γ油田嫩二底套損成因及防控措施研究

譚 暢

大慶油田有限責任公司第五采油廠，黑龍江 大慶

1. 引言

套損井在油田生產中時有發生，套損后常常伴隨油水井生產的長時間中斷或者終止，后續各項油水井措施施工也無法推進，對油田生產造成影響[1] [2]。隨開發的深入，對油水井套損的預防、發現和及時治理成為工作焦點。

γ 油田嫩二段位于油層上部，易發生成片套損，潛在危害較大，套損多以錯斷為主，發生套損后各種增產增注措施不能順利執行，對開發的后續影響較大。關于嫩二段的套損成因目前主要有兩種論點：有學者將嫩二段的套損原因歸結為嫩二段進水后，泥巖吸水膨脹和蠕變，從而導致套管被擠壓、擠扁乃至錯斷[3] [4]；也有論點認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，進水后地層穩定性下降，地層滑移產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理，本文通過對巖心特征進行觀察，對嫩二底的巖性、黏土礦物含量進行分析，明確了真正影響其套損的地質因素；通過對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因素，從而對嫩二底套損機理取得了新認識，并制定了一系列具有針對性的套損防控措施。

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，地質儲量25,556 × 104t。主要發育儲集層位于中生界白堊系下統姚家組—青山口組地層中，含包括S2、S3、P1、P2 的多個油層組(如圖1)，其上分布N1、N2、N3～N5 組的非油層段[9] [10]。

據統計，γ 油田嫩二底發育深度約590～1274 米，自2004 年以來該段套損井數明顯增加，嫩二底套損井近年呈集中爆發態勢，平均年新發現套損井數由3.4 口增加到25 口，截至2020 年底，γ 油田共發現嫩二段套損井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研究對象。

Figure 1. Distribution example of developed reservoir in γ oilfield圖1. γ 油田發育儲層分布圖

3. 嫩二底的套損成因

3.1. 嫩二底套損的地質因素(內因)

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，在全區穩定分布，為大慶長垣一級標準層，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 米的鈣質油頁巖，是指視電阻率具有六個特征峰值的特定地質層位，電阻率峰值為六個特殊巖性帶—即六個富集的化石層位。峰值幅度對應于化石的密集程度：峰值越高，含化石越多。通過對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. 巖石強度高

對電阻率測試和井徑曲線進行了對比，如圖4，第四至第六峰值對應的井徑外擴顯著，測井解釋為該處巖石硬度低導致，取芯結果顯示該處巖性疏松、泥質含量高，與測井解釋成果一致。相對應的第一至第三峰值處對應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、鈣質含量高。

Figure 4. Caliper curve of standard formation圖4. 標準層井徑曲線

3.1.3. 具有滲透性

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

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

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. 層理發育，套損是由于進水后層理滑動造成

通過對嫩二底巖芯進行觀察，其呈層理發育，富含介形蟲化石。對全巖成分研究表明，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。對粘土礦物相對含量分析發現，嫩二底不含蒙脫石(S)，伊蒙混層(I/S)為79%。水化實驗水敏性顯示，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，具有較強的抗水化性質。從以上標準層油頁巖取芯結構看，嫩二底泥巖呈致密塊狀，鈣質含量高、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，為注入水進入該層創造條件，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)表現最為顯著，當嫩二底巖層受力遭剪切時，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“危險層段”，在存在注入水上竄通道的情況下，在正常注水時，嫩二段處于大幅度的超破裂壓力狀態，從而使嫩二底巖層破裂產生大量裂縫，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定性大幅度下降，斷層附近地層傾角大，在斷層附近受到構造側向剪切力的作用大，地層易發生較大范圍的整體滑動，從而形成成片套損(如圖9)。特殊的地質特征是嫩二底集中套損的必要條件，進水是充分條件。

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

3.2. 嫩二底套損的開發因素(外因)

嫩二底是大面積穩定發育的地層，套損平面分布具有區域性特征，進水使地層失穩，沿化石層理滑動。為了明確導致嫩二底套損的侵入水是注入水還是淺層地層水，通過現場試驗，在嫩二段套損區選取采出井A 井，補開嫩二段、封堵油層、地面采樣進行分析。采樣結果顯示，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，注入水進入嫩二底，而且地層水未進入嫩二底。因此認定嫩二段進入水僅為注入水，與淺層水無關(見表1)。

