大庆油田套损井评价技术研究

张玉珺 ，高 明 ，朱赫然，樊文忠

1.中国石油大庆油田有限责任公司井下作业分公司 （黑龙江 大庆 163453）

2.中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院 （黑龙江 大庆 163413）

截止到2013年8月，中国石油大庆油田有限责任公司 （以下简称大庆油田）共有1万余口套损井（包含多次重复套损井），成片套损区不断出现，重复套损井逐渐增多，每年还以1 200余口的速度递增。大量套损井的存在，严重干扰油田正常开发和注水井（注聚井）配注要求。套损类型的多样性、套损程度的复杂性、重复套损井的反复性和套损深度的广泛性，说明油田套损形势严峻，套损井分析、管理和治理难度较大。

油田地层压力监测井主要测的是平均地层压力，很少对单层进行系统测压力。具体到油田某个区块，存在压力监测井时间性滞后、陈旧、缺失、可信度差和个别区块无监测井压力问题，无法有效利用。

1 套损井集成管理系统的建立

为了更好地管理全油田套损井和统计分析，宏观上，搞清套损井分布规律和多次套损成因，指导油田套损井防护。微观上，指导局部套损区域和套损层位的甄别、套损井预防和修复工作。从过去单纯修井治理，提升到油田区域开发的大背景中，适应油田地下构造、地质、动态、套损和修井工作相结合的转变[1-2]。

1.1 套损数据库的采集

油田套损井信息存在于大庆油田采油一～十厂、榆树林、头台、方兴公司、海塔指挥部和采气分公司等（图 1）。

图1 套损井信息的来源

1.2 套损数据库的建立

数据库内的套损井包含井网、井别、区块、发现时间套损类型、套损深度、通径、层位、岩性、修井时间和修井结果等多个字段属性。有些字段是固定的，有些字段是变化的，有些字段随着重复套损，会多次重复。根据工作需要，对油田各单位套损数据库进行规范和改造，完成了系统的建库工作（图2）。

图2 全油田套损井统计分布表

1.3 全油田套损井的井位图分布

利用完成的大庆油田套损井数据库和地质异常事故井的整合。系统以井号为基础，将油田井位图、套损井和异常井进行关联，实现了套损井信息与油田构造、井网和地质异常井等的信息链接，最终，完成全油田套损井、成片套损区和零散套损井的井位图分布。

2 套损井分析模式

原模式主要从单井治理上进行考虑，重点是如何将套损井修好，很少和其他井在区域上发生关联。

新模式将区域套损演化规律作为重点，打破过去单纯修井治理的传统模式，结合区域构造、地质和开发状况，与邻井套损和异常井进行各种套损信息分析、对比，实现向区域综合多元套损分析模式的转换。

油田不同区块差别较大，以采油一厂南一区为基础，进行套损井评价。截止到2013年8月，南一区累计发生套损井1 520口，占采油一厂套损井的27.56%，已经报废487口，套损和报废形势严峻。

2.1 时间演化特征

南一区自1963年出现第1口套损井以来，年套损井数2～3口。1979年开始出现第1次套损井套损高峰期，年套损井数在10～15口井。1998年出现第2次套损高峰期，套损井数增多。2008年出现第3次套损高峰期，2011年304口，2012年 636口，2013年未完全统计，共446口。

2.2 套损类型演化规律

1980年以前，平面上，套损井呈零星分布状态;在纵向上，没有规律;形式上，以变形为主。

1980年后，第1次套损高峰，平面上，套损井分布呈轴部多翼部少、断层附近多一般地区少、水井多、油井少的特点。纵向上，以标准层及其附近居多。形式上，以严重变形、错断、腐蚀穿孔为主要特征。

1998年以后，第2次和第3次套损高峰，平面上，套损区域扩大，出现大量成片套损区。纵向上，标准层及其附近套损速度加快，油层和非油层部位也出现大量套损井。形式上，以严重错断、活动型错断、吐岩块型错断及大段弯曲变形为主要特征。

