英東油田短期注水開發(fā)套損機(jī)理研究

常智 ，侯冰 *，汪濤 ，周波

1 中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249

2 中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

3 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院有限公司，北京 100083

*通信作者, binghou@vip.163.com

0 引言

圖1 英東油田地理位置及地層柱狀圖Fig. 1 Geographic location and stratigraphic histogram of Yingdong Oil field

英東地區(qū)位于青海省柴達(dá)木盆地西部茫崖坳陷區(qū)油砂山—英東構(gòu)造帶的東段，西鄰尕斯油田，南接烏南油田，受周緣山系地質(zhì)作用的影響，英東地區(qū)形成了沖斷和扭動(dòng)兼具的地質(zhì)結(jié)構(gòu)，地層中發(fā)育大量斷層。因此英東油田中斷層的分布和產(chǎn)狀是鉆完井工程和開發(fā)工程的重要制約因素。英東油田主要含油氣層為上油砂山組的砂泥巖互層、下油砂山組的砂泥巖互層和上干柴溝組泥巖層為主(圖1)[1]。英東一號(hào)為一斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造油氣藏，構(gòu)造主體雖被斷層切割但油藏未被破壞，具有埋藏淺、含油(氣)井段長(zhǎng)、油層厚度大、儲(chǔ)層物性好、油氣產(chǎn)量高、儲(chǔ)量豐度大、試油產(chǎn)量高、油氣分異明顯的特點(diǎn)，縱向上具有多個(gè)油氣單元。根據(jù)砂37、砂40井等油氣水分布關(guān)系，結(jié)合儲(chǔ)、蓋層組合特征，將上油砂山組(N22)油氣藏劃分為12個(gè)油層組，下油砂組(N21)油藏劃分為12個(gè)油層組。根據(jù)英東油田53口套損井套管下深及套損位置可知套損主要發(fā)生于上油砂山組地層的開發(fā)過(guò)程中，因此本文主要針對(duì)位于上油砂山組地層及其注采工藝進(jìn)行分析研究[2]。

英東油田將部分采油井轉(zhuǎn)為注水井進(jìn)行注水開發(fā)后，短期內(nèi)出現(xiàn)了大量套管損壞，影響到正常的注水和采油等作業(yè)，給油田造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失，其中采油井套損率為2.46%，注水井套損率達(dá)28.17%，且注水井套損情況有上升趨勢(shì)。套損是一個(gè)影響因素眾多、機(jī)理復(fù)雜的地質(zhì)與工程問(wèn)題，其影響因素包括地層界面、井間干擾、泥巖膨脹、斷層和層理面錯(cuò)動(dòng)、注水施工、地面下沉、水力壓裂[3-5]等多種工程和地質(zhì)因素，眾多學(xué)者通過(guò)實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬等方法對(duì)套損方式和機(jī)理進(jìn)行了研究[5]。

疏松砂巖油藏注水開發(fā)會(huì)使得砂巖層孔壓增高、地層弱化[6]、地應(yīng)力改變易發(fā)生變形并誘發(fā)滑移[7-8]，同樣夾雜于砂巖儲(chǔ)層中的泥巖層也會(huì)遇水軟化膨脹，增加地層滑移、蠕變的概率[9-12]，地層滑移、泥巖膨脹，砂巖變形、應(yīng)力集中等都會(huì)誘發(fā)套管損壞[13-15]，套管和水泥環(huán)的強(qiáng)度難以抵抗地層滑移產(chǎn)生的剪切力[16-17]。根據(jù)套管的變形特征可將套損形式分為：彎曲、變形、錯(cuò)斷；根據(jù)套管的破壞形式可將套損模式分為：擠壓、剪切和拉伸破壞[18-20]，由40臂井徑規(guī)測(cè)井資料可知，英東油田套損形式如圖2所示?，F(xiàn)場(chǎng)亟需理論研究和問(wèn)題分析方法對(duì)目前該區(qū)塊的套損機(jī)理和防治技術(shù)開展研究，提出滿足長(zhǎng)期注采需要的套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)依據(jù)，保證井筒的長(zhǎng)期完整性狀態(tài)。

