套損區(qū)注采系統(tǒng)完善方法研究

黑龍江 焦陽 趙玉珍

套損區(qū)注采系統(tǒng)完善方法研究

黑龍江 焦陽 趙玉珍

本文結(jié)合大慶油田A開發(fā)區(qū)套管損壞特點和成因，分析了套損區(qū)注采系統(tǒng)嚴重破壞后給油田開發(fā)帶來的影響。在此基礎(chǔ)上，針對各套損區(qū)套損成因，所處的開發(fā)調(diào)整階段，治理時修井工藝技術(shù)水平，將套損區(qū)注采系統(tǒng)完善歸為三種模式：一是整體更新加密模式；二是分步更新側(cè)斜模式；三是采用大修、側(cè)斜、更新和補鉆的協(xié)同模式。同時總結(jié)了套損區(qū)注采系統(tǒng)完善的經(jīng)驗。

套損區(qū)；注采系統(tǒng)；完善模式

大慶油田A開發(fā)區(qū)在開發(fā)過程中分別在1986年和1997年出現(xiàn)兩次非油層部位套損高峰期。之后，在非油層部位套損得到了有效控制的同時，油層部位套損速度有所加快，致使1999年套損井數(shù)達到了第三次高峰期。針對套損對注采系統(tǒng)造成的破壞，1992年以來，先后對三個套損嚴重區(qū)塊的注采系統(tǒng)進行了完善，在恢復(fù)油層壓力、增加可采儲量、減緩產(chǎn)量遞減和控制含水上升速度等方面取得了較好的調(diào)整效果，為高含水后期A開發(fā)區(qū)進行注采系統(tǒng)完善工作提供了成熟的經(jīng)驗。

1 套管損壞成因、特點及對油田開發(fā)的影響

1.1 套管損壞成因和特點

1.1.1 非油層部位套管損壞成因及特點

非油層部位套損主要集中在嫩二段底部油頁巖（簡稱嫩二底）。該層套損主要原因：①與巖性有一定的關(guān)系。嫩二底有10m左右的油頁巖，在全區(qū)穩(wěn)定分布，富含蒙脫石，吸水后其體積膨脹較大；且層理面發(fā)育，有助于注入水的迅速浸入，形成不斷擴大的浸水域使套管受剪切損壞。②部分注水井固井質(zhì)量差導(dǎo)致注入水上竄進入嫩二底油頁巖是誘發(fā)嫩二底套損的主要原因。③錯斷注水井發(fā)現(xiàn)不及時加劇了嫩二底成片套損的形成。

嫩二底套損特點為“四個集中”：一是套損井平面分布集中，A1區(qū)成片套損時套損井160口，占投產(chǎn)井數(shù)的71.1%。二是套損層位集中，A1區(qū)嫩二底套損井數(shù)占套損總數(shù)的85.1%。三是套損時間集中，均發(fā)生在調(diào)整注水井轉(zhuǎn)注以后，1-2年內(nèi)就發(fā)展為成片套損區(qū)。四是套損類型集中，1986年A1區(qū)發(fā)現(xiàn)的100口嫩二底套損井中，套管錯斷井67口。

1.1.2 油層部位套管損壞成因及特點

A開發(fā)區(qū)油層部位套管損壞主要與異常高壓層有關(guān)。而異常高壓層形成的主要因素有：①受開采對象變差的影響。從基礎(chǔ)井網(wǎng)到二次加密調(diào)整井網(wǎng)，注入端到采出端的流動壓力梯度由2.96MPa/100m上升至9.20MPa/100m，致使部分薄差層憋壓。②受斷層的影響。A開發(fā)區(qū)斷層較有發(fā)育，當斷層與注水井或斷層之間形成相對封閉的場所時，易形成異常高壓層。③油層非均質(zhì)影響。從內(nèi)前緣相儲層到外前緣相Ⅳ類儲層，井網(wǎng)對砂體控制程度變差，易形成異常高壓層。

油層部位套損的主要特點：從縱向分布看，套損層位主要集中在油層上部，統(tǒng)計A3區(qū)82口油層部位套損井，油層上部薩Ⅱ組套損井比例為68.08%；從平面分布看，套損井主要分布在注水井排及注水井排與斷層形成的封閉井區(qū)；從套損層位砂體類型看，主要集中在“坨狀”砂體、厚注薄采砂體和注多采少砂體。

1.2 套管損壞對油田開發(fā)的影響

（1）嚴重破壞注采系統(tǒng)，產(chǎn)量下降幅度大。A1區(qū)嫩二底成片套損后，關(guān)停注水井55口，關(guān)停采油井15口，油水井數(shù)比由1985年的2.13上升到1992年的3.32。注采系統(tǒng)被嚴重破壞，供排關(guān)系極不協(xié)調(diào)，致使日產(chǎn)油由2696t下降到 859t。

（2）采出程度、采油速度降低。A1區(qū)成片套損后，與A4區(qū)對比采油速度和采出程度分別低2.19和5.15個百分點。

（3）采油井因套管損壞被迫上提泵掛或套損關(guān)井。A2區(qū)成片套損后，油井上提泵掛56口井，初期日產(chǎn)油由322t降至258t，沉沒度下降了163m；另外有3口井由于套管損壞嚴重無法生產(chǎn)。

（4）注水井因套管損壞導(dǎo)致注水質(zhì)量變差。統(tǒng)計A2區(qū)3口因套損無法正常分層的注水井，對比套損前后同位素資料，油層動用層數(shù)由65.3%下降至37.1%。

（5）地層壓力下降較快。A3區(qū)成片套損后，油層平均總壓差由-1.61MPa下降到-3.30MPa，流壓由4.0MPa降至3.0MPa。

2 套損區(qū)注采系統(tǒng)完善效果

（1）注采系統(tǒng)得到了完善。A1區(qū)注采系統(tǒng)完善后，油水井數(shù)比由完善前的3.32降低到了1999年的2.00，二次加密后進一步降至1.90，開發(fā)效果不斷改善。

（2）更新調(diào)整后可采儲量增加，采油速度提高。A1區(qū)更新和二次加密調(diào)整后可采儲量分別增加126×104t和149.87×104t。采油速度由更新調(diào)整前的0.80%上升至目前的1.60%。

（3）地層壓力回升幅度較大。A2區(qū)注采系統(tǒng)完善后總壓差由-1.91MPa回升到-0.89MPa。

（4）產(chǎn)量自然遞減和含水上升速度減緩。A3區(qū)治理后，油水井數(shù)比由1.97調(diào)整到了1.55，年自然遞減減緩1.2個百分點，年均綜合含水上升值減緩0.5個百分點。另外，套損井數(shù)明顯得到控制，年套損率由1999年的10.41%連續(xù)三年控制在4%以內(nèi)。

3 結(jié)論與認識

（1）套損區(qū)的注采系統(tǒng)完善工作，要充分結(jié)合區(qū)塊的開發(fā)狀況、開發(fā)潛力，制定出適合的模式。

（2）現(xiàn)階段套損區(qū)注采系統(tǒng)完善工作要采取加密調(diào)整、鉆補充井、轉(zhuǎn)注、更新等協(xié)同模式進行治理。

（3）對套損發(fā)展趨勢快的區(qū)塊，要盡快進行注采系統(tǒng)調(diào)整工作，控制套損的發(fā)展。

[1]方凌云.砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998.

[2]上官永亮，等，注水井合理配注方法研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2003，22（3）40-42.

（作者單位：大慶油田技術(shù)培訓中心開發(fā)系）

（編輯 劉麗娜）