γ油田嫩二底套損成因及防控措施研究

譚 暢

大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠，黑龍江 大慶

1. 引言

套損井在油田生產(chǎn)中時(shí)有發(fā)生，套損后常常伴隨油水井生產(chǎn)的長時(shí)間中斷或者終止，后續(xù)各項(xiàng)油水井措施施工也無法推進(jìn)，對(duì)油田生產(chǎn)造成影響[1] [2]。隨開發(fā)的深入，對(duì)油水井套損的預(yù)防、發(fā)現(xiàn)和及時(shí)治理成為工作焦點(diǎn)。

γ 油田嫩二段位于油層上部，易發(fā)生成片套損，潛在危害較大，套損多以錯(cuò)斷為主，發(fā)生套損后各種增產(chǎn)增注措施不能順利執(zhí)行，對(duì)開發(fā)的后續(xù)影響較大。關(guān)于嫩二段的套損成因目前主要有兩種論點(diǎn)：有學(xué)者將嫩二段的套損原因歸結(jié)為嫩二段進(jìn)水后，泥巖吸水膨脹和蠕變，從而導(dǎo)致套管被擠壓、擠扁乃至錯(cuò)斷[3] [4]；也有論點(diǎn)認(rèn)為嫩二段套損并非是泥巖作用，而是因其巖層存在化石薄弱面具有滲透性且易啟開，進(jìn)水后地層穩(wěn)定性下降，地層滑移產(chǎn)生的作用力直接施加在套管上，從而造成套損[5] [6] [7] [8]。

為明確γ 油田的嫩二底套損機(jī)理，本文通過對(duì)巖心特征進(jìn)行觀察，對(duì)嫩二底的巖性、黏土礦物含量進(jìn)行分析，明確了真正影響其套損的地質(zhì)因素；通過對(duì)注入水侵入嫩二段幾種方式的研究，確定了影響套損的開發(fā)因素，從而對(duì)嫩二底套損機(jī)理取得了新認(rèn)識(shí)，并制定了一系列具有針對(duì)性的套損防控措施。

2. γ 油田嫩二底套損基本概況

γ 油田位于松遼盆地西南邊緣，含油面積159.5 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量25,556 × 104t。主要發(fā)育儲(chǔ)集層位于中生界白堊系下統(tǒng)姚家組—青山口組地層中，含包括S2、S3、P1、P2 的多個(gè)油層組(如圖1)，其上分布N1、N2、N3～N5 組的非油層段[9] [10]。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，γ 油田嫩二底發(fā)育深度約590～1274 米，自2004 年以來該段套損井?dāng)?shù)明顯增加，嫩二底套損井近年呈集中爆發(fā)態(tài)勢，平均年新發(fā)現(xiàn)套損井?dāng)?shù)由3.4 口增加到25 口，截至2020 年底，γ 油田共發(fā)現(xiàn)嫩二段套損井559 口，其中嫩二底套損井462 口，占82.65%，是主要套損層位，因此作為研究和解決嫩二段套損問題的重點(diǎn)研究對(duì)象。

Figure 1. Distribution example of developed reservoir in γ oilfield圖1. γ 油田發(fā)育儲(chǔ)層分布圖

3. 嫩二底的套損成因

3.1. 嫩二底套損的地質(zhì)因素(內(nèi)因)

3.1.1. 嫩二底部富含化石

γ 油田嫩二段厚200 m 左右，為大段的黑色、灰黑色泥巖和頁巖，底部夾油頁巖，在全區(qū)穩(wěn)定分布，為大慶長垣一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)層，全層含介形蟲、葉肢介和蚌化石(如圖2)，屬姚家—伏龍泉沉積旋徊，沉積環(huán)境為深湖—較深湖相[11] [12]。

Figure 2. Distribution characteristics of fossils in the bottom of Nen II member圖2. 嫩二底化石分布特征圖

