北北塊一區(qū)薩一組套損區(qū)注入?yún)?shù)研究

陳展業(yè)

摘 要：在喇嘛甸油田北北塊一區(qū)過渡帶的三次加密井網(wǎng)部署過程中，方案設(shè)計新井104口（采油井103口，注入井1口），采油井轉(zhuǎn)注51口，開采層位為薩葡油層。其中薩一組平均鉆遇厚度比例為16.4%，平均射開厚度比例占全井的29.1%，所占比例比較大。為了防止該區(qū)塊薩一組油層再次發(fā)生大面積成片套損，搞清北北塊一區(qū)三次加密注水井薩一組油層的合理注入?yún)?shù)是非常必要的。文章通過對該區(qū)1995年以來投注的二次加密注水井以及2002年投注外擴井的注水壓力、注水強度分析，得出北北塊一區(qū)薩一組套損區(qū)溫和恢復(fù)注水的方法，有效指導(dǎo)了該區(qū)塊三次加密井轉(zhuǎn)注投產(chǎn)工作。

關(guān)鍵詞：北北塊一區(qū)；套損區(qū)；注水壓力；注水強度

前言

北北塊一區(qū)過渡帶位于喇嘛甸油田北北塊東部，喇7-9井與喇7-12井連線以東的過渡帶范圍，含油面積10.14km2，開采油層為薩、葡油層地質(zhì)儲量4015.7×104t。一方面薩一組是三次加密調(diào)整的主要對象；另一方面該區(qū)塊內(nèi)薩一組套損嚴(yán)重，按套損區(qū)以內(nèi)及邊部600m范圍套損層段全部停注的原則，該區(qū)塊內(nèi)薩一組油層停注井將占全區(qū)的77.5%。

1 北北塊一區(qū)過渡帶地質(zhì)特征及套損狀況分析

1.1 過渡帶薩一組地質(zhì)特征

1.1.1 儲層沉積特征

過渡帶薩一組屬于三角洲相沉積，整體上以席狀砂體沉積為主，鉆遇率一般在10%左右。有的條帶性明顯，斷續(xù)分布為主，寬度一般在150-600m之間，有的厚砂體呈坨狀分布。泥巖在平面上也相對發(fā)育，占有一定的比例，鉆遇率一般在30-45%之間，泥巖在平面上的發(fā)育，為流動單元劃分奠定了基礎(chǔ)，即泥巖在平面上完全可作為絕對的滲流屏障或流動單元邊界，為分析井組的有效注采關(guān)系和跟蹤調(diào)整奠定了基礎(chǔ)。

1.1.2 儲層連通特征

北北塊SI1～2沉積單元大部分以席狀砂沉積為主，水下河道砂不發(fā)育，砂體之間的連通性比較差；而SI3、4+5沉積單元在發(fā)育席狀砂同時，還發(fā)育一定規(guī)模的水下河道砂，因而砂體連通狀況相對要好于SI1～2沉積單元，砂體發(fā)育規(guī)模、孔、滲等參數(shù)也要好于SI1～2單元。

1.1.3 薩一組動用狀況

北北塊一區(qū)過渡帶薩一組地質(zhì)儲量為488.8×104t。從水淹級別上看，薩一組各沉積單元以低未水淹為主，占92.68%；從動用狀況上看，薩一組各沉積單元采出程度不高，僅為27%，剩余潛力比較大。

1.2 新鉆井油層發(fā)育及射孔情況

目前，北北塊一區(qū)過渡帶三次加密104口新井已全部完鉆。從厚度發(fā)育狀況上來看，平均單井鉆遇砂巖厚度38.2m，有效厚度27.6m，其中薩一組油層平均單井鉆遇砂巖厚度6.3m，有效厚度3.3m。從射孔情況上來看，平均單井射開砂巖厚度23.5m，有效厚度16.0m，其中薩一組油層全部射孔，平均單井射開砂巖厚度6.8m，有效厚度3.3m。

該區(qū)塊薩一組油層平均單井鉆遇砂巖厚度占總砂巖厚度的16.4%，砂巖厚度比例由一條帶的11.9%逐漸增大到四條帶的26.7%。從射孔情況上看，薩一組平均單井射開砂巖厚度占總射開厚度的29.1%，由一條帶的27.2%逐漸增加到四條帶的34.9%，可見，薩一組是三次加密調(diào)整的主要對象。

