套损区注采系统完善方法研究

2011-08-15黑龙江焦阳赵玉珍

职业技术 2011年1期

黑龙江焦阳赵玉珍

套损区注采系统完善方法研究

黑龙江焦阳赵玉珍

本文结合大庆油田A开发区套管损坏特点和成因，分析了套损区注采系统严重破坏后给油田开发带来的影响。在此基础上，针对各套损区套损成因，所处的开发调整阶段，治理时修井工艺技术水平，将套损区注采系统完善归为三种模式：一是整体更新加密模式；二是分步更新侧斜模式；三是采用大修、侧斜、更新和补钻的协同模式。同时总结了套损区注采系统完善的经验。

套损区；注采系统；完善模式

大庆油田A开发区在开发过程中分别在1986年和1997年出现两次非油层部位套损高峰期。之后，在非油层部位套损得到了有效控制的同时，油层部位套损速度有所加快，致使1999年套损井数达到了第三次高峰期。针对套损对注采系统造成的破坏，1992年以来，先后对三个套损严重区块的注采系统进行了完善，在恢复油层压力、增加可采储量、减缓产量递减和控制含水上升速度等方面取得了较好的调整效果，为高含水后期A开发区进行注采系统完善工作提供了成熟的经验。

1 套管损坏成因、特点及对油田开发的影响

1.1 套管损坏成因和特点

1.1.1 非油层部位套管损坏成因及特点

非油层部位套损主要集中在嫩二段底部油页岩（简称嫩二底）。该层套损主要原因：①与岩性有一定的关系。嫩二底有10m左右的油页岩，在全区稳定分布，富含蒙脱石，吸水后其体积膨胀较大；且层理面发育，有助于注入水的迅速浸入，形成不断扩大的浸水域使套管受剪切损坏。②部分注水井固井质量差导致注入水上窜进入嫩二底油页岩是诱发嫩二底套损的主要原因。③错断注水井发现不及时加剧了嫩二底成片套损的形成。

嫩二底套损特点为“四个集中”：一是套损井平面分布集中，A1区成片套损时套损井160口，占投产井数的71.1%。二是套损层位集中，A1区嫩二底套损井数占套损总数的85.1%。三是套损时间集中，均发生在调整注水井转注以后，1-2年内就发展为成片套损区。四是套损类型集中，1986年A1区发现的100口嫩二底套损井中，套管错断井67口。

1.1.2 油层部位套管损坏成因及特点

A开发区油层部位套管损坏主要与异常高压层有关。而异常高压层形成的主要因素有：①受开采对象变差的影响。从基础井网到二次加密调整井网，注入端到采出端的流动压力梯度由2.96MPa/100m上升至9.20MPa/100m，致使部分薄差层憋压。②受断层的影响。A开发区断层较有发育，当断层与注水井或断层之间形成相对封闭的场所时，易形成异常高压层。③油层非均质影响。从内前缘相储层到外前缘相Ⅳ类储层，井网对砂体控制程度变差，易形成异常高压层。

油层部位套损的主要特点：从纵向分布看，套损层位主要集中在油层上部，统计A3区82口油层部位套损井，油层上部萨Ⅱ组套损井比例为68.08%；从平面分布看，套损井主要分布在注水井排及注水井排与断层形成的封闭井区；从套损层位砂体类型看，主要集中在“坨状”砂体、厚注薄采砂体和注多采少砂体。

1.2 套管损坏对油田开发的影响

（1）严重破坏注采系统，产量下降幅度大。A1区嫩二底成片套损后，关停注水井55口，关停采油井15口，油水井数比由1985年的2.13上升到1992年的3.32。注采系统被严重破坏，供排关系极不协调，致使日产油由2696t下降到 859t。

（2）采出程度、采油速度降低。A1区成片套损后，与A4区对比采油速度和采出程度分别低2.19和5.15个百分点。

（3）采油井因套管损坏被迫上提泵挂或套损关井。A2区成片套损后，油井上提泵挂56口井，初期日产油由322t降至258t，沉没度下降了163m；另外有3口井由于套管损坏严重无法生产。

（4）注水井因套管损坏导致注水质量变差。统计A2区3口因套损无法正常分层的注水井，对比套损前后同位素资料，油层动用层数由65.3%下降至37.1%。

（5）地层压力下降较快。A3区成片套损后，油层平均总压差由-1.61MPa下降到-3.30MPa，流压由4.0MPa降至3.0MPa。