南一區丙東塊套損成因及防控治理的幾點認識

徐慶龍

摘 要：南一區丙東塊自2012年以來開始集中出現薩O組套損，成片套損使原油生產和經濟效益受到了嚴重的影響。也增加了區塊調整的難度，通過對南一區套損原因的初步分析認為，由于區塊間、油層間、同一油層平面上的非均質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。認為只有經過注水與產液結構的同步有機調整，使區塊間、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。

關鍵詞：注采不完善;層間壓力差異

1、基本概況

1.1、基礎井網開發階段

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

1.2、加密井網開發階段

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年陸續進行加密調整。2014年為了加大水驅控制程度，進行三次加密井網調整

1.3、砂體發育類型

南一區東塊薩葡油層屬于河流―三角洲沉積。根據精細地質研究成果，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。總體來看，砂體類型微相各異、平面展布復雜、非均質嚴重

2、區塊存在的主要矛盾

區塊集中出現套損，成片套損使原油生產和經濟效益受到了嚴重的影響

自2012年5月以來，南一區集中出現套損，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）從套損發現時間以及地層縱向上看，薩零組共發生32口，占61.4%，其他層位零星分布，從縱向上看，淺層發生比較集中

（3）從套變單井的作業時間看，套損發生時間主要集中在2012-2014年

其中3年以內作業過的井38口，占54.3%。作業時間大于10年的井，由于距上次作業時間較長，套損發生時間難以確定

套損原因分析

南一區薩葡套損井從發生區域、井數、層位上看，SO組都占比例最大，因此，作為主要分析對象進行分析

由于薩O組套損集中發生在南一區東部，因此劃分為套損區與非套損區，從靜態資料與動態數據兩方面進行對比分析

靜態資料

一是套損井分布在砂體變差區域，存在憋壓條件

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

二是套損區平均單井射開的小層數，砂巖與有效厚度均低于非套損區

動態數據

一是區域間地層壓差大

南區套損區與東區區域間壓差逐年增大，到2010-2011年達1.26，地層壓力不均衡，易發生套損，南區非套損區與中區東部之間的壓力差異相對平穩

二是區域內吸水狀況差異大

從同位素資料反映，套損區內薩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

從南一區連續5年的注采比來看，套損區的注采比一直高于全區和非套損區，區域內注采長期失衡也是導致套損的主要因素

四是層間存在浸水域、進水通道及異常高壓層

油層部位套損主要是注采關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水、是固井質量差、注入水竄造成。

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

3、調整思路及治理對策

南一區薩葡套損區調控整體思路：

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、恢復注采

具體做法：

3.1調控結合，套損中心區停注薩Ⅱ4以上井段，區域內下調薩II15+16以上注水強度，減緩憋壓套損

對全區內射開薩II組的井，對薩II4以上層段全部停注，對薩II15+16以上井下調注水強度到4以下

3.2對套損區內注水井全面查套，消滅進水源頭

在已有的薩0組套損區得到有效控制后，為了防止套損進一步外擴，對非套損區進行全面查套。

3.3采油井加大提液力度，逐步縮小與相鄰區塊的壓力差異

控制注水強度的同時，加強采油井提液力度，穩定降低區塊的地層壓力水平。

3.4加大大修力度，完善注采關系

至目前，已治理注水井25口，日恢復注水2774m3

治理采油井15口，日恢復產油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、調整效果分析

自發生套損至目前，通過大力治理，區塊SO組套損井數下降，形勢趨于穩定，套損井數明顯減少，生產能力得到恢復，注采比也逐步趨于合理

5、下步工作建議

5.1對全區吸水剖面進行篩查

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，要進行分析隱患排查，對有注無采、注大于采、厚注薄采的層進行控制或停止注水。

2、對固井質量差管外上竄的注水井要停止注水或將上竄油層光過停止注水。

5.2完善注采關系，恢復區塊注采比

6、幾點認識

一是南一區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性差，注采不完善井區較多，易導致憋壓套損。

二是相鄰區域間壓力差異過大，存在憋壓現象，且非油層組套損是由于非油層部位進水、是固井質量差、注入水竄造成是南一區套損的主要原因。

三是強化跟蹤調整注采平衡，努力縮小平面壓力差異，穩定降低高壓層注水強度，對套損區的穩定起到了積極作用。

參考文獻

[1]葉慶全，袁敏，油氣田開發常用名詞解釋，石油工業出版社，2008年

[2]張厚福，方朝亮等，石油地質學，石油工業出版社，2005年