英東油田短期注水開發套損機理研究

常智 ，侯冰 *，汪濤 ，周波

1 中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249

2 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

3 中國石油勘探開發研究院有限公司，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

英東地區位于青海省柴達木盆地西部茫崖坳陷區油砂山—英東構造帶的東段，西鄰尕斯油田，南接烏南油田，受周緣山系地質作用的影響，英東地區形成了沖斷和扭動兼具的地質結構，地層中發育大量斷層。因此英東油田中斷層的分布和產狀是鉆完井工程和開發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]。英東一號為一斷層復雜化的背斜構造油氣藏，構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、油層厚度大、儲層物性好、油氣產量高、儲量豐度大、試油產量高、油氣分異明顯的特點，縱向上具有多個油氣單元。根據砂37、砂40井等油氣水分布關系，結合儲、蓋層組合特征，將上油砂山組(N22)油氣藏劃分為12個油層組，下油砂組(N21)油藏劃分為12個油層組。根據英東油田53口套損井套管下深及套損位置可知套損主要發生于上油砂山組地層的開發過程中，因此本文主要針對位于上油砂山組地層及其注采工藝進行分析研究[2]。

英東油田將部分采油井轉為注水井進行注水開發后，短期內出現了大量套管損壞，影響到正常的注水和采油等作業，給油田造成了巨大的經濟損失，其中采油井套損率為2.46%，注水井套損率達28.17%，且注水井套損情況有上升趨勢。套損是一個影響因素眾多、機理復雜的地質與工程問題，其影響因素包括地層界面、井間干擾、泥巖膨脹、斷層和層理面錯動、注水施工、地面下沉、水力壓裂[3-5]等多種工程和地質因素，眾多學者通過實驗、數值模擬等方法對套損方式和機理進行了研究[5]。

疏松砂巖油藏注水開發會使得砂巖層孔壓增高、地層弱化[6]、地應力改變易發生變形并誘發滑移[7-8]，同樣夾雜于砂巖儲層中的泥巖層也會遇水軟化膨脹，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、應力集中等都會誘發套管損壞[13-15]，套管和水泥環的強度難以抵抗地層滑移產生的剪切力[16-17]。根據套管的變形特征可將套損形式分為：彎曲、變形、錯斷；根據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臂井徑規測井資料可知，英東油田套損形式如圖2所示。現場亟需理論研究和問題分析方法對目前該區塊的套損機理和防治技術開展研究，提出滿足長期注采需要的套管強度設計依據，保證井筒的長期完整性狀態。

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

1 套損特征及統計

上油砂山組地層發育多套蓋層和儲層，其中蓋層巖性以棕黃、棕紅色泥巖為主，儲層為辮狀三角洲前緣亞相沉積，巖性以中砂巖、細砂巖和粉砂巖為主，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育最好，孔隙分布均勻且連通性較好。儲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%，并發育少量裂隙孔，所占比例為2.8%。根據英東油田4口井的上油砂山組地層井下巖心測試結果可知，上油砂山組砂巖儲層的平均孔隙度為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]。

通過套損事件數與開發時間關系可知(圖3)，注水井套損發生頻率隨使用年限增加呈先上升后下降趨勢，在開發2.5年時其套損事件數達到最高；采油井的套損事件數與使用年限沒有明顯規律，其主要套損事件發生于完井后半年內，后續每半年平均發生兩起套損事件，可知采油井套損與后續開采施工關系較小，因此導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工藝密切相關，套損事件集中發生于投入生產后2～3年間。

圖3 注水與采油時長對套損影響Fig. 3 Effect of water injection and oil recovery time on casing damage

為理清英東地區經過短期注水引發大量套損的主控因素，對英東油田20口采油井和33口注水井的套損情況進行統計分析。為直觀、系統的觀察與統計套損與各影響因素之間的關系，以測、錄井資料和英東區塊斷層分布圖為基礎，利用Petrel建立斷層—巖性—射孔層位—套損位置關聯的地質模型(圖4)。

基于巖屑錄井資料和斷層—巖性—射孔層位—套損位置關聯的地質模型，建立巖性與套損相對位置關系，如圖5所示。根據圖5中所示套損位置、套損程度與地層巖性之間的關系統計分析其相關性。統計結果顯示，英東油田套損事件主要發生于疏松砂巖儲層段，隨著砂巖在地層中所占比例降低，套損事件數也隨之降低；擴徑全部發生于疏松砂巖段，扭曲全部發生于砂泥互層段，穿孔全部發生于上部泥巖下部砂巖段，錯斷發生于純砂巖或純泥巖段，嚴重變形全部發生于含有疏松砂巖層的層段。

圖4 斷層—巖性—射孔層位—套損位置關聯的地質模型Fig. 4 3D Geological Model associated with faults, lithology, perforation horizon and casing damage position

基于射孔深度數據，篩選在射孔段上下10 m范圍內發生套損的事件，建立射孔與套損相對位置關系，如圖6所示。根據圖6中所示套損位置、套損程度與射孔位置之間的關系統計分析其相關性。統計結果顯示，與射孔相關的套管變形以輕微變形和變形為主，射孔導致的套管變形和弱化僅與個別嚴重變形和錯斷相關。射孔施工可導致射孔段套管強度弱化，隨開發時間增加，相比于完整套管段會發生輕微變形，因此射孔不是英東油田短期注水開發后發生大量套損的主控因素。