2.3 套损井空间上演化特征和套损趋势预测

建立套损井发现时间选项，将按照年为查询单位，例如，输入年份，选择2010年和2012年，2010年和2012年产生的套损井，就会以红色方框背景突出显示，显示局部区域当年发现的套损井，其他年份的套损井不发生变化，对局部区域进行套损规律演化分析和套损趋势预测。

2.4 构造与套损的关系

采油一厂是个背斜构造，构造中部（轴部）平缓，南一区位于背斜构造的南部及附近的下倾位置，是构造的高部位，对南一区成片套损井的形成有控制作用（图 3）。

图3 采油一厂葡一组构造图

2.5 断层与套损的关系

南一区在采油一厂井位图中断层显著发育，10多条大小不一、近东南-西北方向的正断层，穿过南一区不同油（地）层，断层附近各种形态微裂隙发育，套损井数多与南一区断层发育密不可分 （图4、图5）。

图4 采油一厂葡一组井位图（箭头指向断）

南1-丁 2-侧斜水 125，2010年 6月查套证实782m变形，变径110mm，大修整形后，2010年12月修成开井。2011年该井重配施工时拔不动，2012年6月大修证实182m变形 （钻遇130#断点深度207m）、781.8m 错断。

图5 南一区横纵剖面图

2.6 套损井与井网（井密度）的关系

南一区经历了基础井网、一次加密、高台子井网（含高台子一次加密井网）二次加密和聚合物井网4次井网开发阶段，开发不同目的层的井交织在一起。1998年以前，基础井网和一次加密井网期间，套损井数处于较低水平。自1997年开展二次加密和聚合物井网后，井网密度增大，1998年套损井数陡然增高，说明套损井增高与井网加密相关性较大[3-4]。

2.7 套损井与地下复杂情况的吻合规律研究

钻、修井过程中，钻至地层纵向不同剖面，经常出现油气水浸、井涌、井喷和固后管外冒油、气、水现象，证明施工区域地下压力异常。发生地质复杂情况的井，会反作用于局部区域，加剧地下复杂情况，造成周围区域和邻井进一步套损。发生复杂情况的井周围，套损井明显增多。

2.8 区域套损层位分布规律

2.8.1 岩性分布规律

按照套损层位和岩性字段的套损井统计，共计1 361井次。油页岩和泥岩占79%，砂岩占的比例相对较小，占21%，见表1。

表1 南一区不同岩性套损情况和所占比例表

2.8.2地层分布规律

统计在不同地层中套损井出现情况，所有地层均发现套损井，地层和夹层占的比例较大，标准层和嫩二段突出，占50%，见图6。

2.8.3套损层位对比分析

油田套损井已经从过去的零星、单井、小规模和无规律向成片、多井、大规模和多段发展，在同一区域，多套井网重叠。通过综合信息集成的管理方式，进行套损层位比对，缜密推理，寻找区域不同层位套损的共性规律，识别出套损层位多发的状态和变化趋势，为套损分析提供手段。

图6 不同地层剖面套损井分布

3 油田套损成因分析

地层浸水域与油层浸水域一起，加速油田成片套损区的形成，是油田套损井数持续不断增加和套损井修复后再次发生套损的压力源头。局部大量套损井的出现，证明区域地下压力异常。油田不断有新的套损产生，就是地下应力失衡的结果，套损成因研究就是找到造成地应力失衡的原因。

3.1 油层浸水域

大庆油田是注水开发油田，开发不同层位的油层水淹是必然的，不同物性类型的油层被大量注入水和聚合物等介质充填，驱替剩余油。由于油层物性的差异，注采关系不完善，导致注水开发的不均衡，引发地层压力不均匀分布的地质因素，从完钻的电测井资料看，不同油层间地层压力系数的差异性，层间压差增大。油层段形成水淹程度不同的浸水域，导致高压区和异常高压区形成，岩体的不稳定性，易形成区域套损。

