南一區(qū)丙東塊套損成因及防控治理的幾點認(rèn)識

徐慶龍

摘 要：南一區(qū)丙東塊自2012年以來開始集中出現(xiàn)薩O組套損，成片套損使原油生產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)效益受到了嚴(yán)重的影響。也增加了區(qū)塊調(diào)整的難度，通過對南一區(qū)套損原因的初步分析認(rèn)為，由于區(qū)塊間、油層間、同一油層平面上的非均質(zhì)性及注采不完善等因素的綜合影響，形成了異常高壓層，從而造成套損。認(rèn)為只有經(jīng)過注水與產(chǎn)液結(jié)構(gòu)的同步有機(jī)調(diào)整，使區(qū)塊間、層系間及井組間的油層壓力合理分布，才是防止套損的有效方法。

關(guān)鍵詞：注采不完善;層間壓力差異

1、基本概況

1.1、基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)階段

南一區(qū)東塊1960年5月投入開發(fā)，針對主力油層分兩套井網(wǎng)開采。葡Ⅰ組采用行列注水方式;薩+葡Ⅱ+高Ⅰ組油層采用不規(guī)則四點法面積注水方式。

1.2、加密井網(wǎng)開發(fā)階段

為解決層間矛盾大、注采井距不均勻的問題，分別于1988年、2002-2003年陸續(xù)進(jìn)行加密調(diào)整。2014年為了加大水驅(qū)控制程度，進(jìn)行三次加密井網(wǎng)調(diào)整

1.3、砂體發(fā)育類型

南一區(qū)東塊薩葡油層屬于河流―三角洲沉積。根據(jù)精細(xì)地質(zhì)研究成果，按砂體在平面上的分布特點，將其劃分為2種沉積亞相7種砂體沉積類型?？傮w來看，砂體類型微相各異、平面展布復(fù)雜、非均質(zhì)嚴(yán)重

2、區(qū)塊存在的主要矛盾

區(qū)塊集中出現(xiàn)套損，成片套損使原油生產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)效益受到了嚴(yán)重的影響

自2012年5月以來，南一區(qū)集中出現(xiàn)套損，套損類型以錯斷為主，最小通徑為41mm，向南、北逐步以變形、拔不動為主

（1）從已驗證的61口井看，套損層位主要集中在SO組

（2）從套損發(fā)現(xiàn)時間以及地層縱向上看，薩零組共發(fā)生32口，占61.4%，其他層位零星分布，從縱向上看，淺層發(fā)生比較集中

（3）從套變單井的作業(yè)時間看，套損發(fā)生時間主要集中在2012-2014年

其中3年以內(nèi)作業(yè)過的井38口，占54.3%。作業(yè)時間大于10年的井，由于距上次作業(yè)時間較長，套損發(fā)生時間難以確定

套損原因分析

南一區(qū)薩葡套損井從發(fā)生區(qū)域、井?dāng)?shù)、層位上看，SO組都占比例最大，因此，作為主要分析對象進(jìn)行分析

由于薩O組套損集中發(fā)生在南一區(qū)東部，因此劃分為套損區(qū)與非套損區(qū)，從靜態(tài)資料與動態(tài)數(shù)據(jù)兩方面進(jìn)行對比分析

靜態(tài)資料

一是套損井分布在砂體變差區(qū)域，存在憋壓條件

薩I、薩II單元，均屬于過渡狀、坨狀三角洲內(nèi)前緣相沉積砂體，水下河道規(guī)模小，連續(xù)性也較差，表外儲層及尖滅區(qū)以小條帶狀、孤立散狀分布且各沉積單元有較明顯的從西至東油層發(fā)育情況逐漸變差的特點，存在憋壓的地質(zhì)條件

二是套損區(qū)平均單井射開的小層數(shù)，砂巖與有效厚度均低于非套損區(qū)

動態(tài)數(shù)據(jù)

一是區(qū)域間地層壓差大

南區(qū)套損區(qū)與東區(qū)區(qū)域間壓差逐年增大，到2010-2011年達(dá)1.26，地層壓力不均衡，易發(fā)生套損，南區(qū)非套損區(qū)與中區(qū)東部之間的壓力差異相對平穩(wěn)

