张贺敏

(中国石化华北分公司第二采油厂，宁夏 盐池 751500)

随着油田开发时间的延长，由于综合含水上升、增产增注、腐蚀以及地质和工程技术等因素造成的套损井逐年增多［1］。以往的治理手段如座封隔采、水泥挤堵、套管补贴、取换套、侧钻大修等已不能完全满足套损井治理的需要。2011年9月，中石化华北分公司第二采油厂开始在张天渠油田应用小套管技术，取得了成功。但实施后存在以下几个方面的问题:1)施工设备要求修井机的提升系统安全负荷须在50 t以上［2］。2)施工工序比较多，工序为:起井内管柱→刮管→找漏→封堵射孔段→封堵漏点→钻扫→刮管通井→下小套管→固井→试压→测声幅→射孔→投产投注(40.9%的井同时配合采取了酸化或压裂等措施手段)。3)已投产井中有42.8%的井进行了重复射孔。4)施工周期长，平均单井施工周期为25.4 d。5)施工费用较高。针对以上问题，通过理论研究并结合张天渠油田油水井的实际套损情况，对小套管固井工艺进行了优化，2012年11月在HK30C井试验取得了成功。2013年采取下小套管工艺的井均采用了优化后的工艺。截止2013年底，第二采油厂下小套管井已恢复水驱动用储量54×104t，增加可采储量9.9 ×104t，投入产出比1∶1.5，明显节约了费用。

1 小套管固井工艺

该工艺是在原Φ139.7 mm套管破漏井中(注水井/油井)下入Φ101.6 mm/Φ114.3 mm无接箍套管(技术参数见表1［3］)，注入缓凝固井水泥浆，使水泥浆液面返至一定高度，将小套管上提一定高度，使水泥浆液面回落，再将小套管回插，最后候凝完井的套管修复完井技术［4］。固完井后将小套管内的灰塞进行钻扫处理，射孔后(根据情况决定是否酸化或压裂)进行投产投注。

表1 无接箍套管的技术参数

1.1 技术要求

张天渠油田各油水井均为Φ139.7 mm套管完井，考虑套损井通径、采油工艺配套、套管技术指标(钢级、外径、壁厚、内径、抗内压、抗外挤)等因素，小套管固井在注水井上选用Φ101.6 mm无接箍套管，油井上选用Φ114.3 mm无接箍套管。处理井筒时扩径要求在通井Φ118 mm以上，这样才能保证生产层套管足够的空间，达到下小套管的要求。通井管柱组合:Φ118 mm喇叭口+Φ101.6/Φ114.3 mm×20 m无接箍套管+油管。下入井的小套管要在阻流环以上400 m固井质量要求高的井段，每隔一根小套管螺旋焊接扶正块，每圈焊4块，每根焊4圈，厚0.02 cm，长10 cm，宽1.0 cm。为了平衡环空压力，每下20根小套管，向套管内灌注保护液，严格控制小套管的下放速度，必须将每根小套管进行通径处理并确保小套管完好下至设计位置(必要时可用小套管短接进行调整)。

2 工艺优化

为了缩短施工周期、降低作业费用、解决以往下小套管井存在的不足，对小套管固井工艺进行了专项研究，在理论研究基础上结合张天渠油田特点制定了优化后的工序，在现场油水井进行实践并取得成功。

2.1 找漏堵漏

对张天渠油田已施工下小套管的2口油井、6口水井进行分析总结［5］，发现其中3口井漏点多、漏失量大，在找漏过程中既耗时又费工，还会产生新的漏点，同时均采取了堵漏剂(清水、CMC、土粉、纯碱和橡胶颗粒配制而成，或用聚丙烯酸钾等配制而成)进行笼统堵漏，再加上水泥低压挤注的办法对漏点进行处理。而对于漏失量小、漏点少的井则直接采用了水泥低压挤注的办法对漏点进行处理。综合分析以上各井发现其套漏点均在水泥返高面以上，张天渠油田各井水泥返高面均在1 500 m左右(油层200 m以上)。根据此共性特点，决定不再实施找堵漏工序，直接将小套管下深设计在生产层位以上水泥返高面以下。小套管下入深度一般设计在生产层位以上50 m左右，套漏点下部有需要永久封堵的射孔井段时，设计小套管下入深度时将裸露射孔井段作为套漏点进行综合考虑。

