A區(qū)域套損綜合分析

李雨澤

[摘 要]概括了DY廠南一區(qū)西部、中區(qū)西部與西區(qū)、北一區(qū)斷西等區(qū)域的套損概況，結(jié)合區(qū)域的地質(zhì)情況，對該區(qū)域套損特點和成片套損特點進(jìn)行分析討論，為油田套損治理工作和油田持續(xù)開發(fā)提供理論支持。

[關(guān)鍵詞]A區(qū)域；套損；分析

中圖分類號：F88 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）31-0306-01

1 套損概況

DY采油廠的套損情況按嚴(yán)重程度可以劃分為三個區(qū)域，即：南一區(qū)西部、中區(qū)西部與西區(qū)、北一區(qū)斷西。2012年北一斷西東塊有7口井在鉆井過程中因淺層卡鉆而全部失敗。

（1）套損類型。以套管錯斷和變形為主，分別為690口和305口，占累計套損井?dāng)?shù)的66.6%和29.4%，合計占96.0%。

（2）分井網(wǎng)套損率。基礎(chǔ)井、一次井和高臺子井套損率均超過50%，分別為68.9%、55.9%和55.1%。

（3）套損層位。以嫩二底油頁巖標(biāo)準(zhǔn)層為主，其次為薩0-Ⅱ4，分別占累計套損井?dāng)?shù)的55.0%和21.9%，合計占76.9%。套損層位的確定兩個原則，一是同類型損壞，標(biāo)準(zhǔn)層優(yōu)先；二是多處損壞，淺部優(yōu)先，標(biāo)準(zhǔn)層和其下部同時套損，只確定為標(biāo)準(zhǔn)層套損，這樣就導(dǎo)致標(biāo)準(zhǔn)層套損比例增高。套損檢測方法：取套觀察、通徑、打鉛印、井徑儀測量、井壁超聲彩色成像等。但是如果標(biāo)準(zhǔn)層遇阻，下部的套損會檢測不到，也使標(biāo)準(zhǔn)層套損比例增高。2013年3月調(diào)查DY廠注水井套保封隔器密封情況，其中可放凈套壓井1599口，大流放不凈套壓井1128口，分別占調(diào)查核實注水井?dāng)?shù)的41.7%和29.4%。薩中開發(fā)區(qū)南一區(qū)西部套損區(qū)淺部水壓偏高，采用控制水泥返高在油頁巖標(biāo)準(zhǔn)層以下的井，分布在多個區(qū)塊的老成片套損區(qū)的油水井中，套管外存在水竄通道。南一區(qū)西部共經(jīng)歷了三次套管損壞高峰，1979-1985年第一次套損高峰（薩0-Ⅱ4）；1998-2002年第二次套損高峰（嫩二底及薩0-Ⅱ4）；2008年以來第三次套損高峰（嫩二底），套損的深度逐漸在向淺層變化，套損區(qū)域從西東塊向西西塊延伸。南一西區(qū)監(jiān)測50口井，異常井36口，變形方位并不一致，且與地層傾角也無關(guān)系。2口油頁巖和泥巖均有變形。變性對應(yīng)巖層主要為泥巖，占61%，其次為油頁巖，占28%。對比了油頁巖和泥巖變形部位橫截面，兩者套損類型均是剪切變形，與統(tǒng)計結(jié)果一致。在南一西區(qū)套損井之間，有許多并未發(fā)生套變，這與南八區(qū)中塊的成片套損的特點明顯不同，而且在修復(fù)的井中，還會再次出現(xiàn)套損，因此套損時間也并非集中。

2 監(jiān)測結(jié)果分析

（1）變形方位角與地層傾角分析。分析研究變形方位與底層傾角的關(guān)系，我們對嫩二底進(jìn)行了三維表面建模，并將變形井位置和變形方位繪制在三維圖上，變形方位與地層傾角不存在一致的關(guān)系。

（2）油頁巖套變出變形方位與地層傾角分析。對應(yīng)泥巖處的變形方位與地層傾角不存在對應(yīng)關(guān)系，對油頁巖處變形點也進(jìn)行對比，結(jié)果與泥巖一樣不存在一致的關(guān)系。

（3）套變部位截面分析。泥巖和油頁巖套變橫截面是一致的，均為剪切導(dǎo)致套管損壞。對應(yīng)泥巖套損井占61%，對應(yīng)油頁巖標(biāo)準(zhǔn)層套損井占28%，結(jié)果表明泥巖套損占主要部分，可確定地層異常應(yīng)力來自于泥巖。而泥巖中含有的蒙脫石遇水會膨脹。

