嫩二底油頁巖標準層套損成因與防控方法

鄧慶軍，王 佳，李自平

(中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163000)

薩中開發(fā)區(qū)是大慶油田開發(fā)最早的區(qū)塊之一，套損井發(fā)現最早、數量最多。目前已出現套損井集中區(qū)近十個，嚴重影響了區(qū)塊的開發(fā)調整。其中嫩二底油頁巖標準層套損井數占38.5%，集中成片，治理難度大，復發(fā)風險程度高。

1 區(qū)域地質特征

薩中開發(fā)區(qū)位于大慶長垣薩爾圖構造中部，為兩翼不對稱的短軸背斜構造油藏，總體上發(fā)育平緩，西翼較陡，傾角約為3～14°，東翼較緩，傾角約為2～5°(圖1)，儲油層為白堊系中統青山口組二、三段至嫩江組一段的中部含油組合，自上而下分布的薩爾圖油層、葡萄花油層和高臺子油層，屬于典型的陸相碎屑巖河流-三角洲沉積，在儲油層以上沉積有嫩江組以及白堊系上統的四方臺組和明水組，第三系、第四系地層。

圖1 薩中開發(fā)區(qū)三維構造模型

嫩江組二段底部巖性以深灰—灰黑色泥巖為主，發(fā)育10 m左右的油頁巖，鉆遇深度600～1 000 m，全區(qū)穩(wěn)定分布，是大慶長垣區(qū)域地層劃分一級標準層，距離下部薩爾圖油層薩零組頂部40～60 m，巖性上也與其上下層位有一定區(qū)別，頁理發(fā)育，存在裂縫，含有大量介形蟲化石，視電阻率高，力學強度低，受力易沿著層理層面開裂、發(fā)生層面方向滑動和位移(圖2)。自然電位曲線呈現滲透性特征[1]，熒光顯微圖像技術判斷油頁巖存在進水[2]。

圖2 油頁巖標準層巖性剖面

2 嫩二底油頁巖套損成因分析

該區(qū)套損多位于油頁巖標準層內，成片集中分布。

2.1 嫩二底油頁巖石力學參數

密閉取心樣品的力學參數試驗結果顯示：油頁巖的抗剪切強度為3.82 MPa，分別比泥巖和砂巖低3.08 MPa和5.08 MPa。因此在地層受力發(fā)生顯著形變及剪切時，將最先在油頁巖標準層抗剪強度較低的部位發(fā)生位移、剪切套管(表1)。

2.2 嫩二底油頁巖石浸泡實驗

長期以來，認為標準層套損原因是油頁巖遇水軟化和膨脹擠毀套管，但經室內實驗證實，油頁巖經過采出水20年的浸泡，沒有發(fā)生軟化和膨脹的現象。這主要是油頁巖中沒有膨潤土等吸水膨脹礦物成分，所以以往推測的套損成因是不能成立的。

表1 南1-12-檢232井巖石力學參數

2.3 嫩二底油頁巖進水分析

油頁巖進水與注水異常有關。由于油頁巖標準層部位位于油層上部，注水壓力遠超過油層射孔頂界的上覆巖壓，因此一旦有套管在油頁巖部位錯斷或破裂，井內的高壓注入水就會進入油頁巖層內裂縫中，沿著裂縫快速擴展。此時套管錯斷或破裂的注水井就會顯示注水壓力下降、注水量驟升的現象。

經研究，油頁巖的進水源頭為注水井，水竄通道主要有以下幾種：①油頁巖井段套管錯斷的在用注水井，由于未及時發(fā)現異常而誤注水，直接成為油頁巖的進水源頭和通道；②控制水泥面在嫩二底油頁巖標準層以下，上部自由套管破漏或錯斷的注水井，由于套管外部沒有水泥環(huán)的封隔，一旦上部套管有破損外漏，注入水就會進入套管外環(huán)形空間，成為油頁巖的進水通道；③油層以上至油頁巖標準層之間的井段固井質量差，注入水上竄造成油頁巖進水，套管外竄槽的井段是油頁巖進水通道(圖3)。

圖3 標準層進水示意

從現場實踐看，套管外竄槽形成的油頁巖進水通道，應是早期套損井區(qū)浸水域形成的第一隱患；而上部非油層部位套管破漏或錯斷注水井未及時發(fā)現并關停，是套損井區(qū)外擴過程中的繼生進水通道；但是后者會進一步加速油頁巖浸水域擴展，造成套損區(qū)失穩(wěn)和套損區(qū)邊界向外擴展。

2.4 嫩二底套管損壞的成因

研究認為，排除套管本身質量問題，套管損壞主要受巖石性質、重力作用、層間錯動和孔隙壓力等因素影響。嫩二底油頁巖巖性硬而脆，層理、裂縫發(fā)育，特別是介形蟲富集的部位，在抗剪切強度較弱的水平層面上易導致套管集中損壞[3]。

注入水具有不可壓縮性，當注采壓力平衡狀況改變，導致油層體積變化。受油層巖體埋藏深度的影響，垂向主應力最小，油層以縱向形變?yōu)橹鱗4]，進而引起平面上區(qū)域厚度變化，導致上覆地層產生形變，誘發(fā)層面錯動，造成套損。

