套损井数的19.7%，其中在施工后30个月内发生套损的井有20口，比例为55.6%2011-2017年措施井统计(口)（口）套损与增产措施时间关系图第十三页，共42页。3、钻关井数多，集中钻放影响2009年我厂开始进入二次加密调整阶段，由于产能任务紧张，多通过缩短放压时间来抢生产时间和投产时间，导致近井地带压力变化大，钻控区套损率高。统计钻关井的年套损率约为5.1%，是正常区的5-6倍近几年平均钻关时间统计钻关井套损情况统计第十四页，共42页。葡I1-5油层组油层物性差，砂体平面上连通性、连续性差，注水受效慢。随着产量压力的加大，对薄差层加强注水，注采强度加大，易局部憋压，导致套损（二）葡I1-5油层组套损集中的因素1、砂体发育差，开发中易憋压2、注水强度较高统计套损区三个砂岩组的注采比和注水强度发现，葡I1-5油层组年均注采比和注水强度都高于其它两个油层组套损区分层段注水强度曲线套损区分层段注采比曲线第十五页，共42页。葡I1-5油层组由于油层物性差，措施改造以压裂为主，对套管的损伤大，相对应的注水井提高注水强度，对套损控制不利葡I6-9层砂体发育较稳定，措施改造以堵水为主，相对应的注水井降低注水强度，有利于套损控制3、措施种类影响第十六页，共42页。（三）非油层部位套损影响因素分析泥页岩进水形成浸水域是嫩一段下部套损的根本原因一是固井质量差使得注入水从射孔井段上窜进入地层分析引起非油层段套损的注入水的进水通道主要有以下二种可能：统计全厂非油层部位套损井声幅曲线发现，有107口井封固质量中等或差的部位和套损部位深度基本一致，占非油层段套损井数的30.4%固井质量差井段与套损深度对比表第十七页，共42页。二是套管腐蚀穿孔或错断，使得注入水进入地层在葡北一断块进行14口井套管腐蚀监测发现，有11口井存在严重腐蚀井段，深度主要集中在500-1100m，在嫩二段标准层上下及葡I组附近序号井号严重腐蚀井段使用寿命预测N80材质(年)J55材质(年)1葡72-90600m～850m1172葡49-94930m～1190m1173葡52-93930m～1190m964葡62-942670m～1110m965葡73-931000m～1180m1076葡54-95930m～1190m1177葡59-91510m～870m1078葡64-94930m～1170m1179葡75-90910m～1170m11710葡59-951000m～1180m10711葡60-92800m～1160m107统计全厂非油层部位套损水井类型，套外漏18口，套管破裂7口，套管错断87口，这类井套损后若发现不及时，注入水极易进入地层套管破裂套管错断第十八页，共42页。一二油田套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法第十九页，共42页。套管防护工作坚持“预防为主、防治结合”的工作思路，以油田公司“四个严禁”、“四级报警”为标准，通过完善“两项体系”、开展“三项调查”、抓好“两项治理”，摸清套损隐患，确定治理思路，套管防护工作不断加强第二十页，共42页。1、完善“两项体系”完善套损防治制度体系成立厂套管防治领导小组并编制下发《第七采油厂套损井防治手册》，明确各部门责任，加强执行力度

套损井修井方案优化治理工作量安排套损原因初步分析异常资料落实异常井资料上报及落实进行套管防护技术研究分析套损成因制订防护方案检查注水井资料录取协调监督钻井射孔等编制高压层射孔方案实施修井等措施厂套管防治领导小组工技大队监督室矿地质队采油矿动态室管理室静态室作业队作业大队地质大队测试队修井工艺岗采油队动态组套损组注水岗钻井岗射孔岗作业施工中套管保护套损区调整对策制定第二十一页，共42页。

