预防油田套管损坏的方法.pdf

本发明公开了一种预防套管损坏的方法，该方法主要为选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。并进一步指明在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力；在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近；在确定合理注水压力时可以考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力，固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。利用本发明技术方案，可以有效预防套损的发生，具有较强的实践指导意义和可操作性。

1、  预防油田套管损坏的方法，其特征在于，选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。

2、  根据权利要求1所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力。

3、  根据权利要求1所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近。

4、  根据权利要求3所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力。

5、  根据权利要求3所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。

6、  根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：
P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756
其中，H为井深，Q为日注水量。

7、  根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：
P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10
其中，H为井深，Q为日注水量，ρ为岩石密度。

8、  根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：
P_上＝0.013H+0.5
其中，H为井深。

9、  根据权利要求2所述预防油田套管损坏的方法，其特征在于，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式计算：
P_上＝{0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_c)}×0.098
其中，H为井深，Q为日注水量，P_c为平均咀损。

预防油田套管损坏的方法
技术领域：
本发明属于石油天然气开采领域，涉及一种预防套管损坏的方法。
背景技术：
在石油天然气开采中，需要将大量的套管埋藏在地层中，在使用过程中，这些套管会发生损坏，从而影响石油天然气的开采。宏观上导致套管损坏的因素可分为三类：地质因素、工程因素和其他因素。而基于岩石力学、流体力学角度研究套损机理这是国内外共识，但总的看来，在许多情况下套管损坏不是单一因素造成的，而是各类因素综合作用的结果。
关于套管损坏问题，十几年来取得了很多成果与认识，归纳起来主要是：
①在相邻区块地层压力相差较大的情况下，基于浮托理论，高孔隙压力可相对增加地层斜面上的剪切力，导致岩体位移、套管损坏。
②依据粘土理论，当注入水窜入非油层后能使粘土膨胀，增加其塑性与润滑性，即水浸域内泥岩蠕变、位移，导致套损。
③依据构造应力理论，认为在构造轴部、断层附近应力集中，注水采油过程中引起扰动应力变化，易使套管损坏。
④基于热胀冷缩原理：即注水降低了岩石的温度，使水平周向应力降低，易使套管损坏。
⑤其它因素：套管本身质量不好、射孔或压裂工艺不当等工程因素以及井下作业维修过程中操作不平稳等等。
上述研究在一定时期从某一方面对减少和预防套损发生发挥了作用。并未从根本上找到套损发生的原因，因此其预防措施治标未治本，导致仍然时有套损发生。
发明内容：
本发明目的在于深入研究产生套损的根本原因，并针对注水开发单层或多层非均质砂岩油田套管损坏的问题提出根本性预防措施。
油田套管损坏的表现形式是位移量的大小，而本质是地应力变化与套管承载能力的关系问题。本发明依据系统、信息与控制论观点，认为注水是产生油田干扰应力的主要因素之一，重点研究了注水对油田套管损坏的影响及其影响程度，进而提出了预防套管损坏的主要方法是：通过对注水压力、原始地层压力与套管损坏时间序列的分析，重新定义了油田合理注水压力，进而认为在单层开采条件下，合理注水压力要小于射孔顶界的破裂压力，在多层合采条件下合理注水压力控制在原始地层压力附近，这是预防套管损坏的基本原则与途径。
具体而言，本发明提出的预防套管损坏的方法为：选择并控制合理注水压力，所述合理注水压力为在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。
上述预防油田套管损坏的方法中，在单层开采条件下，合理注水压力小于射孔顶界的破裂压力。
上述预防油田套管损坏的方法中，在多层合采条件下，合理注水压力控制在原始地层压力附近。确定合理注水压力时考虑固井质量，固井质量好的区块，注水压力为原始地层压力；固井质量中等的区块，注水压力适当低于原始地层压力。
上述预防油田套管损坏的方法中，所述射孔顶界的破裂压力P_上采用下式之一计算：
P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756，其中，H为井深，Q为日注水量。
P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10，其中，H为井深，Q为日注水量，ρ为岩石密度。
P_上＝0.013H+0.5，其中，H为井深。
P_上＝0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_C)}×0.098，其中，H为井深，Q为日注水量，P_C为平均咀损。
采用上述技术方案，本发明首先提出了单层和多层非均质砂岩油田开发预防套管损坏注水压力的上限，具有较强的实践指导意义和可操作性。
附图说明：
图1为大庆油田各开发阶段套损井数分布曲线图；
图2为第一采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；
图3为第四采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；
图4为第六采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；
图5为第七采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；
图6为第十采油厂注水压力和套损井数关系曲线图；
图7为太北油田注水压力与套管损坏的关系图；
图8是扶余油田两个采油站累积套损井数与井口注入压力关系图。
具体实施方式：
为清楚阐述本发明，以下从几方面进行说明。
(一)套损的力学原理与岩石力学性质
1、套管损坏的力学原理
就套损问题而言，套管本身的钢级强度、套管与岩层的固结强度以及岩层本身的岩石力学性质，是导致套损的内在因素，属固体力学问题；而注水等引起的孔隙水压的变化则是导致套损的外在因素，属流体力学问题，莫尔—库仑定律实现了两者的统一，构成了多孔岩石形变力学分析的理论基础。
众所周知，物体对外界施加载荷的反应取决于载荷的大小，物体的形状和物体本身结构的性质，对于液体或气体介质中任一点的压力状况可用一个简单的数字(标量)来说明，而固体介质中任一点的压力状况要用应力张量来描述。通常应力张量具有三轴椭球体形式，习惯上用σ_H表示最大水平主应力；σ_V示垂向主应力；σ_h表示最小水平主应力。对于油田来说，油层中的孔隙不但被油气所充满，而且具有一定的压力，同时在注水开发过程中，注水会导致孔隙内流体压力的变化。研究表明，孔隙水压P_S与应力的作用方向相反，也就是说油层中的有效应力值为(σ_H-P_S)和(σ_h-P_S)。
从力的分解原理可知，应力在三个主平面以外的任意平面上，除正应力外还产生一种剪应力，若将(σ_H-σ_h)称作差异应力，考虑包含最大(σ_H)和最小(σ_h)主应力面的情况，对于油层内部与σ_h轴成θ角的任一面，其法向应力σ_n与剪应力τ理论上由下式描述^[4]：