Table 1. Comparison of water quality test data of well A表1. A 井水質化驗數據對比表

在此基礎上，現場通過注采試驗明確了注入水侵入嫩二底的幾種方式：

一是固井質量差，使注入水上竄到嫩二底，是套損的成因。B 井是嫩二段套損區的源頭井，該井2019年6 月28 日井況調查時發現849.15 m 錯斷，最小變徑111 mm。從固井質量圖(圖10)可以看出，從射孔頂界1103.9 m 到嫩二底849.15 m，固井質量較差，存在竄流通道，注入水會沿著射孔頂界上竄到嫩二底，導致套損。

Figure 10. Cementing quality of well B圖10. B 井固井質量圖

二是嫩二底及以上套損井無通道報廢，報廢井附近注水井注水可以通過未報廢井段竄流進入嫩二底，是造成套損連續出現的原因。

在嫩二底套損集中區選取無通道報廢水井的更新水井為試驗井，開展示蹤劑試驗。試驗中，對該更新水井注入示蹤劑，對周圍油井監測其采出情況，監測示蹤劑通過嫩二段無通道報廢井竄入嫩二段的可能性。

選取C 井為注入井，周圍11 口油井為監測井。結果顯示，其中嫩二段補孔的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，經由原來的無通道報廢井D 井的錯斷點進入嫩二底(如圖12)。說明無通道報廢井附近注水井注水會上竄至嫩二段。

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. 無通道報廢更新井示蹤劑注入示意圖

三是嫩二底套損注水井發現晚，導致注入水侵入，使得套損區域擴大。

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

E 井2019 年9 月井況調查時發現837.9 m (嫩二底)錯斷，最小變徑104 mm，發現套損后立即對周圍300 m 內的注入井關井進行井況調查。調查后，周圍連續發現5 口井嫩二底套損(如圖13)。從作業時間和動態變化分析看，E 井是在2017 年6 月發生套損，2017 年4 月測試時，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，吸水量達到92 m3/d，偏I 層段吸水能力明顯增強，經現場核實井口流程、設備、閘門、管線無問題，壓力表、水表、流量計正常。驗封證實封隔器密封，懷疑套損。由于套損后未及時發現，已累計向地層注水18,709 m3，注入水全部進入嫩二底。雖然在發現套損后立即關井，但已導致注入水侵入，周圍5 口井已經受其影響發生套損，使得套損區域擴大。

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

4. 嫩二底套損的防控對策

根據嫩二底成片套損取得的認識，進水是重要原因，套損防控對策主要采取以下幾方面措施：提高防控能力；控制進水通道，防止進水；排出進入嫩二段注入水，見表3。

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

隨時間分布情況看，自2010 年以來嫩二底套損井數明顯增加，年新發現套損井數由2010 年的9 口增加到2013 年的53 口。經過對嫩二底套損井的治理，新發現套損井數從2014 年開始逐年下降，截止到2020 年底，年發現嫩二底套損井23 口，與套損高峰期的2013 年比較，下降了30 口(如圖14)，套損井大修單井費用按照每口40 萬元計算，可節約成本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. 結論

1) 明確了γ 油田嫩二底套損的機理，嫩二底部富含生物碎屑、為硬巖性薄弱面、具有滲透性、層理發育是嫩二底套損的地質因素(內因)。下入P110 套管，提高套管鋼級，做好鉆前壓力調整，提高固井質量，從源頭入手控制套損的發生幾率。

2) 明確了嫩二底套損的開發因素(外因)，通過對固井質量差的注入井和無通道更新井實施地質關井、井況調查、報廢井監測、定期驗封等措施控制進水通道，防止嫩二段進水。

3) 對于已進入嫩二段的水，通過加強補孔排液、采油井大修后下入可排液加固管、套損集中區的注入井大修時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、開發過程、大修作業監督實現全過程有效防控。年套損井下降了30 口，可節約大修成本1200 萬元，取得了較好的效果。