制定了异常井排查、套损调整、套损井治理三大流程，确保套损防治工作的及时、合理异常井排查、套损调整、套损井治理流程图完善套损防治流程体系第二十二页，共42页。2、开展“三项调查”开展套损隐患区管柱调查根据地应力研究及历年套损发展规律，确定了8个套损隐患区，总井数1704口，套损率为13.44%套损隐患区域统计表隐患区水井油井合计井数(口)套损井数(口)套损率(%)井数(口)套损井数(口)套损率(%)井数(口)套损井数(口)套损率(%)葡北一断块19421.054536.6764710.94葡北二、三断块1194134.452384820.173578924.93葡北三、四断块34926.47831315.661172218.80葡北五、六、七断块23417.39461226.09691623.19葡南三断块37821.627811.2811597.83葡南五、六、七断块1422819.72278124.32420409.52肇212北部921516.3022194.07313247.67敖南中部711723.9417852.81249228.84合计53712623.4611671038.83170422913.44第二十三页，共42页。为摸清套损隐患区内井套管状况，掌握套损蔓延趋势，近几年来通过监测及作业调查的方式累计完成隐患区套管状况调查596井次套损监测区域分布图套管状况调查工作量统计单位（井次）第二十四页，共42页。对全厂注水井管柱使用年限进行调查。其中5-8年未作业的水井325口，8年以上未作业水井270口，以上井占总井数的26.2%，这部分水井长期不动管柱，套损隐患较大第七采油厂注水井作业时间统计表开展多年未作业井管柱状况调查矿别作业年限3年以下（口）3-5年（口）5-8年（口）8年以上（口）合计（口）一矿156753529295二矿2172088575585三矿2971979068652四矿127942731279敖包塔220888867463合计10176623252702274第二十五页，共42页。为了落实多年未作业井套管状况，排查套损隐患，2016-2017年重点开展了五年以上未作业注水井作业查套工作，共完成调查133口，发现问题井41口(拔不动26口，套变15口)，问题井比例达30.8%管柱调查工作完成统计表调查分类上报(口)完成(口)问题井问题比例(%)套变(口)拔不动(口)套损集中区35342623.5钻控区36354731.4套损钻控叠加区17162543.7其它零散井区62487831.3合计150133152630.8第二十六页，共42页。

1：利用测井曲线对异常高压层开展调查，近三年在二次非均匀加密调整区块中检查新钻井191口，发现异常高压层38个，分析后实施高压层补孔13口，水井方案调整48口葡86-842井异常高压层自然电位深侧向浅侧向微梯度微电位普查区块普查井数异常高压井数(口)层数(个)葡10-2区块2034葡南四断块2155葡南四、六、七断块491013葡北五、六、七断块5289葡南葡552区块2144葡南油田九、十、十一断块2833全厂1913338全厂异常高压井层表开展异常高压层调查第二十七页，共42页。

2：利用注水井同位素历史资料对比，结合油水井动态资料，综合识别高压层隐患。近三年累计普查1878口，发现高压井224口，累计调整方案245井次年份普查井数（口）高压层井形成原因含高压层井数（口）小层数

（个）注大于采（个）有注无采（个）厚注薄采（个）2015年5765465406192016年7537284553262017年5499810787020注水井高压层调查统计表第二十八页，共42页。抓好套损集中区专项治理目前发现6个套损集中区，区内共发现套损井209口，累计套损率29.6%，套损时间、套损层位无一致性，属于积累而成的连片套损井区区块总井数

(口)套损井

(口)累计套损率

(%)葡北一断块55-64排1272822葡北三断块75-83排1003030葡北三断块83-94排1084339.8葡北四断块78-87排1415136.2葡南三断块160-180排1123026.8肇212北部1172723.1合计70520929.6套损层位油井(口)水井(口)小计(口)嫩三段以上7512嫩二段12719嫩一段181634姚一段葡I1-54862110葡I6-961420葡I10-117714合计98111209套损集中区套损率统计表套损集中区套损层位统计表3、抓好“两项治理”第二十九页，共42页。治理对策：1、为延缓套损蔓延趋势，利用地应力数值模拟技术，结合套损相对集中的区域套损发生规律，预测套损高风险区套损区地应力分布预测图蠕变应变模拟图第三十页，共42页。断层两侧套损层位采取提控结合的方式缩小断层两侧压差三停五控一结合油层套损部位未大修的套损注水井有注无采井层注大于采井层高压注水上限注水局部高压区油井控液区基础情况图地层压力等值图注水压差等值图注水压力等值图