2.2 保护生产层

为了防止在固井过程中水泥浆对生产层造成污染，决定在下小套管之前对生产层进行填砂保护。目前全部采用石英砂，填砂至射孔段20 m以上，以此来达到保护生产层的目的。

2.3 小套管下深

在优化之前各井小套管下深均下至射孔段以下，平均在射孔段下60多m，这样就在生产层位(射孔井段)形成了双层套管。由于小套管内径的限制，射孔时只能采用枪型73的枪，弹型不管是用73弹还是89弹，射孔弹必须穿透双层套管，而射孔弹的穿透力达不到这样的要求，故前期施工井中有42.8%的井进行了二次射孔。鉴于此，本次优化将小套管下深设计至水泥返高面以下射孔井段以上(一般在射孔井段顶界50 m左右)位置［6］，此时不需要再进行射孔作业，既避免了小射孔弹穿透双层套管穿透力不够的局限，又节省了施工费用。

2.4 固井

为保证固井时水泥浆与原套管的胶结强度，水泥浆顶替到位后，将小套管上提2 m左右后下放插入式固井，带压关井24 h以上。水泥浆配方为:早强剂+降失水剂+促凝剂+干水泥。水泥浆密度要求控制在1.8～1.85 g/cm3，初始稠度≤20 BC，稠化时间控制在180 min内。之前几口井水泥返高均要求返至地面，结合找堵漏经验和小套管特性以及张天渠油田套损井自身特点，要求水泥返高比原来水泥返高，优化后，设计上一般要求水泥返高高出生产层位600 m左右。

2.5 施工工序及设备

通过以上各项优化，将小套管固井工艺施工工序优化为:起井内管柱→刮管通井→填砂→下小套管→固井→试压→钻扫冲砂→投产投注。对其施工设备的要求也大大降低，不再需要大修队伍，一般的小修队伍(修井机的提升系统安全负荷能达到40 t)就能胜任。

3 现场应用

3.1 HK30C 井

HK30C井是张天渠油田的一口注水井，2012年11月23日开始施工作业，起原井注水管柱;25日下填砂管柱进行填砂，砂面填至1 887.4 m(射孔井段1 908.5～1 910.5 m);26日下通井管柱进行通井;27日加工无接箍套管扶正块;28日下Φ101.6 mm无接箍套管至1 885.18 m，固井。试压，全井筒试压10 MPa［7］，30 min压降为0.1 MPa;29日钻扫阻流环及水泥;12月1日全井筒试压10 MPa，30 min压降为0.1 MPa，3日下冲砂(注水)管柱，冲砂结束后上提管柱至注水管柱要求位置，交井开注。该井套损治理完开注后其对应井组的油井产液量上升，含水率下降，井组见效明显。

3.2 HK17B 井

HK17B井是张天渠油田的一口采油井，2013年4月6日开始施工作业，起原井管杆;8日下通井管柱，洗井，填砂，砂面填至1 932.73 m(射孔井段1 972.0～1 974.0 m);10日加工无接箍套管扶正块;11日下Φ114.3 mm无接箍套管至1 928.95 m;12日固井(水泥返高至生产层以上600 m);14日钻扫阻流环及水泥，全井筒试压15 MPa，30 min压力不降，冲沙洗井;15日酸化，抽汲;17日完井交井。该井治理完恢复生产后，其日产液量由之前的19.00 t降至9.78 t，含水率由100%降至83.74%，日产油量由0.00 t升至 1.59 t，增油效果明显。

4 结束语

1)小套管固井工艺优化后，施工成功率100%，平均单井施工周期缩短了15.5 d，平均单井作业费用节省17.6万元，投入产出比为1∶1.5，经济效益较高。通过对该工艺的优化，解决了小套管治理后投产投注时必须射孔、42.8%的井需要重复射孔的问题。

2)实施了小套管固井的油水井，形成了双层组合套管，套管柱强度大大提高，延长了油水井使用寿命，可以实施补孔、酸化、压裂等多项增产增注措施。

3)小套管固井工艺是治理套损井的重要手段，对盘活资产、完善井网、挖潜油藏、提高油田开发水平具有重要意义。

［1］王志平，何峰，陈平，等.小套管固井技术在吐哈油田套损井中应用［J］.内蒙古石油化工，2010，36(13):96－98.

［2］朱建林，陈轶群，秦小强，等.套管破漏井下小套管技术在胡状油田应用［J］.承德石油高等专科学校学报，2011，13(4):13－16.

［3］吴奇.井下作业工程师手册［M］.北京:石油工业出版社，2002.

［4］巨亚锋，毕凯，王晓娥.安塞油田王窑区套损井治理技术研究［J］.内蒙古石油化工，2011，37(15):96－97.

［5］赵晶.小套管固井配套开采工艺［J］.内江科技，2013，34(1):103－103.

［6］唐海，周开吉，陈冀嵋.石油工程设计［M］.北京:石油工业出版社，2011.

［7］王怀明，刘延文.小套管二次固井工艺技术［J］.大庆石油地质与开发，2003，22(5):40－41.