嫩二底為嫩二段底部厚度約10 米的鈣質(zhì)油頁巖，是指視電阻率具有六個(gè)特征峰值的特定地質(zhì)層位，電阻率峰值為六個(gè)特殊巖性帶—即六個(gè)富集的化石層位。峰值幅度對(duì)應(yīng)于化石的密集程度：峰值越高，含化石越多。通過對(duì)嫩二段套損位置的分析，明確了70%的底部套損集中于第三個(gè)電阻率峰值上，即化石層最密集層(如圖3)。

Figure 3. Electric survey curve of Nen 2 section bottom圖3. 嫩二底電測曲線

3.1.2. 巖石強(qiáng)度高

對(duì)電阻率測試和井徑曲線進(jìn)行了對(duì)比，如圖4，第四至第六峰值對(duì)應(yīng)的井徑外擴(kuò)顯著，測井解釋為該處巖石硬度低導(dǎo)致，取芯結(jié)果顯示該處巖性疏松、泥質(zhì)含量高，與測井解釋成果一致。相對(duì)應(yīng)的第一至第三峰值處對(duì)應(yīng)的井徑變化則十分平緩，測井解釋和取芯表明此處巖性硬度高、鈣質(zhì)含量高。

Figure 4. Caliper curve of standard formation圖4. 標(biāo)準(zhǔn)層井徑曲線

3.1.3. 具有滲透性

如圖5，基礎(chǔ)井網(wǎng)電位曲線呈負(fù)異常，表明在開鉆前地層就有一定滲透性；隨著二三次井網(wǎng)的開發(fā)，其電位顯示正異常，這表明滲透層已進(jìn)水，如圖6。通過近幾年來一二三次井網(wǎng)電位曲線對(duì)比發(fā)現(xiàn)，電位曲線正異常呈增加趨勢，這也表明嫩二底進(jìn)水逐漸增多的趨勢。

Figure 5. Spontaneous potential curve of foundation well (negative anomaly)圖5. 基礎(chǔ)井自然電位曲線(負(fù)異常)

Figure 6. Spontaneous potential curve of secondary infill well (positive anomaly)圖6. 二次井自然電位曲線(正異常)

3.1.4. 層理發(fā)育，套損是由于進(jìn)水后層理滑動(dòng)造成

通過對(duì)嫩二底巖芯進(jìn)行觀察，其呈層理發(fā)育，富含介形蟲化石。對(duì)全巖成分研究表明，嫩二底粘土礦物總量為51.2%，石英為17.5%，長石為7.0%，方解石為12.4%，含少量黃鐵礦和菱鐵礦。對(duì)粘土礦物相對(duì)含量分析發(fā)現(xiàn)，嫩二底不含蒙脫石(S)，伊蒙混層(I/S)為79%。水化實(shí)驗(yàn)水敏性顯示，嫩二底巖石遇水不水化(見圖7)。

Figure 7. Gray black mudstone with ostracod fossils圖7. 灰黑色含介形蟲化石泥巖

綜上所述，通過巖性分析結(jié)果得出嫩二底并不含蒙脫石，因此遇水不蠕變、吸水不膨脹，具有較強(qiáng)的抗水化性質(zhì)。從以上標(biāo)準(zhǔn)層油頁巖取芯結(jié)構(gòu)看，嫩二底泥巖呈致密塊狀，鈣質(zhì)含量高、硬度大不易破碎，而由于其沉積的介形蟲等古生物化石極易在水平層理中形成微裂縫(如圖8)，使其受力后成片開裂，為注入水進(jìn)入該層創(chuàng)造條件，水不斷侵入形成浸水域。該特征在化石密集層(即2.5 m 視電阻率第三峰)表現(xiàn)最為顯著，當(dāng)嫩二底巖層受力遭剪切時(shí)，將沿化石層薄弱面開裂。

Figure 8. Microfracture of fossil bed at bottom of Nen II圖8. 嫩二底部化石層微裂縫

因此，嫩二底是套管損壞的“危險(xiǎn)層段”，在存在注入水上竄通道的情況下，在正常注水時(shí)，嫩二段處于大幅度的超破裂壓力狀態(tài)，從而使嫩二底巖層破裂產(chǎn)生大量裂縫，注入水浸入后沿層理面蔓延形成水膜，水膜托浮地層使得地層穩(wěn)定性大幅度下降，斷層附近地層傾角大，在斷層附近受到構(gòu)造側(cè)向剪切力的作用大，地層易發(fā)生較大范圍的整體滑動(dòng)，從而形成成片套損(如圖9)。特殊的地質(zhì)特征是嫩二底集中套損的必要條件，進(jìn)水是充分條件。

