浅谈苏德尔特油田贝16兴安岭区块套损原因

【摘要】随着海塔油田大面积开发，油水井套损的趋势逐渐加重。根据贝16兴安岭区块套损井的情况，从区块分布﹑岩性﹑射孔﹑注水开发等不同方面进行统计，找出相应的规律。结合苏德尔特油田油藏开发概况，得出泥岩吸水膨胀、蠕变及滑动造成套管损坏是苏德尔特油田套管损坏的主要原因。明确套损原因可为后期预防与治理套损井提供了基础。

【关键词】套损 水化膨胀 压差

1 苏德尔特油田贝16兴安岭区块套损现状

苏德尔特油田贝16区块 2004年全面注水开发以来，由于基质渗透率低、 泥质含量高等特点，套损较严重，套损井逐年增多，严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。2012年贝16兴安岭区块新增套损井3口，累计套损井9口，占油水井总数的7.09%，其中油井4口，水井5口。大修共完成2口，修复2口，成功率为100%，2012年正在大修1口油井德104-204A。

2 苏德尔特油田贝16兴安岭区块套损井特点

2.1 套损井类型

兴安岭区块套损的类型以变形为主，变形点集中在油层部位。套损变形井5口，其中多点变形的井4口；错断井1口（油井德102-225错断、弯曲，已报废）（表1）。

2.2 套损井分布特征

综合各年套损井情况，在纵向分布上，其中兴安岭层套损井9口，射孔层段以上5点，射孔层段以内13点，射孔层段以下1点；统计19个套损点，其中泥岩 13 个，占套损点总数的68.42%（表2）。

3 贝16兴安岭区块泥岩水化膨胀对套损的影响

粘土矿物的水化作用存在两种水化机理、分为两个阶段：表面水化和渗透水化。表面水化不能引起明显的体积膨胀；渗透水化是在粘土完成表面水化过程后，渗透水化作用体积可增加近20倍。

3.1 水化膨胀在Ⅰ﹑Ⅱ油组的具体应用

兴安岭区块Ⅰ﹑Ⅱ油组累计存水率Wf分别为91%﹑78%，说明储层中有大量的水（110446m³﹑100205m³），为泥质膨胀提供了可能（图1）。

4 在开发调整中的各种矛盾影响套损的分析

4.1 注水强度高，在注多采少发育相对封闭地区形成高压区，引起套损

在注水开发过程中一般出现两种情况引起压差；一种是由于井网对砂体的控制程度较低，在水井周围地区易出现注大于采、有注无采的情况，形成局部憋压。另一种是油井周围易出现采大于注、有采无注的情况，形成局部低压（图2）。

5 结论

（1）泥岩水化膨胀形成非均质载荷应力对套管造成挤压，是造成套管损坏的主要原因。

（2）随着注水开发油田的不断深入，注采矛盾日益突出，在局部地区易形成高压区，引起套损。

（3）非均匀背景的地层引起层间、平面、层内三大矛盾，从而使得在注水过程中水驱前缘呈不规则长条展布，产生非均质载荷导致套损。

6 下步建议

（1）建立有效的注水驱动体系，以有效降低注水压力，减少憋压区，探索从根本上减少套损的途径。

（2）选择合适该区块的防膨剂，努力使注入水与地层水配伍，尽最大可能减小水化膨胀的程度。

（3）从套损井分布特征来看主要发生在射孔段内，由于开采时对套管的射孔，降低了套管的原有钢级特性，因此可以考虑在固井时使用钢级特性更强的油层套管。

参考文献

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[2] 王军，周丹.注水井套管损失原因分析及防治措施内江科技[J].2003；（06）：31-32

[3] 李树群，孙先杰，赵丽娟.大庆龙虎泡高台子区块套损原因分析及对策[J].石油钻采工艺， 2001，23（6）： 62-65

[4] 郑俊德，王文军.高压注水对砂岩层段套管的影响[J].石油钻采工艺，1997，19（1）： 69-72

作者简介

余攀，男，1985年1月9日出生，2008年毕业西南石油大学，现在大庆油田海拉尔勘探开发指挥部贝16作业区，助理工程师。