中国石化胜利油田分公司滨南采油厂
摘要:在稠油油田的开发中，油井套损、出砂严重一直是制约处于高轮次开发阶段热采井提效的主要因素。热采井经过多轮次蒸汽吞吐，油层套管受热胀冷缩、地层出砂等因素影响，油井易发生套管破漏、套管变形和套管错断，严重影响油井的正常生产。目前王庄、单家寺等多个热采油田套损井逐年上升，井网储量失控严重，根据郑41块井况统计套损表现形式主要以油层段弯曲变形、错断为主，历年套损井共有23口，严重制约了油田的发展。通过对郑41块套损类型分析及治理对策研究，因井施策，对套损井“对症下药”，采用有效的治理手段，恢复套损井产能。
关键词:套损井；套管弯曲变形；套管错断；套损井治理对策
1郑41块套损井现状
郑41块构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段，王庄油田南部。主要含油层系为沙一段，一套层系开发，为受构造-岩性控制的普通-特稠油油藏。
郑41块随着转周轮次的增多，套损井逐年增多。截止目前套损井共有23口，严重影响了郑41块的高效开发。
23口套损井中位于油层顶部的有9口井，位于油层中部的有6口井，油层底部套损井有4口，位于浅层套管有2口井，位于油层上部的有3口井（图1）。多数处于6-9周期。
图1郑41块套损井套损位置分布饼状图
2套损井治理对策研究
通过逐井摸排井况，以因定策，根据实施经验形成了套损井集成治理技术。对于套损不严重油层段有通道的，实施大修整形绕丝管防砂；对于套损严重，油层通道较小的，大修下小套管加固防砂生产；针对套损严重，通道小无法防砂的，大修整形下水力排砂泵；对于套损非常严重而无法修复的，进行新钻更新井恢复产能。
2.1套损不严重油层段有通道的井，实施大修整形绕丝管防砂
套损不严重的井共主要表现为套管轻微弯曲变形、油层段套损不严重、套管通道受影响程度小，这类井建议治理措施为套管整形、绕丝管重新防砂。这类套损井共有7口，套损前正常日产油能力68.8t/d，建议实施套管整形、绕丝管防砂后日产油能力为68.4t/d，恢复了套损前正常产能同时恢复了井网控制储量。
典型实例：WZ41-1X19井生产层位Es114-5，生产井段1254.0-1276.1m，共5层13.8。该井套损前正常日产油能力12.9t/d，累产油2.17万吨。套损情况为：油层段1262.59-1271.22套管变形，套管变形后出砂砂高38.93m，打铅印显示铅模四周有轻微划痕，通过对测试40臂资料和打铅印资料分析，制定大修整形绕丝管防砂措施。实施后正常日产油能力恢复为19.3t/d，目前日产油能力12.4t/d。产能得到恢复，井网控制储量得到恢复。
2.2套损严重，油层通道较小的井，大修下小套管加固防砂生产
该类油井主要表现为套损较为严重，油层段上部套管位置或油层段套管破漏、错断，油层段有通道，该类油井仅套管整形无法恢复生产，建议实施了大修下小套管修套加固防砂生产。这类套损井共有3口，套损前正常日产油能力15.1t/d，建议实施大修下小套管加固防砂生产后正常日产油能力17.3t/d，产能得到恢复，井网控制储量得到恢复。
典型实例：WZ41-1X23井生产层位为Es114-5，生产井段1352.0-1375.1m，共3层17.7m。该井套损前正常日产油能力6.0t/d，累产油3.17万吨。套损情况为：40臂显示1123-1372.2m套管弯曲变形，1352-1372m结垢腐蚀，1372.2m遇阻，套损后出砂砂柱高27.24m。通过对40臂等资料分析，制定大修整形下小套管预充填防砂的措施，该井套管整形后下114mm打孔小套管（40孔/m）（小套管位置1346.42-1385.5m），充填石英砂50t，下绕丝管防砂。实施后正常日产油能力恢复为7.8t/d，目前日产油能力8.7t/d。措施后生产3周期，累产油0.57万吨。50美元操作成本下经济效益1020万元，取得较好的治理效果。产能得到恢复，井网控制储量得到恢复。
2.3套损严重，通道小无法防砂的井，大修整形下水力排砂泵
该类油井主要表现，油层段上部套管位置无破漏，油层段套损严重，通道较小，无法套管整形下小套管或者出砂类型为细粉砂较多，该类油井仅套管整形无法恢复生产，又无法下小套管防砂恢复正常生产，建议实施大修整形下水力排砂泵采油生产。这类套损井共有6口，套损前正常日产油能力9.5t/d，建议实施大修下水力排砂泵生产后正常日产油能力16.2t/d，产能得到恢复，井网控制储量得到恢复。
典型实例：WZ41-4X13井生产层段为Es114，生产井段1285.0-1302.0m，共2层13.9m。该井套损前正常日产油能力3.9t/d，累产油0.65万吨。套损情况为：40臂显示油层上部套管1252-1253m，1283.5-1285m处弯曲变形，油层段1292.8m遇阻。通过对40臂等资料分析，制定大修整形下水力排砂泵生产的措施。实施后正常日产油能力恢复为4.8t/d，油井恢复正常生产，套损后累计生产2周期，累产油4598t。50美元操作成本下经济效益879万元。
2.4套损非常严重而无法修复的井，进行新钻更新井恢复产能
该类油井套损主要表现，套损严重、套管严重变形、错断，无法通过大修作业恢复油井通道进而恢复产能。建议实施套损井报废后更新或者侧钻。这类套损井共有7口，目前已全部更新新井。更新后新井恢复产能49.6t/d，恢复了井网控制储量。
典型实例：郑41-1-斜21井套损严重，该井2005年3月投产Es114，生产井段1275.8-1290.1m，共1层14.3m。该井累计生产10周，累积产油3.47万吨，累积产水2.71万吨。2011年4月大修作业时测40臂发现1288-1290m套破，1282-1285m变形严重，作业下小套管（深度1249.6-1292.08m）。2015年6月5日-22日注汽后下泵，隔热管落井打捞多次，井内留隔热管15根，上提泵深至987.29生产不出油。2016年3月10日-5月17日大修打捞生产管柱，打捞出隔热管15根和收集器，打捞充填工具多次解卡不成功上液压钻台解卡拔脱，磨酰充填工具后捞获油管一根，其中2油管严重变形，捞至1247.75m，因套管弯曲无法打捞。该井套破后更新。
该井更新井WZ41-1XN21井投产层位Es114-5，生产井段1251-1277.1m，共5层13.6m。投产初期日油15.6t/d，截至2018年5月份累产油5409t，取得较好的效果。
3结论及认识
郑41块共实施套损井治理23井次，均恢复了正常生产，恢复了井网控制储量和产能。为郑41块的效益开发、可持续开发奠定了坚实的井网基础。
针对不同的套损类型制定了相应的治理对策，并取得了较好的效果，“四种套损治理对策”的思路为同类油藏套损井治理提供了一条可借鉴之路。