3.2 地层浸水域

固井质量差、断层、裂缝发育区和发生套损，未及时发现，注入油层的大量高压注入水（聚合物），运移或注入到油层以上的地层中，变成无效注入水（聚合物）。原来低压层演变成高压和异常高压层，长期憋压，形成非油层段浸水域，导致岩体膨胀、蠕动、变形和滑移，应力不断作用在套管上，损坏套管[5]。钻关时，地层部位的高压和异常高压层无泄压点，地层压力得不到释放，成为钻、修井施工的潜在隐患和重大施工威胁。

3.2.1深部浸水域

浸水域深度通常在油顶之上，大于400m。2011年8月发现南6-1-126 783.23m错段，层位N2底。2012年11月钻侧斜井，钻井液密度1.80g/cm3，嫩二段标准层异常高压层，压力系数1.81。

3.2.2 浅部地层浸水域

浸水域深度通常小于400m。

4 套损预防措施及建议

套损和异常高压区域是地下异常的表象。为减少新增套损井和重复套损井的增加，应找出造成压力异常的源头，油层段、非油层段（标准层、泥岩层段和疏松砂岩部位）是防护的重点。应根据套损井和局部区域的特点，摸索规律，形成从钻完井、开发调整、生产、作业、套损井评价到修井等全过程的防护措施。建立完善的套损井预防体系、综合评价体系、修井工艺配套治理体系和监测体系，使油田套损得到有效控制。

4.1 油层段

4.1.1 注采关系的调整

油层部位套损主要是注采关系不协调，表现为厚注薄采或有注无采，调整区块压差，在油层段之间维持合理的注采压差。

4.1.2 异常高压层的治理

高压层的形成主要受地质因素与开发因素控制，主要集中分布在注采关系不完善、渗透率低的油层和断层附近。可采取井间加密、高压层补孔和高压层控水限制高压层和异常高压层的形成。

4.1.3 断层和裂缝发育区域

对原生断层和裂缝造成注入水上窜问题，注水压力控制在地层（油层）裂缝张开的压力界限下，即压力系数小于1.75，注水压力小于7MPa。

4.2 非油层段

1）提高井身质量，对发生过管外冒和固井质量差的井进行补孔封窜。防止注入水（聚合物）窜入非油层段的砂、泥和页岩层中，保证层间互不相窜。

2）开展生产井普查，对套管损坏井，做到早发现、早治理。

3）对非油层已经形成的异常高压区域，建立压力监测井体系和泄压井网。采取对高压地层补孔、钻泄压井或利用套损井的方法，进行整体泄压。

4）进行取换套工序时，发生水浸的套损井，在保障裸眼井壁不坍塌的前提下，进行控制放喷，将异常压力卸掉。

5 结 论

1）通过集成管理，发挥顶层管理优势，实现区块多元化套损分析和预测套损演化规律。

2）加强浸水域的识别、监测、跟踪分析和信息反馈，为油田套损管理和工程技术服务提供准确依据。

3）通过科学手段，有效控制油田新增套损井产生和重复套损井的形成，降低套损井修井成本。

4）与油田工程系统结合，弥补油层段压力监测的不足和非油层段压力监测的空白，有助于地下隐蔽浸水域的识别和发现。

[1]吴建中，高玉桂.HSE管理体系在长输管道工程建设监理中的应用[J].建设监理，2008（2）：69-72.

[2]王金柱,王泽根,段林林.基于GIS的天然气管道风险评价体系[J].油气储运，2009,28（9）：18-22.

[3]解宏伟，田世澄.老油田加密调整中合理实用井网密度研究[J].石油天然气学报，2010，32（1）：318-320.

[4]刘子威.DY-Ⅱ调剖面剂的研制及在大庆杏北区块的应用[J].中外能源，2013（9）：45-49.

[5]裴润友，陈均涛，刘保平.新型项目管理模式下的工程质量监督方式谈谈与实践[J].石油工业技术监督，2013，29（9）：15-18.