2、确定了套损调整原则。针对套损井、层分布规律及套损隐患区预测结果，制定了“三停、五控、一结合”调整原则，努力控制套损蔓延趋势第三十一页，共42页。2017年注水井防套损调整情况分类统计表2017年计划开展隐患区注水井防套损调整200口，目前已完成调整120口，调整后日注水减少1782m3，调整区注水压力整体下降0.5MPa，与最高允许压力差值增大0.41MPa，注水强度下降0.12m3/d·m调整分类井数(口)层位(个)调前调后差值油压与最高允许压力差（MPa）实注油压与最高允许压力差（MPa）实注油压与最高允许压力差（MPa）实注(MPa)(m3)(MPa)(m3)(MPa)(m3)油层套损部位3311.6-0.354811.34-0.680-0.26-0.33-48注大于采355912.68-0.2180112.37-0.55341-0.31-0.34-460高压注水427115.17-0.25128714.48-0.89679-0.69-0.64-608对应调整112011.37-0.4638910.77-0.88183-0.6-0.42-206高压区182815.1-0.1933814.41-0.7570-0.69-0.56-268断层两侧111911.89-0.5234111.47-0.68149-0.42-0.16-192合计12020012.97-0.33320412.47-0.741422-0.50-0.41-1782调整效果：第三十二页，共42页。抓好新增套损井治理截至目前，2017年新增套损井77口，油井34口，水井43口。其中维护性作业发现30口，各类增产措施作业中发现10口，油井转注发现9口，作业查套发现28口。从套损类型来看，以套管错断为主2017年套损井组成分类统计表项目维护性施工油层改造措施老油井转注作业查套合计套损油井（口）1199534套损水井（口）1912343合计（口）3010928772017年套损井类型统计表项目变形错断合计套损油井（口）142034套损水井（口）172643合计（口）314677第三十三页，共42页。恢复注水编制方案125口5.8万方恢复产油4498吨大修完成112口2、优化措施运行，确保治理井“早恢复”1、完成新增套损井分析77口，制定防治措施65井次2017年新增套损井套损原因分类成因分析及治理：第三十四页，共42页。治理效果分析1、套损集中区套损比例下降通过对集中区治理，2017年套损集中区内共新增套损井15口，比例由高峰时的30.2%减少到目前的19.5%2、套损井治理后恢复利用比例增加通过加大大修及更新侧斜力度，套损治理恢复利用井比例增加，与2015年和2016年相比分别增加8.5%和9.4%第三十五页，共42页。一二油田套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法第三十六页，共42页。2018年套损防护工作本着“预防为主，防治结合”的基本原则，强化意识培养，提升管理水平，通过做好套损区的调查、调整、治理三方面工作，遏制套损蔓延1、加强套防意识培养加强套管保护知识培训，普及套管保护知识，提高管理人员套管防护意识加强套防制度宣贯，组织相关的技术、管理岗位学习《大庆油田有限责任公司套管保护管理规定》，增强套管防护意识提升基层员工套管保护敏感性，对采油队技术员、资料员关于异常井的发现、上报、处理流程进行规范，提高基层员工的套防敏感性第三十七页，共42页。2、提升日常管理水平强化管理工作，细化分解套管防护管理规定，为套管保护工作提供组织和制度保障项目内容四个严禁1、严禁超破裂压力注水2、严禁注水异常井注水3、严禁井况不清注水4、严禁套损井不报废或报废不彻底更新注水三个控制1、控制注水压力不超破裂压力注水2、控制区块间压差在0.8MPa以内3、控制区块平均地层压力年升降幅度在0.5MPa以内三个到位1、注水异常井的四级报警制度执行到位2、新发现套损井分析制度执行到位3、井况监测普查到位四个坚持1、坚持断层两侧第一排不布或少布注水井的原则2、坚持新钻井区注水井关井降压并先关高压区注水井的原则3、坚持对套损高危区新钻油