1.3 過渡帶薩一組開采狀況

在以前對過渡帶薩一組進行開發(fā)時，通過對薩一組油層中的40口注水井中的27口進行停注來對區(qū)域薩一組油層套情況進行有效預(yù)防，停注時將停注砂巖厚度控制在188.3m，占射開厚度的71.3%。目前薩一組未停注的13口注水井，平均單井實際折算有效厚度4.1m，平均單井注入壓力為11.9MPa，日實注水量38.9m3，折算有效厚度注入強度9.6m3/d·m。

1.4 過渡帶套損情況

北北塊一區(qū)過渡帶共發(fā)現(xiàn)套損井49口，其中95年以前共套損4口井，二次加密井投產(chǎn)后，自95年以來共發(fā)現(xiàn)套損井45口。套損井中采油井23口，注水井27口。其中上覆地層套損井5口，均為注水井，其中4口外漏，1口變形（其中4口已修復(fù)，1口側(cè)鉆）；嫩二段套損2口，也都是注水井，均為錯斷（2口均修復(fù)）；薩零組～薩II4油層共套損38口，采油井19口，其中變形18口，錯斷1口（10口已修復(fù)），注水井19口，其中變形10口，錯斷3口，破裂5口，拔不動1口（7口已修復(fù)，8口已報廢，4口側(cè)鉆）；薩II5+6～薩III組套損井3口，均為油井，其中2口變形，1口破裂（1口已報廢）；葡II組套損1口，為采油井，套損類型為變形。

2 薩一組油層合理注入?yún)?shù)確定

在對薩一組油層注入?yún)?shù)進行確定時，可能參照歷年來北北塊一區(qū)二次回密井歷年的注入資料，同時還要與外擴井的注入情況進行有效的結(jié)合，從而對薩一組油層注水的壓力和強度進行合理分析和研究，從而將具體參數(shù)確定下來。

2.1 注水壓力分析

從大慶喇、薩、杏油田歷年平注水壓力與套管損壞井?dāng)?shù)關(guān)系統(tǒng)計結(jié)果可以看出：注水壓力與套管損壞速度具有明顯的相關(guān)性。石油大學(xué)（北京）對大慶油田套管受位移性載荷與注水壓力及地質(zhì)構(gòu)造等因素的關(guān)系理論計算研究表明“當(dāng)井口注入壓力為10MPa時，位移性載荷很小，不足以引起套損；當(dāng)井口注入壓力為12MPa時，在構(gòu)造軸部足以引起套變甚至錯斷；當(dāng)注入壓力升至14MPa時，拉伸位移達(dá)5.7～9.6cm，橫向錯切位移1.5～6.4cm，必然要導(dǎo)致套損”。北北塊地區(qū)注水壓力偏高，大部分井的注水壓力都在12 MPa以上，因此極易損壞套管。

統(tǒng)計表明：二次加密薩一組油層套損井平均破裂壓力為14.6MPa，在一定時間內(nèi)保持相對較高的注入壓力水平，特別是在套損前第二年，注入壓力集中在12.5MPa以上時間為7.7個月，比未發(fā)生套損二次加密注水井多3.7個月。

2.2 注水強度分析

注水時的注入壓力在某種意義上直接決定了注入的強度，所以通過對套損井和非套損井薩一組的停注前進行分析，同時還要綜合非套損薩一組正常注入的這34口二次加密井的注入壓力及注入強度，將這些數(shù)據(jù)綜合在一起進行分析后來對注水壓力與注水強度關(guān)系圖版進行制定。

從注水壓力與注水強度關(guān)系圖上看，薩一組油層折算有效厚度的注水強度應(yīng)控制在9.0m3/d·m以下，注水壓力控制在12.5MPa以下（如圖1）。

圖1

根據(jù)上述幾點分析，認(rèn)為薩一組油層可以緩慢恢復(fù)注水，但必須嚴(yán)格控制注水強度和注水壓力，以防止套損區(qū)面積的擴大。研究初步認(rèn)為薩一組油層注水強度控制在5.0m3/d·m以下，注入壓力控制在12.5Mpa以下。

3 結(jié)束語

北北塊一區(qū)過渡帶薩一組鉆遇砂巖厚度比例較大，水淹級別及采出程度較低，是開發(fā)調(diào)整的主要對象之一；同時薩一組油層由于每一個沉積單元都發(fā)育少量的水下河道砂體，相對來講具有較好的連通性，所以可以對其注水進行溫和恢復(fù)，同時在恢復(fù)注水過程中還需要對注水的強度和壓力進行嚴(yán)格的控制，將壓力控制在12.5MPa以下為宜，通過對有效厚度進行折算后，其注水強度以保證在5.0m3/d·m以內(nèi)為最佳。

參考文獻(xiàn)

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