（4）北一斷西套變分析。在北一區(qū)斷西發(fā)現(xiàn)有五口井的力源方位指示呈中心放射狀，力源區(qū)域內(nèi)有1口報廢井（Z1-B23）、2口水井。其中1口水井（CD22-E29）距離報廢井僅48m 。利用脈沖試井在CD22-E29井對Z1-B23報廢井進(jìn)行報廢質(zhì)量檢查。由試井解釋成果曲線可知，開井后油管壓力上升，但地層壓力滯后 0.4小時才有相應(yīng)的上升。因此可以確認(rèn)報廢井報廢質(zhì)量不好。附近水井進(jìn)入報廢井后，向上竄至泥巖，進(jìn)而使泥巖吸水膨脹。目前，中部地區(qū)還查明存在大量高套壓井，如果這些井套管一旦損壞，勢必會導(dǎo)致注入水進(jìn)入到淺層。而控制水泥返高的井其套管外部是上下連通的，套外的高壓水就會直接進(jìn)入到泥巖層，同時通過淺層的高滲透層竄至鄰井。北一斷西東塊淺層卡鉆也證明了淺層高壓的存在。套外高壓的存在，必然會使泥巖層進(jìn)水。通過標(biāo)準(zhǔn)層下水泥面控制工具，對嫩二底標(biāo)準(zhǔn)層不封固，當(dāng)巖石發(fā)生變化時，留出緩沖空間。這一措施在短期有效控制了套損的發(fā)生，但并不能徹底解決套損問題，只是延長的套損發(fā)生的時間。因此老井的套損率會高。嫩二底油頁巖層也可以說是嫩一頂，薩0-Ⅱ4正好對應(yīng)嫩一底部，變形集中的部位對應(yīng)的是嫩一的頂?shù)捉?，即套變點對應(yīng)巖性主要是油頁巖和巖性變化界面的薄弱部位。對于嫩一段，其巖性主要為泥巖，該處地應(yīng)力相對油頁巖和巖性變化界面處的地應(yīng)力相對均勻，因此在嫩二的頂?shù)捉缡侨菀装l(fā)生套損的位置。

3 成片套損特征

成片套管損壞是自八十年代以來由于注水壓力的大幅度提高，以及以后大面積的自噴井轉(zhuǎn)抽，形成區(qū)塊間壓力差的增大，造成南八區(qū)中塊和杏一區(qū)東部出現(xiàn)連片套管損壞，南八區(qū)中塊共有的147口油、水井的套管全部損壞。

3.1 成片套管損壞特點

成片套管損壞具有四個特點：平面分布集中、發(fā)生時間集中、損壞層位一致、套損類型和方位一致。

（1）平面分布集中。南八區(qū)中塊面積約8.23Km2內(nèi)共有的147口油、水井的套管全部損壞。

（2）套損時間集中。在南八區(qū)中塊套損大而積發(fā)生的時間是很短的，前后不超過40天。區(qū)塊內(nèi)總共147口油水井有次序地由南向北全部發(fā)生套管錯斷或嚴(yán)重變形。

（3）損壞層位一致。套損點的深度集中在上、下兩個層位，上層位是下白堊統(tǒng)嫩江組二段底部厚度約10m的泥頁巖，沿此層位區(qū)塊內(nèi)所有油、水井全部被剪切錯斷或變形，套損點深度在西部約810米，東部約850米與地層向東緩傾是一致的。下層位是薩爾圖油藏第二段第四小層（SⅡ4），相當(dāng)于下白堊統(tǒng)姚家組中部泥頁巖。

（4）套損類型和方位一致。通過對南八區(qū)中塊25口套損井變形點處的測量可知：這些井的套管損壞都呈剪切形變或錯斷，位移方向以南西向至南南西向為主，大致與東側(cè)的187號斷層垂直，反映出在標(biāo)準(zhǔn)層以下、很可能在SⅡ4之上的地層段總體向南蠕動滑移，因而推測當(dāng)時該地層段所遭受的最大主應(yīng)力大致為南北向。

3.2 成片套損的影響因素

幾何形態(tài)方面包括上層標(biāo)準(zhǔn)層泥巖已經(jīng)進(jìn)水，巖層強(qiáng)度降低，起到潤滑作用；下層（SⅡ4）部分井點已經(jīng)發(fā)生套損，巖層已經(jīng)破碎，這兩個層組成滑動體的上下滑動面，兩側(cè)斷層產(chǎn)狀及其組合為滑動體的滑移提供東西滑移面；向南東緩傾的地層產(chǎn)狀特征為塊體滑移提供了重力分力，在行列注水井網(wǎng)切割下區(qū)塊間壓力的存在為塊體滑移提供了推動力；現(xiàn)代地應(yīng)力狀態(tài)是指油田生產(chǎn)前和生產(chǎn)時的原始地應(yīng)力狀態(tài)及其變化。

4 結(jié)論

DY廠套損監(jiān)測結(jié)果顯示并不具有巖層滑動導(dǎo)致成片套損所具有的特征，即套損主因并非是巖層滑動，泥巖吸水蠕動理論與監(jiān)測結(jié)果比較符合。

（1）DY廠套損面積大但不成片，在套損井中間穿插未套損井，平面分布不集中。套損發(fā)生時間不集中。

（2）套損層位以泥巖為主，其次為油頁巖，因此，套損層位也不一致。

（3）套損類型相對一致，以變形和錯斷為主，但是受力方位不近一致，與底層傾角也不一致，北一區(qū)斷西還發(fā)現(xiàn)了放射狀受力。

參考文獻(xiàn)

[1] 姜守華.杏北開發(fā)區(qū)套損成因機(jī)理新認(rèn)識及套損綜合防治技術(shù)[J].大慶石油地質(zhì)開發(fā)，2007.endprint