Figure 9. Formation model of casing damage in nen II bottom圖9. 嫩二底套損地層模型

3.2. 嫩二底套損的開發(fā)因素(外因)

嫩二底是大面積穩(wěn)定發(fā)育的地層，套損平面分布具有區(qū)域性特征，進(jìn)水使地層失穩(wěn)，沿化石層理滑動(dòng)。為了明確導(dǎo)致嫩二底套損的侵入水是注入水還是淺層地層水，通過現(xiàn)場試驗(yàn)，在嫩二段套損區(qū)選取采出井A 井，補(bǔ)開嫩二段、封堵油層、地面采樣進(jìn)行分析。采樣結(jié)果顯示，注入水的見聚濃度為250.14 mg/L，A 井采出液中見聚濃度為208.78 mg/L，淺層地層水的見聚濃度為0 mg/L，由此可見，注入水進(jìn)入嫩二底，而且地層水未進(jìn)入嫩二底。因此認(rèn)定嫩二段進(jìn)入水僅為注入水，與淺層水無關(guān)(見表1)。

Table 1. Comparison of water quality test data of well A表1. A 井水質(zhì)化驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比表

在此基礎(chǔ)上，現(xiàn)場通過注采試驗(yàn)明確了注入水侵入嫩二底的幾種方式：

一是固井質(zhì)量差，使注入水上竄到嫩二底，是套損的成因。B 井是嫩二段套損區(qū)的源頭井，該井2019年6 月28 日井況調(diào)查時(shí)發(fā)現(xiàn)849.15 m 錯(cuò)斷，最小變徑111 mm。從固井質(zhì)量圖(圖10)可以看出，從射孔頂界1103.9 m 到嫩二底849.15 m，固井質(zhì)量較差，存在竄流通道，注入水會(huì)沿著射孔頂界上竄到嫩二底，導(dǎo)致套損。

Figure 10. Cementing quality of well B圖10. B 井固井質(zhì)量圖

二是嫩二底及以上套損井無通道報(bào)廢，報(bào)廢井附近注水井注水可以通過未報(bào)廢井段竄流進(jìn)入嫩二底，是造成套損連續(xù)出現(xiàn)的原因。

在嫩二底套損集中區(qū)選取無通道報(bào)廢水井的更新水井為試驗(yàn)井，開展示蹤劑試驗(yàn)。試驗(yàn)中，對(duì)該更新水井注入示蹤劑，對(duì)周圍油井監(jiān)測其采出情況，監(jiān)測示蹤劑通過嫩二段無通道報(bào)廢井竄入嫩二段的可能性。

選取C 井為注入井，周圍11 口油井為監(jiān)測井。結(jié)果顯示，其中嫩二段補(bǔ)孔的2 口井見劑(如圖11)，說明示蹤劑注入到更新井C 后，通過連通的油層段，經(jīng)由原來的無通道報(bào)廢井D 井的錯(cuò)斷點(diǎn)進(jìn)入嫩二底(如圖12)。說明無通道報(bào)廢井附近注水井注水會(huì)上竄至嫩二段。

Figure 11. Tracer well location圖11. 示蹤劑見劑井井位圖

Figure 12. Tracer injection diagram of abandoned renewal well without channel圖12. 無通道報(bào)廢更新井示蹤劑注入示意圖