圖2 英東油田套管損壞形式Fig. 2 Casing damage form in Yingdong Oil field

1 套損特征及統(tǒng)計(jì)

上油砂山組地層發(fā)育多套蓋層和儲(chǔ)層，其中蓋層巖性以棕黃、棕紅色泥巖為主，儲(chǔ)層為辮狀三角洲前緣亞相沉積，巖性以中砂巖、細(xì)砂巖和粉砂巖為主，其中夾雜有薄泥層。相比于下油砂山組和干柴溝組，上油砂山組地層的孔隙發(fā)育最好，孔隙分布均勻且連通性較好。儲(chǔ)集空間以原生粒間孔隙為主，所占比例為81.5%，其次為溶蝕孔，所占比例為15.5%，并發(fā)育少量裂隙孔，所占比例為2.8%。根據(jù)英東油田4口井的上油砂山組地層井下巖心測(cè)試結(jié)果可知，上油砂山組砂巖儲(chǔ)層的平均孔隙度為15.54%，平均滲透率為48.42×10-3μm2，屬于高孔隙度高滲透率地層[21]。

通過(guò)套損事件數(shù)與開發(fā)時(shí)間關(guān)系可知(圖3)，注水井套損發(fā)生頻率隨使用年限增加呈先上升后下降趨勢(shì)，在開發(fā)2.5年時(shí)其套損事件數(shù)達(dá)到最高；采油井的套損事件數(shù)與使用年限沒(méi)有明顯規(guī)律，其主要套損事件發(fā)生于完井后半年內(nèi)，后續(xù)每半年平均發(fā)生兩起套損事件，可知采油井套損與后續(xù)開采施工關(guān)系較小，因此導(dǎo)致采油井套損的主控因素是完井施工和正常損耗。注水井套損則與注水開發(fā)工藝密切相關(guān)，套損事件集中發(fā)生于投入生產(chǎn)后2～3年間。

圖3 注水與采油時(shí)長(zhǎng)對(duì)套損影響Fig. 3 Effect of water injection and oil recovery time on casing damage

為理清英東地區(qū)經(jīng)過(guò)短期注水引發(fā)大量套損的主控因素，對(duì)英東油田20口采油井和33口注水井的套損情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析。為直觀、系統(tǒng)的觀察與統(tǒng)計(jì)套損與各影響因素之間的關(guān)系，以測(cè)、錄井資料和英東區(qū)塊斷層分布圖為基礎(chǔ)，利用Petrel建立斷層—巖性—射孔層位—套損位置關(guān)聯(lián)的地質(zhì)模型(圖4)。

基于巖屑錄井資料和斷層—巖性—射孔層位—套損位置關(guān)聯(lián)的地質(zhì)模型，建立巖性與套損相對(duì)位置關(guān)系，如圖5所示。根據(jù)圖5中所示套損位置、套損程度與地層巖性之間的關(guān)系統(tǒng)計(jì)分析其相關(guān)性。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，英東油田套損事件主要發(fā)生于疏松砂巖儲(chǔ)層段，隨著砂巖在地層中所占比例降低，套損事件數(shù)也隨之降低；擴(kuò)徑全部發(fā)生于疏松砂巖段，扭曲全部發(fā)生于砂泥互層段，穿孔全部發(fā)生于上部泥巖下部砂巖段，錯(cuò)斷發(fā)生于純砂巖或純泥巖段，嚴(yán)重變形全部發(fā)生于含有疏松砂巖層的層段。

圖4 斷層—巖性—射孔層位—套損位置關(guān)聯(lián)的地質(zhì)模型Fig. 4 3D Geological Model associated with faults, lithology, perforation horizon and casing damage position

