罗淑容
江汉油田分公司江汉采油厂集输大队 湖北省潜江市 433124
【摘要】：高压、超高压井注水中管柱失效、套漏等问题对广华油田注水造成了严重的影响，因而必须对管柱失效、套漏等问题的原因进行调查分析，并找出相关的治理对策，提高广华油田配注完成率。广华油区低渗透油藏注水开发面临着储层物性差、注水压力高、注水有效期短等问题。针对这一现状，提出目前广华油区高压注水井存在的主要问题，并总结了治理要点。
【关键词】：广华油区；高压超高压；套漏；管柱失效
引言
从配注完成率来看，广华油区超高压井比高压井欠注问题突出；从管柱失效率来看，超高压注水井比高压注水井失效率更高，但高压井注水压力相对超高压井较低，对套管伤害相对较小，为了确保注水量，高压井管柱失效后仍可维持注水，但这样长期注水，对套管还是有一定的伤害，容易导致套管穿孔，从长远考虑，对油田开发不利。
1.工程概况
广华油区油藏埋藏深，平均油藏埋藏深度3000米左右，广华上段潜一段-潜三段油组中高渗，油层物性好，初期高液高产，后期高含水。潜4油组井深、低渗，物性差，油井生产低液低产，水井高压、超高压注水现象突出，地层能量补充受限。广北片区潜34油组，油藏埋藏深，主体区物性偏好，滚动扩边区多以小圈闭为主，含油面积小，圈闭边部油层物性变差，水井生产表现高压注水困难。下表为广华油区油藏特征。
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2.高压、超高压注水井现状
截止到2020年6月，广华油区注水井总井数66口，配注井开井29口，高压、超高压注水井开井12口，占目前开井数的41.4%。19口高压、超高压井日配注340方，日注170方，日欠注170方。
欠注井分类：
1）地层吸水能力差：2口井已达设备能力极限，日欠注3方（广新6斜-13压力高注不进未配注）。
2）管柱失效：7口井管柱失效待作业，日欠注130方。
3）设备问题欠注：3口井，日欠注40方。
3.高压超高压注水井存在的问题
3.1长期注水压力高，存在套漏风险
长期注水压力高，易导致套漏。目前已有3口高压、超高压井注水压力下降幅度大，平均油压由29MPa降低至15MPa。通过现场施工经验，如果作业过程出现以下情况，就意味着套管可能存在漏点：
（1）密封油层后，井筒试压过程中，持续向井筒挤入修井液。
（2）密封油层后，井筒试压过程中，升压缓慢，开防喷器后套管异常返液。以上现象的发生大多在油层套管固井时水泥未返到井口，套管环空存在一定空高，试压过程中井筒容积变相增大，导致升压缓慢。
（3）油井防砂没有失效，但是井筒出现异常出砂现象。如果是斜井，由于不是油层出砂，防砂鱼顶上会形成一段砂桥。
（4）油层为低压力系数，压井成功后井筒异常返液。总之，作业中需要我们及时分析、检查出现的各种细小状况，及时的发现套管存在的问题。
导致套管漏失的原因较多，而一旦套管发生漏失，将对油井的产能造成极大的影响。目前有效预防措施有限，建议优化井身结构，提高固井质量，同时开发高强度、高抗挤、耐腐蚀性更强的套管。
3.2管柱有效期短
19口高压、超高压井管柱有效期短，7口井在半年内失效，占总井数的36.8%，平均有效期58天。广华油区高压、超高压井主要下封隔器保套生产，全区高压、超高压水井19口，16口下封隔器生产，占84.2%。目前已有9口失效。19口高压、超高压井管柱有效期短，7口井在半年内失效，占总井数的36.8%，平均有效期58天。
超高压井欠注的主要原因是超高压管柱频繁失效停注， 主要有3 口井， 其配注完成率分别为高3-2井36.6%、广201井45.1%、广2-13井59.4%。高压井欠注主要原因是注水压力高、增注泵能力不足。主要有钟6-24、广5-14、浩斜28-5和广新6-14等井。
失效管柱其常见状态有：测调遇阻、油管漏、大四通油管悬挂器串槽、砂埋油层或管柱、封隔器失效、配水器失效、底筛堵失效等。造成管柱失效的原因包括出砂严重和套损井多。出砂严重：出砂现象几乎每口井都会出现，并且注水时间越长，出砂程度也越严重，同时由于出砂造成的砂埋油层、砂堵尾管、砂卡管柱及砂堵工具造成测调遇阻现象比例较大；套损井多：套管变形和结垢造成封隔器座封难度加大，同时由于管柱蠕动引发封隔器的有效坐封时间较短，容易引发管柱失效。最后，由于水质问题无法改善，造成管柱结垢和腐蚀现象严重，同样会引发管柱失效。
4.高压超高压注水井治理对策
4.1查套找漏口并封堵
找漏方法经过多年不断改进，克服了传统找漏方法受外界环境干扰大、成功率低的缺点，现已逐步形成了一整套成熟的找漏工艺，主要分单封及双封找漏工艺。
单封找漏管柱结构（自下而上）为：φ73mm油管+KHT-114节流器+K344-114封隔器+泄油器+丝堵；
双封找漏管柱结构（自下而上）为：φ73mm油管+K344-114封隔器+φ73mm油管+KHT-114节流器+K344-114封隔器+泄油器+丝堵。