根據美國學者艾倫—馬加友的含油砂巖室內實驗[5]，砂巖注水后，其孔隙骨架膨脹用下式來描述：

ΔH=ΔΦH/(1+Φ)

式中：ΔH為砂巖厚度變化量，m；ΔΦ為不同載荷下孔隙度變化量，%；H為吸水砂巖厚度，m；Φ為原始孔隙度，%。

根據實驗得出，850～1 100 m深的油層注水后的膨脹系數為4‰～6‰。對251 m厚的吸水油層進行測算，油層厚度增加1.255 m，地表上升0.627 m，為油層厚度變化的一半，與同期地表和井下測量結果基本一致。

上覆巖層在重力的作用下，隨下部地層的不均勻沉降或隆起而發(fā)生形變，當形變力超過層理面結構力或層間裂縫的抗剪切強度后，層面位移的剪切力就會作用于套管，并形成應力集中。地層持續(xù)形變，當地應力超過套管抗剪強度時，層間錯動導致損毀套管，套管剪切損壞是地應力釋放的結果。巖石的剪切強度和內摩擦角可以表示為[6]：

式中：τ為巖石剪切強度，MPa；S0為巖石固有的剪切強度，MPa；σn為巖石受到的垂向應力，MPa；P為巖石孔隙中液體壓力，MPa；μ為巖石的內摩擦系數；Φ為巖石的內摩擦角，(°)。

從該式可以看出，巖石孔隙中液體壓力越大，巖石的剪切強度和內摩擦角就越小，當巖石的內摩擦角變?yōu)?時，地層開始滑動，剪切損壞套管。

3 嫩二底油頁巖套損的控制方法

從油田套損防控實際出發(fā)，提高套管抗擠毀能力，調整區(qū)域間地層壓力平衡，控制地層孔隙壓力驟變、防止油頁巖形成高壓進水域，是預防目標區(qū)成片套損的根本途徑。

3.1 提高新鉆井套管鋼級

通過對比(表2)，在新鉆井完井過程中，選用P110套管，抗擠毀能力提高到76.5 MPa，同時實施全井段固井工藝，以解決標準層及以上自由套管段發(fā)生錯斷、破裂的問題。

表2 各種規(guī)格套管參數

3.2 控制區(qū)域間地層壓差

薩中開發(fā)區(qū)六個成片套損區(qū)套損前與周邊區(qū)域地層壓差均在0.8 MPa以上(表3)，區(qū)域間地層壓力差異過大應該是套損原因之一，因此設定0.8 MPa為區(qū)域地層壓差安全界限，要求正常開發(fā)的區(qū)塊控制注采壓力平衡，地層壓力變化速度控制在0.2 MPa/a以內，區(qū)域間地層壓差在0.8 MPa以內，最大限度地減小油層形變量，保持上覆地層的相對穩(wěn)定。

表3 成片套損區(qū)與周邊地區(qū)地層壓力差異

3.3 切斷進水源頭

通過南一區(qū)西部嫩二底油頁巖套損集中區(qū)數值模擬結果可以看出，區(qū)域間距離為600 m時，安全壓差界限最小，且隨著進水壓差增大而降低(圖4)，因此，該距離的一半，即300 m距離為剪切高發(fā)區(qū)域。當發(fā)現1口標準層套損井，及時對其周圍300 m注水井采取防控措施，可以涵蓋進水風險井點，防止油頁巖進水，控制套損區(qū)外擴，恢復區(qū)塊穩(wěn)定。

圖4 南一區(qū)西部標準層套損安全界限

近幾年，對嫩二底標準層套損井區(qū)采取以切斷油頁巖進水源頭、控制區(qū)域地層壓力平衡為主的套損防控措施[7]，見到顯著效果。對套損區(qū)域40口定點監(jiān)測井，時間推移監(jiān)測顯示，套損區(qū)恢復穩(wěn)定。對新發(fā)現的零散標準層套損井周邊注水井采取“關?！?、“控注”、“查套”措施，及時關停套損注水井，零散套損井沒有蔓延成片。2012年，研究區(qū)套損井數為208口， 2016年下降到57口，降幅達到72.6%，措施成效十分顯著，其中南一區(qū)西部嫩二底集中套損區(qū)邊界得到有效控制，標準層套損井數由措施前的151口，下降到5口以內，近兩年沒有發(fā)現新的標準層套損井。

4 結論

(1)嫩二底油頁巖標準層部位套損井在平面分布上，一般是由零星分布到成片分布的特點?？v向上套損層位一致，絕大多數套損層位位于油頁巖標準層以內高電阻率的第三峰位置。

(2)嫩二底油頁巖致密、堅硬、層理發(fā)育，遇水不軟化，不膨脹，具備剪切套管條件，層理裂隙發(fā)育是層間滑移的基礎。

(3)注水井水竄是嫩二底油頁巖進水的源頭。水竄通道主要由套管錯斷破漏、管外竄槽和套管連接絲扣不嚴等原因形成。

(4)在正常區(qū)阻水、抗壓、控壓差；在套損區(qū)斷水、泄壓、縮壓差，對控制套損區(qū)邊界外擴、恢復區(qū)塊穩(wěn)定具有較好的效果。