基于射孔深度數(shù)據(jù)，篩選在射孔段上下10 m范圍內(nèi)發(fā)生套損的事件，建立射孔與套損相對(duì)位置關(guān)系，如圖6所示。根據(jù)圖6中所示套損位置、套損程度與射孔位置之間的關(guān)系統(tǒng)計(jì)分析其相關(guān)性。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，與射孔相關(guān)的套管變形以輕微變形和變形為主，射孔導(dǎo)致的套管變形和弱化僅與個(gè)別嚴(yán)重變形和錯(cuò)斷相關(guān)。射孔施工可導(dǎo)致射孔段套管強(qiáng)度弱化，隨開發(fā)時(shí)間增加，相比于完整套管段會(huì)發(fā)生輕微變形，因此射孔不是英東油田短期注水開發(fā)后發(fā)生大量套損的主控因素。

圖5 套損特征與不同巖性位置關(guān)系Fig. 5 Relationship between casing damage and formation lithology

圖6 套損與射孔層位關(guān)聯(lián)性Fig. 6 Relationship between sleeve damage and perforation horizon

基于三維地質(zhì)模型，利用Petrel中的測(cè)量功能建立斷層與套損相對(duì)位置關(guān)系，如圖7所示，根據(jù)測(cè)量結(jié)果，將斷層與套損相對(duì)位置關(guān)系分為穿過(guò)、鄰近(＜100 m)、較近(100～200 m)、較遠(yuǎn)(＞200 m) 4 類。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，大部分套損發(fā)生于距離斷層100 m以上的區(qū)域，穿過(guò)斷層的套損事件數(shù)約占總套損事件數(shù)的20%，由此可見斷層附近相對(duì)復(fù)雜地應(yīng)力場(chǎng)和經(jīng)過(guò)一定時(shí)間開發(fā)后斷層發(fā)生的錯(cuò)動(dòng)都會(huì)引起套管的變形損壞，因此鉆井過(guò)程中應(yīng)盡量避免井眼穿過(guò)斷層；但80%的套損發(fā)生于距離斷層較遠(yuǎn)的區(qū)域，因此斷層控制區(qū)域以外的套損主控因素應(yīng)是地層巖性。

由套損與開發(fā)時(shí)間、地層巖性、射孔位置、斷層位置的統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，射孔井段與穿過(guò)斷層的套管都會(huì)增加套損發(fā)生的概率，但在射孔井段和穿過(guò)斷層的井段發(fā)生的套管變形以輕微變形為主，產(chǎn)生套損的原因?yàn)椴豢杀苊獾目陀^工程因素，例如射孔施工導(dǎo)致的套管強(qiáng)度下降以及斷層附近由于復(fù)雜地質(zhì)構(gòu)造引起的復(fù)雜應(yīng)力場(chǎng)等；客觀工程因素導(dǎo)致的套損事件數(shù)應(yīng)隨開發(fā)時(shí)間的增加逐步增加，而英東油田套損集中發(fā)生于注水開發(fā)2～3年內(nèi)，因此導(dǎo)致英東油田短期注水開發(fā)發(fā)生大量套損的主控因素與高孔高滲的上油砂山組疏松砂巖儲(chǔ)層和注水開發(fā)工藝密切相關(guān)。

2 疏松砂巖儲(chǔ)層短期注水流固耦合模型

由上文統(tǒng)計(jì)分析可知，英東油田短期注水開發(fā)導(dǎo)致大量套損事件集中發(fā)生的主要受油田注水開發(fā)的影響，為明確高孔高滲疏松砂巖儲(chǔ)層注水開發(fā)過(guò)程中的套損機(jī)理，基于鉆井地質(zhì)橫剖面圖(圖8)建立注、采井二維有限元塑性模型，模擬地層在注水過(guò)程中的錯(cuò)動(dòng)位移，地層材料層間界面的破壞采用考慮多孔介質(zhì)的Mohr-Coulomb破壞準(zhǔn)則。

