大慶油田套損井評價技術(shù)研究

張玉珺 ，高 明 ，朱赫然，樊文忠

1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司 （黑龍江 大慶 163453）

2.中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院 （黑龍江 大慶 163413）

截止到2013年8月，中國石油大慶油田有限責(zé)任公司 （以下簡稱大慶油田）共有1萬余口套損井（包含多次重復(fù)套損井），成片套損區(qū)不斷出現(xiàn)，重復(fù)套損井逐漸增多，每年還以1 200余口的速度遞增。大量套損井的存在，嚴(yán)重干擾油田正常開發(fā)和注水井（注聚井）配注要求。套損類型的多樣性、套損程度的復(fù)雜性、重復(fù)套損井的反復(fù)性和套損深度的廣泛性，說明油田套損形勢嚴(yán)峻，套損井分析、管理和治理難度較大。

油田地層壓力監(jiān)測井主要測的是平均地層壓力，很少對單層進(jìn)行系統(tǒng)測壓力。具體到油田某個區(qū)塊，存在壓力監(jiān)測井時間性滯后、陳舊、缺失、可信度差和個別區(qū)塊無監(jiān)測井壓力問題，無法有效利用。

1 套損井集成管理系統(tǒng)的建立

為了更好地管理全油田套損井和統(tǒng)計分析，宏觀上，搞清套損井分布規(guī)律和多次套損成因，指導(dǎo)油田套損井防護(hù)。微觀上，指導(dǎo)局部套損區(qū)域和套損層位的甄別、套損井預(yù)防和修復(fù)工作。從過去單純修井治理，提升到油田區(qū)域開發(fā)的大背景中，適應(yīng)油田地下構(gòu)造、地質(zhì)、動態(tài)、套損和修井工作相結(jié)合的轉(zhuǎn)變[1-2]。

1.1 套損數(shù)據(jù)庫的采集

油田套損井信息存在于大慶油田采油一～十廠、榆樹林、頭臺、方興公司、海塔指揮部和采氣分公司等（圖 1）。

圖1 套損井信息的來源

1.2 套損數(shù)據(jù)庫的建立

數(shù)據(jù)庫內(nèi)的套損井包含井網(wǎng)、井別、區(qū)塊、發(fā)現(xiàn)時間套損類型、套損深度、通徑、層位、巖性、修井時間和修井結(jié)果等多個字段屬性。有些字段是固定的，有些字段是變化的，有些字段隨著重復(fù)套損，會多次重復(fù)。根據(jù)工作需要，對油田各單位套損數(shù)據(jù)庫進(jìn)行規(guī)范和改造，完成了系統(tǒng)的建庫工作（圖2）。

圖2 全油田套損井統(tǒng)計分布表

1.3 全油田套損井的井位圖分布

利用完成的大慶油田套損井?dāng)?shù)據(jù)庫和地質(zhì)異常事故井的整合。系統(tǒng)以井號為基礎(chǔ)，將油田井位圖、套損井和異常井進(jìn)行關(guān)聯(lián)，實(shí)現(xiàn)了套損井信息與油田構(gòu)造、井網(wǎng)和地質(zhì)異常井等的信息鏈接，最終，完成全油田套損井、成片套損區(qū)和零散套損井的井位圖分布。

2 套損井分析模式

原模式主要從單井治理上進(jìn)行考慮，重點(diǎn)是如何將套損井修好，很少和其他井在區(qū)域上發(fā)生關(guān)聯(lián)。

新模式將區(qū)域套損演化規(guī)律作為重點(diǎn)，打破過去單純修井治理的傳統(tǒng)模式，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造、地質(zhì)和開發(fā)狀況，與鄰井套損和異常井進(jìn)行各種套損信息分析、對比，實(shí)現(xiàn)向區(qū)域綜合多元套損分析模式的轉(zhuǎn)換。

油田不同區(qū)塊差別較大，以采油一廠南一區(qū)為基礎(chǔ)，進(jìn)行套損井評價。截止到2013年8月，南一區(qū)累計發(fā)生套損井1 520口，占采油一廠套損井的27.56%，已經(jīng)報廢487口，套損和報廢形勢嚴(yán)峻。

2.1 時間演化特征

南一區(qū)自1963年出現(xiàn)第1口套損井以來，年套損井?dāng)?shù)2～3口。1979年開始出現(xiàn)第1次套損井套損高峰期，年套損井?dāng)?shù)在10～15口井。1998年出現(xiàn)第2次套損高峰期，套損井?dāng)?shù)增多。2008年出現(xiàn)第3次套損高峰期，2011年304口，2012年 636口，2013年未完全統(tǒng)計，共446口。

2.2 套損類型演化規(guī)律

1980年以前，平面上，套損井呈零星分布狀態(tài);在縱向上，沒有規(guī)律;形式上，以變形為主。

1980年后，第1次套損高峰，平面上，套損井分布呈軸部多翼部少、斷層附近多一般地區(qū)少、水井多、油井少的特點(diǎn)。縱向上，以標(biāo)準(zhǔn)層及其附近居多。形式上，以嚴(yán)重變形、錯斷、腐蝕穿孔為主要特征。

