油田開發(fā)過程中油水井套管損壞問題研究

【摘要】水井的套管損壞一直是油田開發(fā)過程中遇到的地質(zhì)工程難題，它給油田的正常生產(chǎn)帶來嚴(yán)重的危害。本文通過對油田開發(fā)過程中，尤其是到油田開發(fā)后期，油水井套管發(fā)生大面積套損進(jìn)行分析，總結(jié)出與油田生產(chǎn)相關(guān)的注水壓力、區(qū)塊壓差和浸水域是影響成片套損發(fā)生的主要因素，以及油田注水開發(fā)后異常地層壓力平面分布特征等常見的產(chǎn)生套損的多種類型，為后期對套損的監(jiān)測、預(yù)防打下基礎(chǔ)。對各油田的可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，提高油水井的使用壽命，具有十分重要的意義。

【關(guān)鍵詞】斷層滑動；注水壓力；區(qū)塊壓差；浸水域

1、套損產(chǎn)生的主要因素

在油田開發(fā)過程中，不同的油藏類型、不同的開發(fā)方式下，套管損壞類型和機(jī)理各不相同。結(jié)果表明，在相同的工作條件下，交叉斷層對套管損壞影響最大，作用范圍最廣，正斷層次之，而逆斷層對套管損壞影響最小；斷層彈性模量越小，發(fā)生在套管上的位移越大，反之，套管上得位移越小；斷層傾角越大，發(fā)生在套管上的位移越大；隨著儲層彈性模量的增加，套管上的位移略微減小。

2、油田注水開發(fā)后地層壓力縱向變化規(guī)律

油田在原始狀態(tài)下，各油層具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，油層壓力隨著深度增加而呈線性增加。當(dāng)油田注水開發(fā)以后，油層壓力由靜止?fàn)顟B(tài)變成了相對運(yùn)動狀態(tài)。由于層間、平面和層內(nèi)三大矛盾的存在及相互作用，地層壓力在縱向上的分布特征發(fā)生了極大的變化，當(dāng)油層或其局部形成長期注大于采的情況時(shí)，致使地層壓力有很大的提高，從而形成高壓層，甚至是異常高壓層；而當(dāng)油層或其局部形成長期采大于注的情況，地層壓力會有很大程度的降低，從而形成欠壓層，甚至是異常欠壓層；而對于注采平衡或接近平衡的油層，地層壓力變化不大，則為正常壓力層。高壓層、欠壓層和正常壓力層交替出現(xiàn)，就會在縱向上形成高壓層、欠壓層和正常壓力層相間存在的狀況，從而在縱向上構(gòu)成典型的多壓力層系剖面。

3、油田注水開發(fā)后異常地層壓力平面分布特征

3.1 巖性高壓區(qū)

巖性高壓區(qū)是指因巖性因素而形成的異常高壓層在平面上的分布。這些油田的共同特點(diǎn)是僅發(fā)育單一油層組，其砂體規(guī)模比較小，砂巖的滲透率低，一般小于98.7×10-3μm2。在主力油層發(fā)育差的井區(qū)，因主力油層吸水厚度降低，所以就增加了巖性尖滅層、差油層等易形成異常高壓小層的吸水強(qiáng)度，形成蹩壓層，從而使注水井套管在蹩壓層位發(fā)生套變。注水井套損后被迫采取籠統(tǒng)注水，使層間矛盾進(jìn)一步加劇，從而形成以套損注水井為核心，以各類蹩壓小層在平面上的疊加面積為分布范圍的巖性異常高壓區(qū)。這類高壓區(qū)具有以下特點(diǎn)：

（1）縱向上鉆遇巖性蹩壓層；（2）主力油層發(fā)育差或主力油層砂巖厚度不足油田平均厚度的50%；（3）壓力源—注水井靜壓梯度一般高于17.0 KPa/m；（4）注水井多在高壓異常層位發(fā)生套變。

3.2 套損高壓區(qū)

套損高壓區(qū)是指油田某一開發(fā)區(qū)塊由于受油田開發(fā)中三大矛盾以及其它一些因素的影響，使油水井套管發(fā)生成片損壞，形成套損區(qū)。套損區(qū)內(nèi)的套損注水井不能分層注水，而套損采油井則不能正常采油，嚴(yán)重的被迫關(guān)井停產(chǎn)，使層間、層內(nèi)及平面三大矛盾進(jìn)一步加劇，從而形成異常高壓區(qū)。