二是區(qū)域內(nèi)吸水狀況差異大

從同位素資料反映，套損區(qū)內(nèi)薩II組射開厚度比例與吸水比例明顯不符

三是平面上壓力分布不均衡

從南一區(qū)連續(xù)5年的注采比來看，套損區(qū)的注采比一直高于全區(qū)和非套損區(qū)，區(qū)域內(nèi)注采長期失衡也是導(dǎo)致套損的主要因素

四是層間存在浸水域、進(jìn)水通道及異常高壓層

油層部位套損主要是注采關(guān)系不合理造成的異常高壓層;非油層組套損是由于非油層部位進(jìn)水、是固井質(zhì)量差、注入水竄造成。

綜上所述，相鄰區(qū)域間壓力差異過大，以及薩II組以上壓力水平較高，存在憋壓現(xiàn)象，是南一區(qū)套損的主要原因。

3、調(diào)整思路及治理對策

南一區(qū)薩葡套損區(qū)調(diào)控整體思路：

總體思路：以縮小平面壓力差異、保持注采平衡為主旨

實施原則：核實井況、確定邊界，停注泄壓，及時大修、恢復(fù)注采

具體做法：

3.1調(diào)控結(jié)合，套損中心區(qū)停注薩Ⅱ4以上井段，區(qū)域內(nèi)下調(diào)薩II15+16以上注水強(qiáng)度，減緩憋壓套損

對全區(qū)內(nèi)射開薩II組的井，對薩II4以上層段全部停注，對薩II15+16以上井下調(diào)注水強(qiáng)度到4以下

3.2對套損區(qū)內(nèi)注水井全面查套，消滅進(jìn)水源頭

在已有的薩0組套損區(qū)得到有效控制后，為了防止套損進(jìn)一步外擴(kuò)，對非套損區(qū)進(jìn)行全面查套。

3.3采油井加大提液力度，逐步縮小與相鄰區(qū)塊的壓力差異

控制注水強(qiáng)度的同時，加強(qiáng)采油井提液力度，穩(wěn)定降低區(qū)塊的地層壓力水平。

3.4加大大修力度，完善注采關(guān)系

至目前，已治理注水井25口，日恢復(fù)注水2774m3

治理采油井15口，日恢復(fù)產(chǎn)油44.6噸

油井更新6口，日增油16.3t

水井更新1口，日增注70m3

4、調(diào)整效果分析

自發(fā)生套損至目前，通過大力治理，區(qū)塊SO組套損井?dāng)?shù)下降，形勢趨于穩(wěn)定，套損井?dāng)?shù)明顯減少，生產(chǎn)能力得到恢復(fù)，注采比也逐步趨于合理

5、下步工作建議

5.1對全區(qū)吸水剖面進(jìn)行篩查

1、對老注水井歷史同位素單層顯示相對吸水量大于30%的油層，要進(jìn)行分析隱患排查，對有注無采、注大于采、厚注薄采的層進(jìn)行控制或停止注水。

2、對固井質(zhì)量差管外上竄的注水井要停止注水或?qū)⑸细Z油層光過停止注水。

5.2完善注采關(guān)系，恢復(fù)區(qū)塊注采比

6、幾點認(rèn)識

一是南一區(qū)薩葡油層套損點所在的薄差油層平面矛盾突出，由于砂體平面上連續(xù)性差，注采不完善井區(qū)較多，易導(dǎo)致憋壓套損。

二是相鄰區(qū)域間壓力差異過大，存在憋壓現(xiàn)象，且非油層組套損是由于非油層部位進(jìn)水、是固井質(zhì)量差、注入水竄造成是南一區(qū)套損的主要原因。

三是強(qiáng)化跟蹤調(diào)整注采平衡，努力縮小平面壓力差異，穩(wěn)定降低高壓層注水強(qiáng)度，對套損區(qū)的穩(wěn)定起到了積極作用。

參考文獻(xiàn)

[1]葉慶全，袁敏，油氣田開發(fā)常用名詞解釋，石油工業(yè)出版社，2008年

[2]張厚福，方朝亮等，石油地質(zhì)學(xué)，石油工業(yè)出版社，2005年