1998年以后，第2次和第3次套損高峰，平面上，套損區(qū)域擴(kuò)大，出現(xiàn)大量成片套損區(qū)。縱向上，標(biāo)準(zhǔn)層及其附近套損速度加快，油層和非油層部位也出現(xiàn)大量套損井。形式上，以嚴(yán)重錯斷、活動型錯斷、吐巖塊型錯斷及大段彎曲變形為主要特征。

2.3 套損井空間上演化特征和套損趨勢預(yù)測

建立套損井發(fā)現(xiàn)時間選項(xiàng)，將按照年為查詢單位，例如，輸入年份，選擇2010年和2012年，2010年和2012年產(chǎn)生的套損井，就會以紅色方框背景突出顯示，顯示局部區(qū)域當(dāng)年發(fā)現(xiàn)的套損井，其他年份的套損井不發(fā)生變化，對局部區(qū)域進(jìn)行套損規(guī)律演化分析和套損趨勢預(yù)測。

2.4 構(gòu)造與套損的關(guān)系

采油一廠是個背斜構(gòu)造，構(gòu)造中部（軸部）平緩，南一區(qū)位于背斜構(gòu)造的南部及附近的下傾位置，是構(gòu)造的高部位，對南一區(qū)成片套損井的形成有控制作用（圖 3）。

圖3 采油一廠葡一組構(gòu)造圖

2.5 斷層與套損的關(guān)系

南一區(qū)在采油一廠井位圖中斷層顯著發(fā)育，10多條大小不一、近東南-西北方向的正斷層，穿過南一區(qū)不同油（地）層，斷層附近各種形態(tài)微裂隙發(fā)育，套損井?dāng)?shù)多與南一區(qū)斷層發(fā)育密不可分 （圖4、圖5）。

圖4 采油一廠葡一組井位圖（箭頭指向斷）

南1-丁 2-側(cè)斜水 125，2010年 6月查套證實(shí)782m變形，變徑110mm，大修整形后，2010年12月修成開井。2011年該井重配施工時拔不動，2012年6月大修證實(shí)182m變形 （鉆遇130#斷點(diǎn)深度207m）、781.8m 錯斷。

圖5 南一區(qū)橫縱剖面圖

2.6 套損井與井網(wǎng)（井密度）的關(guān)系

南一區(qū)經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密、高臺子井網(wǎng)（含高臺子一次加密井網(wǎng)）二次加密和聚合物井網(wǎng)4次井網(wǎng)開發(fā)階段，開發(fā)不同目的層的井交織在一起。1998年以前，基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)期間，套損井?dāng)?shù)處于較低水平。自1997年開展二次加密和聚合物井網(wǎng)后，井網(wǎng)密度增大，1998年套損井?dāng)?shù)陡然增高，說明套損井增高與井網(wǎng)加密相關(guān)性較大[3-4]。

2.7 套損井與地下復(fù)雜情況的吻合規(guī)律研究

鉆、修井過程中，鉆至地層縱向不同剖面，經(jīng)常出現(xiàn)油氣水浸、井涌、井噴和固后管外冒油、氣、水現(xiàn)象，證明施工區(qū)域地下壓力異常。發(fā)生地質(zhì)復(fù)雜情況的井，會反作用于局部區(qū)域，加劇地下復(fù)雜情況，造成周圍區(qū)域和鄰井進(jìn)一步套損。發(fā)生復(fù)雜情況的井周圍，套損井明顯增多。

2.8 區(qū)域套損層位分布規(guī)律

2.8.1 巖性分布規(guī)律

按照套損層位和巖性字段的套損井統(tǒng)計，共計1 361井次。油頁巖和泥巖占79%，砂巖占的比例相對較小，占21%，見表1。

表1 南一區(qū)不同巖性套損情況和所占比例表

2.8.2地層分布規(guī)律

統(tǒng)計在不同地層中套損井出現(xiàn)情況，所有地層均發(fā)現(xiàn)套損井，地層和夾層占的比例較大，標(biāo)準(zhǔn)層和嫩二段突出，占50%，見圖6。

2.8.3套損層位對比分析

油田套損井已經(jīng)從過去的零星、單井、小規(guī)模和無規(guī)律向成片、多井、大規(guī)模和多段發(fā)展，在同一區(qū)域，多套井網(wǎng)重疊。通過綜合信息集成的管理方式，進(jìn)行套損層位比對，縝密推理，尋找區(qū)域不同層位套損的共性規(guī)律，識別出套損層位多發(fā)的狀態(tài)和變化趨勢，為套損分析提供手段。

圖6 不同地層剖面套損井分布

3 油田套損成因分析

地層浸水域與油層浸水域一起，加速油田成片套損區(qū)的形成，是油田套損井?dāng)?shù)持續(xù)不斷增加和套損井修復(fù)后再次發(fā)生套損的壓力源頭。局部大量套損井的出現(xiàn)，證明區(qū)域地下壓力異常。油田不斷有新的套損產(chǎn)生，就是地下應(yīng)力失衡的結(jié)果，套損成因研究就是找到造成地應(yīng)力失衡的原因。