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

圖6 套損與射孔層位關聯性Fig. 6 Relationship between sleeve damage and perforation horizon

基于三維地質模型，利用Petrel中的測量功能建立斷層與套損相對位置關系，如圖7所示，根據測量結果，將斷層與套損相對位置關系分為穿過、鄰近(＜100 m)、較近(100～200 m)、較遠(＞200 m) 4 類。統計結果顯示，大部分套損發生于距離斷層100 m以上的區域，穿過斷層的套損事件數約占總套損事件數的20%，由此可見斷層附近相對復雜地應力場和經過一定時間開發后斷層發生的錯動都會引起套管的變形損壞，因此鉆井過程中應盡量避免井眼穿過斷層；但80%的套損發生于距離斷層較遠的區域，因此斷層控制區域以外的套損主控因素應是地層巖性。

由套損與開發時間、地層巖性、射孔位置、斷層位置的統計結果可知，射孔井段與穿過斷層的套管都會增加套損發生的概率，但在射孔井段和穿過斷層的井段發生的套管變形以輕微變形為主，產生套損的原因為不可避免的客觀工程因素，例如射孔施工導致的套管強度下降以及斷層附近由于復雜地質構造引起的復雜應力場等；客觀工程因素導致的套損事件數應隨開發時間的增加逐步增加，而英東油田套損集中發生于注水開發2～3年內，因此導致英東油田短期注水開發發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層和注水開發工藝密切相關。

2 疏松砂巖儲層短期注水流固耦合模型

由上文統計分析可知，英東油田短期注水開發導致大量套損事件集中發生的主要受油田注水開發的影響，為明確高孔高滲疏松砂巖儲層注水開發過程中的套損機理，基于鉆井地質橫剖面圖(圖8)建立注、采井二維有限元塑性模型，模擬地層在注水過程中的錯動位移，地層材料層間界面的破壞采用考慮多孔介質的Mohr-Coulomb破壞準則。

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。巖石中流體能夠承擔部分壓力，稱為孔隙壓力；巖石骨架承擔的壓力稱為有效應力，目前多采用Biot有效應力。約定應力以拉力為正，孔隙壓力以壓力為正。Biot有效應力的表達式為：

式中，σ′為有效應力；σ為總應力；α為Biot系數；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系數大于孔隙度，小于1。

巖石破壞一般表現為剪切破壞，適用于摩爾—庫倫強度準則：

圖7 套損與斷層發育位置關系Fig. 7 Relationship between casing damage and fault position

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

式中，τ為剪應力；σ為正應力，C為黏聚力；φ為內摩擦角。

油田地層及油水井力學參數如表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個巖性的地層。中間為注水井，注水壓力為30 MPa；左側為采油井1號，井底壓力為10 MPa；右側為采油井2號，井底壓力為10 MPa。設計開采時間為1000天，處于注水開發套損事件高發的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參數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到20 MPa。注水井近井帶孔隙壓力顯著升高，與注水壓力相當，比儲層背景孔隙壓力高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了較大位移，以垂向位移為主，最大垂向位移達10 mm；注水井與采油井之間地層的最大水平位移達3 mm。可知在注水開發過程中，疏松砂巖儲層隨孔隙流體壓力升高，儲層中砂巖顆粒的彈性勢能釋放，使得儲層產生較大垂向位移，且越靠近蓋層位移越大。地層水平位移較垂向位移較小，但考慮儲層中夾雜多層泥巖，砂巖層的位移會導致地層滑移，進而引起套損。

地層等效應力和剪應力分布如圖12所示。可知，地層最大等效應力為20 MPa；最大剪應力為2 MPa。上述應力狀態力足以使砂泥巖界面破裂，從而引起地層滑移。

圖12 地層應力分布Fig. 12 Formation stress distribution

3 套損機理及防治對策

綜上所述，英東油田短期注水開發出現大量套損機理可歸為以下3種：

(1) 注水開發引起注水井近井帶疏松砂巖地層孔隙壓力遠大于儲層原有孔隙壓力，使得砂巖地層中礦物顆粒膠結弱化，巖層膨脹；同時砂巖儲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整體膨脹變形，作用于套管上體現為拉伸應力，長期作用會使套管產生變形、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，在砂泥界面會產生最大2 MPa的剪切應力，砂泥層會在上覆巖層的壓力下發生蠕變和順層滑移，在近井筒區域形成應力集中，作用于套管上體現為剪切應力和徑向壓應力，長期作用會使套管產生變形、縮徑、錯斷等損壞形式。

(3)英東油田注水開發多采用達不到采收率的采油井轉為注水井的工藝，生產過程中大量出砂的采油井，會使得油井轉注之后近井帶砂巖地層弱化、地層沉降[22]。采油井轉為注水井后，在注入水作用下疏松砂巖地層弱化沉降作用集中出現，作用于套管上體現為壓應力，長期作用會使套管產生擴徑、變形等損壞形式。

針對英東油田的套損機理提出了防治對策：

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

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

(3) 新井完井應采用防砂完井完井工藝，計劃轉注的油井應及時補充防砂工藝，避免油井專注后發生地層弱化沉降現象。

4 結論

(1) 統計分析英東油田斷層發育、巖性、射孔層位與套損特征的關聯性，揭示出該區域短期注水時發生套損的機理，發現引起套損的主控因素是注水開發工藝和地層巖性，嚴重變形、錯斷、扭曲等集中發生在疏松砂巖層和砂泥巖界面，與四十臂井徑規測井抓圖相吻合。

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

(3) 短期注水套損防治對策應以預防為主，采用高鋼級套管、油井補充防砂措施、擬注水層不固井等措施預防油井轉注后發生大量套損。