随着油田开发时间的延长，套漏井不断增加，给油田后续开发调整带来了难题。在２０１６年前江汉矿区的找堵漏技术一直以“封隔器找漏，水泥浆挤堵”为主导，存在着一些弊端。２０１７年以来开展了“电磁流量计测试找漏、化学挤堵”等工艺技术试验，工艺治理成功率大幅提高，但单井产能恢复率并不能完全达到预期目标。如何优化套漏井选井治理原则，提高产能恢复率值得深入研究。

 

１江汉矿区套漏井特点及找堵漏技术

１．１套漏井特点

       江汉矿区套管破漏主要发生在水泥返高以上未固井段，占９６．１％，对应地层岩性主要为泥岩，地层液腐蚀是造成套管破漏的主要原因。其中，９０％以上为单段漏点，漏失井段长度不超过１０ｍ，平均试挤压力为９ＭＰａ，吸水量为２２０Ｌ／ｍｉｎ。

 

１．２找堵漏技术

       为了准确地找到套管漏失井段并制订治理方案，现场常用机械找漏和电磁流量计找漏两种技术。

 

       机械找漏技术，主要以扩张式封隔器配套节流器的机械找漏为主。即先下单级封隔器找到漏点的上界，再下双级封隔器找到漏点的下界。这一技术比较成熟，找漏准确，缺点是成本高，占时长，一次成功率低。在２０１６年之前江汉矿区常常采用这种找漏技术。２０１５－２０１６年，全厂油水井找漏４７口，平均单井找漏３．１９ｄ，找漏一次成功率仅５５．３２％。２０１６年之前针对漏失井段的治理，应用较多的是水泥浆封堵技术。该技术具有成本较低，工艺简单的优点，缺点是堵漏一次成功率低。２０１０－２０１６年江汉矿区水泥浆挤堵共４３井次，有效率只有５８％（如２００９年浩８－５和张１２井分别挤堵５次均未成功），主要问题是水泥浆驻留性差，封堵后承压能力较差。

 

       电磁流量计找漏技术，借鉴了注水井分层测试工艺原理，施工时由地面连续向施工井内注水。在注水量恒定的前提下，若套管未发生破裂穿孔，上下所测的流量应该恒定不变；若相邻两点流量发生明显变化，则在此区间内必然发生漏失。２０１６年电磁流量计找漏技术应用于４口井（成功３口井），经过封隔器找漏验证，都准确无误地找准漏点，平均占时０．３６ｄ，比封隔器找漏平均节约２．８ｄ。电磁流量计找漏技术的缺点是漏点上界只能大致预估，但绝大部分井的漏失井段不会超过１０ｍ，故不影响下步挤堵施工，对于单漏点的井通过试验验证是可靠的，对于多漏点的井还有待试验。另外，原油对电磁流量计会产生干扰，该找漏技术需要隔离油层，清洗井筒；同时对于注入压力大于１０ＭＰａ的高压漏点，由于测试电缆井口密封压力的限制，无法应用电磁流量计找漏技术。

 

       鉴于水泥浆封堵技术一次成功率低的缺点，２０１７年以来开展了“电磁流量计测试找漏、化学挤堵”等工艺技术，采用“先建网、再封堵”的思路。选用建网剂在近井地带快速构成网状结构的暂堵屏障，再采用高强度的化学封堵剂进行封堵，形成“预处理剂＋主处理剂＋化学封堵剂”的封堵体系，该治理方式一次成功率为９１．７％。

 

２近几年套漏井治理效果及治理方案的选择

２．１套漏井治理效果

       ２０１６－２０１８年，江汉矿区通过找漏挤堵和下小套

方式共治理套漏油水井６９井次。其中，油井治理５５井次（下小套１７井次），有效井次为４６；水井治理１４井次，除周２１斜－５找漏挤堵外，其它１３井次为下小套治理，均有效（表１）。

       油井治理的５５井次中，工艺成功的有５０井次，成功率９０．９％；扣除工艺治理不成功井，其余５０口井治理后产能恢复率为８６．８％。工艺治理成功的５０井次中，５井次治理生产后不见油，初步分析主要有以下三方面原因：①２口井层系调整后干扰，影响了效果；②２口油井自身能量低，受到地层污染恢复效果差；③１口井与周边注水井套漏影响有一定的关系。

 

       为了更加科学地分析套漏井治理后产能恢复效果，本次分析研究４７井次（扣除工艺治理不成功的井和治理前后层系调整变化的井），有效４３井次，有效率９１．４％，产能恢复率８８．６％。其中化学挤堵３２井次，产能有一定程度恢复的有３１井次，产能恢复率９０．６％。下小套管治理１５井次，产能有一定程度恢复的有１２井次，产能恢复率只有７５．７％；从单井看主要是低渗透井产能恢复率低，６口井恢复率只有２０．９％。

 

２．２套漏井治理方案选择

       套漏井在准确找到漏失井段后，一般采取挤堵或下小套的治理方案。一般情况下多采取挤堵治理方案，但在漏失井段情况比较复杂的情况下会采取下小套井治理方案。

 

       下小套井工程要求：油层套管井筒用Φ１０２ｍｍ×１０ｍ通井，无异常；油层套管水泥返高在２０００ｍ以上；油层套管井深在２８００ｍ以内；油层套管井身轨迹井斜小于６０°；套管严重腐蚀，多处破漏的井；漏失井段在１０ｍ以上的井；漏失段对应的水层，挤堵无效，需掺水加药的井；卡封生产周期短以及频繁失效的井。