3.1 油層浸水域

大慶油田是注水開發(fā)油田，開發(fā)不同層位的油層水淹是必然的，不同物性類型的油層被大量注入水和聚合物等介質(zhì)充填，驅(qū)替剩余油。由于油層物性的差異，注采關(guān)系不完善，導(dǎo)致注水開發(fā)的不均衡，引發(fā)地層壓力不均勻分布的地質(zhì)因素，從完鉆的電測井資料看，不同油層間地層壓力系數(shù)的差異性，層間壓差增大。油層段形成水淹程度不同的浸水域，導(dǎo)致高壓區(qū)和異常高壓區(qū)形成，巖體的不穩(wěn)定性，易形成區(qū)域套損。

3.2 地層浸水域

固井質(zhì)量差、斷層、裂縫發(fā)育區(qū)和發(fā)生套損，未及時發(fā)現(xiàn)，注入油層的大量高壓注入水（聚合物），運(yùn)移或注入到油層以上的地層中，變成無效注入水（聚合物）。原來低壓層演變成高壓和異常高壓層，長期憋壓，形成非油層段浸水域，導(dǎo)致巖體膨脹、蠕動、變形和滑移，應(yīng)力不斷作用在套管上，損壞套管[5]。鉆關(guān)時，地層部位的高壓和異常高壓層無泄壓點(diǎn)，地層壓力得不到釋放，成為鉆、修井施工的潛在隱患和重大施工威脅。

3.2.1深部浸水域

浸水域深度通常在油頂之上，大于400m。2011年8月發(fā)現(xiàn)南6-1-126 783.23m錯段，層位N2底。2012年11月鉆側(cè)斜井，鉆井液密度1.80g/cm3，嫩二段標(biāo)準(zhǔn)層異常高壓層，壓力系數(shù)1.81。

3.2.2 淺部地層浸水域

浸水域深度通常小于400m。

4 套損預(yù)防措施及建議

套損和異常高壓區(qū)域是地下異常的表象。為減少新增套損井和重復(fù)套損井的增加，應(yīng)找出造成壓力異常的源頭，油層段、非油層段（標(biāo)準(zhǔn)層、泥巖層段和疏松砂巖部位）是防護(hù)的重點(diǎn)。應(yīng)根據(jù)套損井和局部區(qū)域的特點(diǎn)，摸索規(guī)律，形成從鉆完井、開發(fā)調(diào)整、生產(chǎn)、作業(yè)、套損井評價到修井等全過程的防護(hù)措施。建立完善的套損井預(yù)防體系、綜合評價體系、修井工藝配套治理體系和監(jiān)測體系，使油田套損得到有效控制。

4.1 油層段

4.1.1 注采關(guān)系的調(diào)整

油層部位套損主要是注采關(guān)系不協(xié)調(diào)，表現(xiàn)為厚注薄采或有注無采，調(diào)整區(qū)塊壓差，在油層段之間維持合理的注采壓差。

4.1.2 異常高壓層的治理

高壓層的形成主要受地質(zhì)因素與開發(fā)因素控制，主要集中分布在注采關(guān)系不完善、滲透率低的油層和斷層附近。可采取井間加密、高壓層補(bǔ)孔和高壓層控水限制高壓層和異常高壓層的形成。

4.1.3 斷層和裂縫發(fā)育區(qū)域

對原生斷層和裂縫造成注入水上竄問題，注水壓力控制在地層（油層）裂縫張開的壓力界限下，即壓力系數(shù)小于1.75，注水壓力小于7MPa。

4.2 非油層段

1）提高井身質(zhì)量，對發(fā)生過管外冒和固井質(zhì)量差的井進(jìn)行補(bǔ)孔封竄。防止注入水（聚合物）竄入非油層段的砂、泥和頁巖層中，保證層間互不相竄。

2）開展生產(chǎn)井普查，對套管損壞井，做到早發(fā)現(xiàn)、早治理。

3）對非油層已經(jīng)形成的異常高壓區(qū)域，建立壓力監(jiān)測井體系和泄壓井網(wǎng)。采取對高壓地層補(bǔ)孔、鉆泄壓井或利用套損井的方法，進(jìn)行整體泄壓。

4）進(jìn)行取換套工序時，發(fā)生水浸的套損井，在保障裸眼井壁不坍塌的前提下，進(jìn)行控制放噴，將異常壓力卸掉。

5 結(jié) 論

1）通過集成管理，發(fā)揮頂層管理優(yōu)勢，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊多元化套損分析和預(yù)測套損演化規(guī)律。

2）加強(qiáng)浸水域的識別、監(jiān)測、跟蹤分析和信息反饋，為油田套損管理和工程技術(shù)服務(wù)提供準(zhǔn)確依據(jù)。

3）通過科學(xué)手段，有效控制油田新增套損井產(chǎn)生和重復(fù)套損井的形成，降低套損井修井成本。

4）與油田工程系統(tǒng)結(jié)合，彌補(bǔ)油層段壓力監(jiān)測的不足和非油層段壓力監(jiān)測的空白，有助于地下隱蔽浸水域的識別和發(fā)現(xiàn)。

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