浅谈油井出砂及套管破损间关系获奖科研报告

浅谈油井出砂及套管破损间关系获奖科研报告摘要：油田开发中后期（中高含水期），出砂是普遍存在的现象，储层胶结强度低是导致砂砾岩油藏出砂的根本因素，出砂严重导致套损井增多，套损井会增加井下作业难度和作业成本，本文重点阐述油井出砂与套管破损之间的关系。

关键词：出砂；套管破损；油井

前言

出砂是油田开发过程中由于储层胶结疏松、强度低、流体的冲刷等因素而导致射孔孔道附近或井底地带砂砾岩层结构被破坏，使得砂粒随流体从油层中运移出砂的现象。油井的生产的中后期（中高含水期）出砂是目前油藏普遍存在的现象。中高含水期的油井生产依靠大排液量来稳定产油量，大排液量生产会引起地层压力迅速降低，使油层岩石承受很大的上覆岩层压力，对地层岩石的冲刷力也大，同时，对地层岩石的前结物也有破坏作用。因此，泥质胶结地层高含水期的生产出砂是必然的。某油田距今开采近40年，油层条件已发生很大变化，许多区块油层已不同程度水淹。目前，由于出砂和套管破损等问题制约了油田正常开发，也带来了一系列工艺难题，有待于解决。

1套管破损是区块面临的主要问题

油井套管破损位置分布图如下所示，从表中可以看出两个区块油井油层上部套损井次最多，占套损井比例分别为65.1%和65%。

2泥岩层发育是造成套管破损的主要因素

J45兴XX砂层为泥岩和泥质粉砂岩为主，基本为非储层，层间隔层厚度平均为2～18m，克上下间隔间12～28m，主要为泥岩及泥质粉砂岩。六中区S6之上顶部是R5泥岩段，厚度为5～30m，层间隔层厚度为0.3～2.7m，为泥岩和粉砂质泥岩。从测井曲线上也可以看出两个区块油井油层上部泥岩层段比较发育。在注水开发过程中，泥岩浸水蠕变膨胀挤压套管导致套管损坏。

因泥岩层发育造成套损井比例分别为，J45块占87.6%，J16块占95.6%。并且变形位置泥质含量高，均大于25%，甚至达到80%以上。

2.1J16块地层变化状况

J16块油井套管破损井主要集中在J16块中东部，占油层上部井次的64.3%。套损时间较J45块早9年左右，并且主要集中在J16块中东部。除了大段的泥岩层发育是主要影响因素外，由于地质构造变化，引起该区域地层倾角变化大，地层倾角的影响同样起着主要作用。根据有关资料显示，一旦地层浸水域形成后，在外载作用下，地层倾角越大，泥岩与油层越容易发生变形甚至错断，地层倾角大的部位套管損坏较严重。J16块以J16-24-X隆起为高点向四周倾伏，倾角由3°左右，在J16块东南部位增至30～40°。可见，地层倾角由背斜高点向东南变陡。

2.2套管破损后易引起油井出砂

根据对两个区块油井套管破损前后油井出砂情况调查分析，认为套管破损后造成出砂的油井比例分别为43.8%和44.1%，并且油井套管破损后出砂量明显增加，主要以地层砂为主，甚至冲出砾石。

因此，造成套管破损的主要因素为泥岩层发育及出砂原因所致。而油井套管破损后容易引起油井出砂。

2.3出砂是导致部分油井油层段套管损坏的原因之一

通过对油层内套管破损井见水时间、出砂时间、出砂量及套管破损时间进行对比，发现油井出砂时间平均较套损时间早4-5年，说明油井先是出砂后套损。

通过对油层段油井出砂与套损情况对比，由于出砂造成油层段套损井比例分别为J16块48.1%，J45块61.5%。发现套管损坏前主要以出大量地层砂为主，几年后由于出砂使井筒附近地应力不平衡，导致套管承受外载力增大，甚至超过套管本身抗挤压强度后，造成套管损坏。套管破损后，以出大量地层砂、细粉砂为主，甚至有水泥块产出。

根据油井测井资料显示，出砂油井泥质含量较低，平均含量为5-10%。

3储层胶结强度低是导致砂砾岩油藏出砂的根本因素

通过调查分析，认为两个区块油井出砂现象逐渐严重。到油藏开发中后期（中高含水生产期），部分油井开始出砂，两个区块油井出砂有许多共同特点，出砂程度与出砂类型有一定的相似性。

砂砾岩油藏强度主要取决于岩石胶结程度高低。两个区块油藏是多油层组，砂砾岩层中的胶结物以泥质成分为主，含量5-20%不等，属于弱胶结和松散胶结。泥质成分中以高岭石及伊-蒙混层为主，水敏感性强。受水浸泡，易膨胀、分散和运移，造成砂砾岩中的砂粒失去胶结，在流体的携带下进入井筒，形成出砂。当砂砾岩中的含水量达到一定程度时，岩石强度明显降低，对出砂的影响明显增大，因此，砂砾岩胶结的好坏是出砂的直接因素。中高含水开发期由于含水量增大使产层物性发生变化，受水浸泡的影响，胶结物中的粘土矿物水化膨胀和运移，损害胶结物，砂粒失去胶结，仅靠围岩压力和相互磨擦力难以限制其运移。同时孔隙内的渗流速度逐渐增大，对砂粒的拖曳力增加，使砂粒运移明显加快。油层在流体的常年冲蚀下