巖石是由巖石骨架和孔隙及孔隙中流體三者組成的多孔介質(zhì)。巖石中流體能夠承擔(dān)部分壓力，稱為孔隙壓力；巖石骨架承擔(dān)的壓力稱為有效應(yīng)力，目前多采用Biot有效應(yīng)力。約定應(yīng)力以拉力為正，孔隙壓力以壓力為正。Biot有效應(yīng)力的表達(dá)式為：

式中，σ′為有效應(yīng)力；σ為總應(yīng)力；α為Biot系數(shù)；p為孔隙壓力。

式中，Cb為巖石容積的壓縮率；Cr骨架的壓縮率。Biot系數(shù)大于孔隙度，小于1。

巖石破壞一般表現(xiàn)為剪切破壞，適用于摩爾—庫(kù)倫強(qiáng)度準(zhǔn)則：

圖7 套損與斷層發(fā)育位置關(guān)系Fig. 7 Relationship between casing damage and fault position

圖8 注采井網(wǎng)及鉆井地質(zhì)橫剖面圖Fig. 8 Injection-production well pattern and drilling geological cross section map

式中，τ為剪應(yīng)力；σ為正應(yīng)力，C為黏聚力；φ為內(nèi)摩擦角。

油田地層及油水井力學(xué)參數(shù)如表1所示。模型中注水井與采油井的間距取200 m，地層厚度取100 m，包含兩套泥巖、兩套砂巖、上覆巖層和下覆巖層6個(gè)巖性的地層。中間為注水井，注水壓力為30 MPa；左側(cè)為采油井1號(hào)，井底壓力為10 MPa；右側(cè)為采油井2號(hào)，井底壓力為10 MPa。設(shè)計(jì)開采時(shí)間為1000天，處于注水開發(fā)套損事件高發(fā)的2～3年之間，注采地層的有限元模型如圖9所示。

表1 油田地層及油水井力學(xué)參數(shù)Table 1 Mechanical parameters of formation and oil-water well in oil field

圖9 注采地層流固耦合有限元模型Fig. 9 Finite element model of fluid-solid coupling in injection-production formation

圖10 孔隙壓力分布Fig. 10 Pore pressure distribution

孔隙壓力分布如圖10所示。可知，在注水開發(fā)后第1000天，注水井附近孔隙壓力由14 MPa升高到30 MPa；采油井附近孔隙壓力由14 MPa降低到10 MPa；注水井與采油井之間的注采壓差達(dá)到20 MPa。注水井近井帶孔隙壓力顯著升高，與注水壓力相當(dāng)，比儲(chǔ)層背景孔隙壓力高20 MPa。

圖11 地層位移分布Fig. 11 Formation displacement distribution

地層位移分布如圖11所示。由圖可知注水井近井帶地層出現(xiàn)了較大位移，以垂向位移為主，最大垂向位移達(dá)10 mm；注水井與采油井之間地層的最大水平位移達(dá)3 mm?？芍谧⑺_發(fā)過(guò)程中，疏松砂巖儲(chǔ)層隨孔隙流體壓力升高，儲(chǔ)層中砂巖顆粒的彈性勢(shì)能釋放，使得儲(chǔ)層產(chǎn)生較大垂向位移，且越靠近蓋層位移越大。地層水平位移較垂向位移較小，但考慮儲(chǔ)層中夾雜多層泥巖，砂巖層的位移會(huì)導(dǎo)致地層滑移，進(jìn)而引起套損。

地層等效應(yīng)力和剪應(yīng)力分布如圖12所示?？芍貙幼畲蟮刃?yīng)力為20 MPa；最大剪應(yīng)力為2 MPa。上述應(yīng)力狀態(tài)力足以使砂泥巖界面破裂，從而引起地層滑移。