3.3斷層—注水井三角高壓區(qū)

油田的斷層走向與注水井排相交形成銳角區(qū)，當(dāng)該三角區(qū)位于斷層上升盤時(shí)，使注水井水驅(qū)面積減少，形成注大于采的狀況，從而形成高壓區(qū)。如果該三角區(qū)頂部采油井因套損，高含水等原因關(guān)井，則使注采不平衡進(jìn)一步加劇，形成異常高壓區(qū)。

3.4 油井高含水關(guān)井高壓區(qū)

在油田開發(fā)過程中，采油井高含水后，往往采取機(jī)械、化學(xué)方法對高含水層位進(jìn)行堵水，如果堵水無效，一般采取采油井關(guān)井停產(chǎn)的措施。而此時(shí)注水井則繼續(xù)注水，使注采失衡，形成只注不采的狀況。因此，在高含水關(guān)井采油井附近形成異常高壓區(qū)。

3.5 斷層附近采油井成片套損關(guān)井異常高壓區(qū)

油田注水開發(fā)后，在某些大斷層兩側(cè)地層壓力產(chǎn)生差異后，使斷層附近的采油井成片套損關(guān)井，在斷層附近形成死油區(qū)，隨著相應(yīng)注水井的繼續(xù)注水，從而形成異常高壓區(qū)。

3.6 采油井成片堵水異常高壓區(qū)

長期注水開發(fā)造成基礎(chǔ)井網(wǎng)（主要是開采滲透性好、厚度大（>1.0 m）的油層）主力油層水淹，采油井高含水。為降低油井含水，一般對這樣的高含水、水洗油層采取機(jī)械或化學(xué)方式封堵，而此時(shí)如果注水井繼續(xù)注水，則使這些堵水層壓力迅速升高，如果采油井成片堵水，并且堵水層位一致性較好，那么在堵水區(qū)域則形成異常高壓區(qū)。

3.7 淺層異常高壓區(qū)

由于固井質(zhì)量或套管損壞等因素，使注入水竄入淺部的非開采地層，從而形成只注不采的狀況，在具備構(gòu)造或巖性壓力封閉條件的情況下形成淺層異常高壓區(qū)。

3.8 部分油頁巖標(biāo)準(zhǔn)層異常高壓區(qū)

油田早期注水開發(fā)時(shí)，早期的固井技術(shù)使有些井固井質(zhì)量得不到充分保證，造成層間混竄，尤其是標(biāo)準(zhǔn)層進(jìn)水，使油水井發(fā)生套損，注水井套損后因不能及時(shí)發(fā)現(xiàn)等原因而繼續(xù)注水，使部分油頁巖在形成浸水域的同時(shí)，形成很高的地層孔隙壓力。

3.9 油氣上竄泥巖高壓區(qū)

此類高壓區(qū)僅在葡萄花油田北部發(fā)現(xiàn)。由于葡萄花油田油層隔層存在原生裂隙，因此在高壓注水條件下，某些原生裂隙使隔層的作用喪失，高壓油氣在異常高壓部位上沿裂隙竄至油層頂部并繼續(xù)上竄至泥巖部位，形成油氣上竄泥巖高壓區(qū)。

4、結(jié)束語

（1）與油田生產(chǎn)相關(guān)的注水壓力、區(qū)塊壓差和浸水域是影響成片套損發(fā)生的主要因素。

（2）油田注水開發(fā)后層內(nèi)、平面和層間三大矛盾的存在是地層壓力發(fā)生變化的根本原因。

（3）油田注水開發(fā)后，在縱向上形成高壓層、欠壓層和正常壓力層相間存在構(gòu)成典型的多壓力層系剖面，在平面上形成異常欠壓區(qū)和異常高壓區(qū)，根據(jù)異常地層壓力的成因和分布特征，可以劃分出10種類型的異常高壓區(qū)。

（4）異常壓力分布特征的研究，對鉆井作業(yè)和油田開發(fā)具有十分重要的意義。