 

３套漏井治理效果影响因素分析

３．１油井治理完shou天见油时间影响因素分析

       统计本次研究的４７井次治理后产能恢复情况，建立套漏油井治理完成到shou天见油时间与套漏异常到治理完成的间隔时间关系图版，发现套漏井出现异常到治理完成时间间隔越长，油井治理完成后排水期越长，见油慢（图１）。建立治理完成到shou天见油时间与套漏前正常日产液的关系图版，发现套漏油井正常时日产液量越高，治理完成到shou天见油间隔时间越短，即排水期短，生产后见油快（图２）。

另外，建立了治理完油井shou天见油时间与套漏时油井日产液量的关系图版，发现治理完shou天见油时间与套漏异常时日产液量无明显关系，即与漏失井段的漏失量的大小没有明显的关系。

 

３．２油井治理后产能恢复率影响因素分析

       对于本次研究的４７井次，建立套漏治理后产能恢复率与套漏异常到治理完成的间隔时间的关系图版，发现套漏异常到治理完成间隔时间越长，油井产能恢复率越低，套漏异常到治理完成时间间隔在５０ｄ之内**好（图３）。建立治理后产能恢复率与正常日产液量的关系图版，发现套漏前油井正常时日产液量越高，治理后产能恢复率越高，正常生产时日产液量大于５ｔ治理效果较好（图４）。油井正常时日产液量越高，说明地层能量和油层的渗流通道越好，不易造成地层污染，这类井治理效果佳。同时从产能恢复率与套漏时日产液量和漏点吸水量的大小无明显关系。

       从不同类型油藏套漏井治理后产能恢复率看，中高渗油藏套漏井治理效果好于低渗透油藏。１６井次低渗透油藏套漏井正常时日产液９２．５ｔ，日产油３３．５ｔ，综合含水６３．８％；治理后日产液１０３．５ｔ，日产油１８．４ｔ，综合含水８２．２％，产能恢复率只有５４．９％。３１口中高渗油藏套漏井正常时日产液４８５．６ｔ，日产油７６．５ｔ，综合含水８４．２％；治理后日产液４４４．１ｔ，日产油７７．２ｔ，综合含水８２．６％，产能恢复率高达１００．９％。

 

３．３治理后产能恢复率低单井分析

 

       从开发单元看，治理后产能恢复率低的套漏井主要集中在黄场潜４３和潭口油田（潭口共治理３口井，其中层系调整２口井，存在层系调整后干扰效果可能，故不做详细分析），这里重点分析黄场油田。

 

       ２０１６－２０１８年，黄场油田共治理套漏油井１２井次，有增油效果的有８井次，产能恢复率为８９．９％。其中，黄场上段治理７井次，均有增油效果。套漏前正常时日产液９６．６ｔ，日产油１１．３ｔ，综合含水８８．３％；治理后日产液９４．２ｔ，日产油１６．３ｔ，综合含水８２．７％，产能恢复率高达１４４．２％。而黄场潜４３整体治理效果差，治理５口井，有增油效果的只有１口。５口井套漏前正常时日产液４７．５ｔ，日产油７．６ｔ，综合含水８４．０％；治理后日产液５７．５ｔ，日产油０．７ｔ，综合含水９８．８％，产能恢复率只有９．２％。

 

       从黄场上段和黄场４３的油层物性上看，黄场上段平均渗透率为２２．７×１０－３ｕｍ２，声波时差为２８１ｕｓ／ｍ；而黄场４３的平均渗透率为４．３×１０－３ｕｍ２，声波时差为２３５ｕｓ／ｍ。黄场上段物性远远好于黄场潜４３，分析认为黄场４３主要是物性差，在地层能量不足的情况下大修或找漏挤堵更容易造成地层污染，影响治理后的产能恢复，治理时需要配套考虑解除地层污染的方案。

 

４结论及建议

４．１结论

       １）油井套漏异常到治理完成的间隔时间越短，治理后见油越快，产能恢复率越高；同时油井正常时日产液量越高，治理完见油越快，产能恢复率越高；油井治理后见油的早晚，产能恢复率的高低，都与异常间隔时间的长短和油井正常时日产液量的大小有很大的关联性。

       ２）在剩余油分析清楚的情况下，中高渗油藏油井套漏治理产能恢复率比低渗透油藏产能恢复率高。

       ３）套漏井停产时间长，在治理前要充分考虑周围井的动态变化，如果周围历史上存在套漏停产井则需要同时治理。如黄场潜４３２地层裂缝方向明显，黄２２－２６井因套漏停产２３１ｄ后治理，周围水井黄斜２２－４井漏点污水回灌造成地层受污染，导致黄２       ２－２６井治理后全水，这种情况在治理前就要考虑将黄斜２２－４井一起治理。

 

４．２建议

       １）先修工艺难度小，油井产量高，水井注水对周围影响大的井；优先考虑正常生产时日产液量大于５ｔ的油井。

       ２）优先考虑治理中高渗油藏油井，套漏异常到治理完成的间隔时间不超过５０ｄ。

       ３）低渗透油藏油井出现套漏，要考虑地层亏空及能量状况，能量差容易造成地层污染的井，要配合解堵工艺实施。