三是嫩二底套損注水井發(fā)現(xiàn)晚，導(dǎo)致注入水侵入，使得套損區(qū)域擴(kuò)大。

Figure 13. Location map of well e圖13. E 井井位圖

E 井2019 年9 月井況調(diào)查時(shí)發(fā)現(xiàn)837.9 m (嫩二底)錯(cuò)斷，最小變徑104 mm，發(fā)現(xiàn)套損后立即對(duì)周圍300 m 內(nèi)的注入井關(guān)井進(jìn)行井況調(diào)查。調(diào)查后，周圍連續(xù)發(fā)現(xiàn)5 口井嫩二底套損(如圖13)。從作業(yè)時(shí)間和動(dòng)態(tài)變化分析看，E 井是在2017 年6 月發(fā)生套損，2017 年4 月測試時(shí)，油壓11.9 MPa，空水嘴，吸水量是0 m3/d (見表2)。2017 年6 月測試結(jié)果異常，油壓下降到10.3 MPa，下降幅度超過1 MPa，同樣是空水嘴，吸水量達(dá)到92 m3/d，偏I(xiàn) 層段吸水能力明顯增強(qiáng)，經(jīng)現(xiàn)場核實(shí)井口流程、設(shè)備、閘門、管線無問題，壓力表、水表、流量計(jì)正常。驗(yàn)封證實(shí)封隔器密封，懷疑套損。由于套損后未及時(shí)發(fā)現(xiàn)，已累計(jì)向地層注水18,709 m3，注入水全部進(jìn)入嫩二底。雖然在發(fā)現(xiàn)套損后立即關(guān)井，但已導(dǎo)致注入水侵入，周圍5 口井已經(jīng)受其影響發(fā)生套損，使得套損區(qū)域擴(kuò)大。

Table 2. Variation of water absorption of deviated I in well E表2. E 井偏I(xiàn) 吸水變化情況

4. 嫩二底套損的防控對(duì)策

根據(jù)嫩二底成片套損取得的認(rèn)識(shí)，進(jìn)水是重要原因，套損防控對(duì)策主要采取以下幾方面措施：提高防控能力；控制進(jìn)水通道，防止進(jìn)水；排出進(jìn)入嫩二段注入水，見表3。

Table 3. Prevention and control measures of casing damage in Nen II section表3. 嫩二段套損防控對(duì)策表

隨時(shí)間分布情況看，自2010 年以來嫩二底套損井?dāng)?shù)明顯增加，年新發(fā)現(xiàn)套損井?dāng)?shù)由2010 年的9 口增加到2013 年的53 口。經(jīng)過對(duì)嫩二底套損井的治理，新發(fā)現(xiàn)套損井?dāng)?shù)從2014 年開始逐年下降，截止到2020 年底，年發(fā)現(xiàn)嫩二底套損井23 口，與套損高峰期的2013 年比較，下降了30 口(如圖14)，套損井大修單井費(fèi)用按照每口40 萬元計(jì)算，可節(jié)約成本1200 萬元，套損防控措施取得了較好的效果。

Figure 14. Casing damage well curve of nen-2 bottom over the years圖14. 歷年嫩二底套損井曲線

5. 結(jié)論

1) 明確了γ 油田嫩二底套損的機(jī)理，嫩二底部富含生物碎屑、為硬巖性薄弱面、具有滲透性、層理發(fā)育是嫩二底套損的地質(zhì)因素(內(nèi)因)。下入P110 套管，提高套管鋼級(jí)，做好鉆前壓力調(diào)整，提高固井質(zhì)量，從源頭入手控制套損的發(fā)生幾率。

2) 明確了嫩二底套損的開發(fā)因素(外因)，通過對(duì)固井質(zhì)量差的注入井和無通道更新井實(shí)施地質(zhì)關(guān)井、井況調(diào)查、報(bào)廢井監(jiān)測、定期驗(yàn)封等措施控制進(jìn)水通道，防止嫩二段進(jìn)水。

3) 對(duì)于已進(jìn)入嫩二段的水，通過加強(qiáng)補(bǔ)孔排液、采油井大修后下入可排液加固管、套損集中區(qū)的注入井大修時(shí)先排液再修井的措施將侵入水排出，減緩套損隱患。

4) 形成了嫩二段套損防控措施，“二防五控三排”的防控措施，從鉆井源頭、開發(fā)過程、大修作業(yè)監(jiān)督實(shí)現(xiàn)全過程有效防控。年套損井下降了30 口，可節(jié)約大修成本1200 萬元，取得了較好的效果。