圖12 地層應(yīng)力分布Fig. 12 Formation stress distribution

3 套損機(jī)理及防治對(duì)策

綜上所述，英東油田短期注水開發(fā)出現(xiàn)大量套損機(jī)理可歸為以下3種：

(1) 注水開發(fā)引起注水井近井帶疏松砂巖地層孔隙壓力遠(yuǎn)大于儲(chǔ)層原有孔隙壓力，使得砂巖地層中礦物顆粒膠結(jié)弱化，巖層膨脹；同時(shí)砂巖儲(chǔ)層中夾雜的泥巖層吸水軟化膨脹，使得注水井近井帶地層出現(xiàn)整體膨脹變形，作用于套管上體現(xiàn)為拉伸應(yīng)力，長(zhǎng)期作用會(huì)使套管產(chǎn)生變形、管壁變薄等套損形式。

(2) 砂泥巖層注水2～3年后，由于孔隙壓力的非均勻分布，在砂泥界面會(huì)產(chǎn)生最大2 MPa的剪切應(yīng)力，砂泥層會(huì)在上覆巖層的壓力下發(fā)生蠕變和順層滑移，在近井筒區(qū)域形成應(yīng)力集中，作用于套管上體現(xiàn)為剪切應(yīng)力和徑向壓應(yīng)力，長(zhǎng)期作用會(huì)使套管產(chǎn)生變形、縮徑、錯(cuò)斷等損壞形式。

(3)英東油田注水開發(fā)多采用達(dá)不到采收率的采油井轉(zhuǎn)為注水井的工藝，生產(chǎn)過(guò)程中大量出砂的采油井，會(huì)使得油井轉(zhuǎn)注之后近井帶砂巖地層弱化、地層沉降[22]。采油井轉(zhuǎn)為注水井后，在注入水作用下疏松砂巖地層弱化沉降作用集中出現(xiàn)，作用于套管上體現(xiàn)為壓應(yīng)力，長(zhǎng)期作用會(huì)使套管產(chǎn)生擴(kuò)徑、變形等損壞形式。

針對(duì)英東油田的套損機(jī)理提出了防治對(duì)策：

(1) 采取擬注水層段附近不注水泥固井工藝，利用環(huán)空間隙“緩沖”滑移地層對(duì)套管的力學(xué)作用。

(2) 使用高鋼級(jí)、厚壁套管，使套管具有足夠的強(qiáng)度和剛度抵抗地層拉伸、壓縮和剪切作用。

(3) 新井完井應(yīng)采用防砂完井完井工藝，計(jì)劃轉(zhuǎn)注的油井應(yīng)及時(shí)補(bǔ)充防砂工藝，避免油井專注后發(fā)生地層弱化沉降現(xiàn)象。

4 結(jié)論

(1) 統(tǒng)計(jì)分析英東油田斷層發(fā)育、巖性、射孔層位與套損特征的關(guān)聯(lián)性，揭示出該區(qū)域短期注水時(shí)發(fā)生套損的機(jī)理，發(fā)現(xiàn)引起套損的主控因素是注水開發(fā)工藝和地層巖性，嚴(yán)重變形、錯(cuò)斷、扭曲等集中發(fā)生在疏松砂巖層和砂泥巖界面，與四十臂井徑規(guī)測(cè)井抓圖相吻合。

(2) 英東油田短期注水開發(fā)套損機(jī)理分為3種類型：①注水引起未出砂注水井近井帶地層膨脹變形，產(chǎn)生沿井眼軸向拉應(yīng)力；②砂泥發(fā)生順層滑移和蠕變，在砂泥界面產(chǎn)生剪切應(yīng)力，泥巖層產(chǎn)生沿井眼徑向的壓應(yīng)力；③采油作業(yè)期間出砂量大的井轉(zhuǎn)注后，近井帶砂巖地層在注水期間弱化、沉降，產(chǎn)生沿井眼軸向的壓應(yīng)力。

(3) 短期注水套損防治對(duì)策應(yīng)以預(yù)防為主，采用高鋼級(jí)套管、油井補(bǔ)充防砂措施、擬注水層不固井等措施預(yù)防油井轉(zhuǎn)注后發(fā)生大量套損。