剪应力τ力图引起该面上的剪切运动，而法向应力σ_h则力图制止这种剪切运动，两者关系由莫尔—库仑定律描述：
         τ＝τ₀+σ_ntanφ            (2)
式中：τ-剪切应力；σ_n-法向应力；τ₀-内聚力(抗张强度)；φ-内摩擦角；tanφ-内摩擦系数。由(2)式可知，当τ＞τ₀+σ_ntanφ时，剪切运动就是不可避免的。
2、套损部位的岩石力学特征
套管损坏的类型无论是错断、破裂还是变形，在数量上都是以位移量形式表现出来的，而导致位移的直接原因在于岩石的蠕变。
岩石力学研究认为，表现为脆性的物体往往在缓慢的作用下可以发生显著的塑性形变，并将这种缓慢的形变称之为蠕变。值得注意地是，有时虽然应力并没有超过其弹性限度，但在长期的、连续的作用下也可产生永久性的变形。套管损坏部位的泥岩、油页岩就具有这种蠕变性能。由莫尔—库仑定律可知，泥岩的蠕变程度完全取决于摩擦系数tanφ的大小，而摩擦系数中φ的大小又取决于泥岩的水化程度。为研究油层纵向上岩石的力学性质，刘子晋等于1986年设计并完钻了高133-检42井，对萨一组以上地层中的泥岩(含油页岩、粉砂质泥岩)进行了系统取心，并在石油大学岩石力学实验室进行了岩石的三轴蠕变试验，试验结果表明，泥岩内聚力τ₀与泥岩含水关系可用下式描述：
τ₀＝96.46-5.33f_w，相关系数R＝0.961，S＝4.6    (3)
泥岩摩擦角与泥岩含水也呈明显的线性统计关系：
φ＝33.93-2.67f_w，相关系数R＝0.97，S＝2.0      (4)
显然，泥岩的含水程度大小决定了泥岩蠕变程度高低。
3、断层、构造轴部岩石力学特征
在构造运动过程中，断层的产生表明该处曾是地应力最集中的地方，当构造运动过后，断层面及其附近的稳定性是最差的，其内聚力或抗张强度是最小的。因此，在断层附近注水即使是注采比合理，但由于注水引起的孔隙水压的变化也很容易致使断层失去平衡或者说引起断层的复活。同样，构造轴部也曾经是应力最集中、裂缝较发育的区域，稳定性极差，地应力场稍有变化就会引发集聚能量的释放，并以不同的方式导致套管损坏。
(二)注水压力控制在原始地层压力以内是防治套损的主要途径
油田套管损坏问题是一个从地质、工程到管理连锁反应极强、具有整体性能的系统性问题。从钻井、固井、完井、射孔、注水、采油、修井、压裂直至调整措施的实施，任何一个环节存在问题，都暗示着套管存在潜在的损坏可能性。由于导致套损的因素往往不是单一的，具有多因多果的特点，因此套损防治必须从整体出发，重视每一个环节，关键是搞好注水。
1、注水井上限注入压力计算
对采油1、4、10厂目前注水压力进行统计，结果表明，导致注水压力差别的原因与注水合理上限的计算有关系。
喇萨杏油田具有同一油水界面，同一水动力系统，储集层纵向上的变化基本一致，具有同一岩石密度0.023，因此，储层垂向应力计算方法应该是统一的，注水井上限注入压力的计算方法也应该是一致的，否则，既不便于比较分析，也不便于管理。
统计表明，喇萨杏各开发区注水井上限注水压力计算方法并不完全相同，有的差别较大，其结果必然是同一深度储层破裂压力不一样，井口上限注水压力也不相同。由于合理注水压力上限界定的标准不同，导致了实现注水合理控制上的困难。
为了说明井口上限注水压力计算方法不同所导致的同一深度井口合理注水压力的区别，对采油1-5厂井口上限注入压力进行了计算，计算条件是笼统注水。如：井深(H)1000m，岩石密度(ρ)0.023，日注水量(Q)300m³/d。计算结果如下：
采油一厂：
P_上＝0.013H+0.000145Q²-0.00196Q+0.1756＝13.8926MPa    (7)
采油二厂：
P_上＝H(ρ-1)×0.0980665/10＝12.7846MPa           (8)
采油三厂：
P_上＝0.013H+0.5＝13.5MPa  注：0.5为套损和咀损    (9)
采油四厂：
P_上＝{0.013H+(3.22043+1.543×10^-3(H-1000)Q²×10^-5+P_C)}×0.098
    ＝(130.0+3.22043+0.5875)×0.098＝13.113MPa    (10)
式中P_C＝0.5875MPa，平均咀损，在笼统注水下，不考虑咀损
P_上＝13.06MPa
                 表1：采油1-5厂井口上限注水压力计算结果