操作流程：将封隔器下到油层上界附近，反洗井至进出口水质一致，使用注水管网的稳定注水流量和注水压力进行找漏施工，通过计量间的油压和注水量读数来判断漏失情况，若套管完好，则油压上升明显，通过一定时间的观察即可判断有无漏失情况；如果套管漏失则油压和排量变化相对较小，而且可以通过调节注水流程闸阀，取得不同的油压和排量，做出吸水压降曲线。
在挤堵前需要先对漏点进行试挤，一方面清洁漏点与表套间的循环通道，检测通道的通过性，增加二次固井的效果，另一方面了解地层吸收能力，决定水泥浆用量及密度，为后期挤堵方式的选择提供参考。
针对施工时压力高、漏失量低的井一般进行化学挤堵，即空井筒或下油管至漏点以下，向漏失段挤入一定量的化学堵剂，达到封堵漏失段的目的，其优点是堵剂通过性好，挤堵后抗压强度高、韧性好，缺点是因通道小施工压力相对高，后期部分井钻塞困难。针对此类井，也可以考虑补射工程孔，提高通过能力，再按常规井工艺进行挤堵施工。
4.2延长管柱有效期
第一，保持平稳注水，延长管柱寿命：为了避免频繁启停井导致管柱失效，注水井的日常管理也不容忽视。应减少注水压力波动，减少启泵停泵次数，保持平稳注水，放油、套压时应缓慢操作，不能猛开猛关闸门。
第二，完善配套的井下工具。分注管柱必须根据单井地质特点和井况条件进行的合理设计，整个分注管柱是一个有机的整体。每种分注管柱的适应能力都有差异，且使用有一定的局限性，只有根据地质特点、层段压力分布以及井况条件灵活选择和合理设计，才能满足单井分注工艺的要求。在复杂的分注管柱，任何工具异常都可能引发分注失败，所以，合格的井下工具质量和齐全的配套种类型号，是提高分注有效期的前提。
第三，优化井况和井筒条件。封隔器的和套管壁的密封性直接关系着分注工艺的成败，清洁平滑的内表面决定着封隔器胶筒的密封效果。因此结合具体情况，对井筒进行处理，可以达到优化井况和井筒条件的效果。
第四，对使用年限较长的插管封隔器进行定期更换：尤其是下井超过三年的插管封隔器，应该及时更换。
第五，需要酸化增注水井，先酸化，后下完井管柱
第六，提高验管、坐封、验封压力。从失效原因来看， 多数失效井表现为油管漏失， 封隔器失效相对较少， 因为注水压力高， 按坐封和验封的压力标准15 MPa， 很难保证正常高压注水不漏。
第七，提高试压标准。无论是高压井还是超高压的试压标准都没有达到实际注水压力， 在试压时管柱都是合格的， 但实际注水压力远高于试压压力， 试压标准无法满足注水需要。
4.3实施降压增注
注水压力高井实施降压增注，一般降压增注工艺所谓一般降压增注工艺，就是采用光油管注水井原管柱，对生产注水井的所有注水层段，进行酸化处理，从而调整注水井整个吸水剖面，达到降压增注的目的。其施工工序主要为：1）对注水井大排量洗井，清除井筒内所有脏物及铁锈；2）试挤了解地层吸水状况，确定施工压力；3）正替前置液至注水层段；4）正挤主体酸与堵塞物发生反应，加强对低渗层的处理，进一步扩大处理半径；5）正挤后置液将酸液挤入地层反应4h；6）反应完后，不需排残酸，即可转正常注水。7）分层降压增注工艺:分层降压增注管柱主要由水力锚+封隔器+偏心配水器+封隔器+偏心配水器+……+底部球座组成。现场施工又分为动管分层降压增注和不动管分层降压增注两种方式，前者需要作业后下入合适的分层注水施工管柱，后者是在正常分注井注水过程中利用原分层注水管柱进行。动管施工的主要优点是在地面就可以配装好相应尺寸的注水水嘴，省去专门试井车进行井下注水水嘴投捞过程，同时对工艺实施过程中出现的问题也可及时起管处理；不动管施工是在现有分注井上，用试井车下入专用投捞工具将要降压增注的层段捞出水嘴，不需要降压增注的层段投入封死水嘴，控制酸化液的流向，提高分注井段的吸水能力。施工时可根据各分注井的地质概况，井下管柱、封隔器完好程度、水井分层测试资料，适当控制施工压力。
4.4酸化增注
采用SY有机多元酸降压增注技术，SY酸是含羟基、羧基基因的有机磷酸与氟盐的混合体系，采用SY有机多元酸降压增注技术能够更好的维持酸液的pH值，缓解电离出氢离子，SY有机多元酸与黏土和石英矿物的反应速率明显低于常规土酸，且具有较强的深穿透能力，可以很好的避免因粘土过度溶蚀而造成的地层塌陷；同时SY酸具有良好的防沉淀性，可以很好的提高近井地带的渗透率，不仅可以很好提高注水效率，在实现良好注水效果的同时还能达到节能减排的目的，非常适合于蒙脱石、高岭石、绿泥石含量较高的储层酸化改造。
结语
综上，针对高压、超高压注水井存在的问题，分析各种降压增注技术措施的应用状况，结合油田注水的实际情况，不断研究和应用注水的新工艺技术措施，尤其针对油田开发后期的注水模式的研究，降低注入水的浪费，增加水驱的产量，实现稳油控水的管理目标。
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