基于测试异常信息套损三级预警设计及应用

2022-10-09郭立敏

石油管材与仪器 2022年5期

郭立敏

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司黑龙江大庆 163153)

0 引言

特高含水期大庆油田油水井套损形势愈加严峻，套损严重影响原油稳产，套损预警已成为一个重要的研究领域[1]。大庆采油二厂根据地应力集中区监测资料确定套管受力状态，结合套管承载能力分析套损危险性，预测了套损易发生部位[2]；井下作业分公司建立套损多成因分析模式，通过对套损井和成片套损区域的分析，认识了区块套损演化规律[3]；勘探开发研究院通过分析导致套损的动、静态地质因素，对长垣各区块和各井点预测了套损风险等级[4]。上述研究各自形成了套损预警软件平台，在大庆油田套损防治工作中发挥了指导作用。

大庆油田每年对油水井开展大量的生产测井和试井工作，目前这些测试数据已经被汇集到“油气藏动态监测信息网络应用平台”(简称开发监测一体化平台)上，为从区块、井组、单井、小层和历史的角度应用资料奠定了良好的基础[5]。

通过追踪历年测试资料中的异常信息、对比分析测试井监测结果，能及早发现油水井套损的苗头和蛛丝马迹，根据测试资料反映问题的轻重程度，及时调整地质和工程方案，采取预防措施，避免形成严重套损。因此，建立基于测试异常信息的套损预警机制，具有十分重要的现实意义。

1 套损三级预警机制的设计

1.1 大庆油田套损的主要原因

大庆长垣主力油田自上而下主要开发萨一组至萨三组、萨葡夹层、葡一组和葡二组、高一组至高四组等油层组。在这些油层组之上的嫩二段底部发育岩性脆弱的油页岩，嫩二底沉积稳定、电测曲线特征明显、分布范围广，是全长垣地层对比的标准层。

大庆油田套损与注水开发相关性很强，主要套损原因有2种[6-7]，一是非油层部位嫩二底标准层进水，造成层间剪切错动，发生区域集中和时间集中的套管剪切变形与错断，二是油层部位水驱与聚驱开发控制不合理，造成异常地层压差，导致套损。以萨北开发区为例，截止到2016年底累计发现1 582口套损井，纵向上套损部位主要集中在嫩二底标准层(占套损井的18.9%)和萨一组(占23.6%)。切断标准层进水源头、合理控制平面压差是套损综合防治工作的关键：对分层注水井，均在射孔层段顶界深度的油、套管间下入保护封隔器，用以隔离注水层与标准层，并要求当发现最上一级配注层段(顶层)的吸水比例超过全井30%时，及时停注或控注该层段，避免注入水通过胶结不佳的固井水泥环上窜造成标准层进水；还采取调整井网、合理控制注水压差等措施来调整平面压差，防止出现憋压区域，从而防止和减缓油层套损。

1.2 测试资料反映的套损风险信息

套损检测是工程测井的一项重要内容[8]，侧重于描述套管技术状况，针对的是查套变、查窜漏及指导修井等工程问题，主要用于防止套损进一步加剧，较少用于套损预警。

由于套损与不合理注水强相关，注产剖面测井信息在套损预警中能起到关键作用。大庆油田现有3.5×104口注入井，注入剖面年监测井数约为水井数的43%。在分层注入井的油层部位，分层注入管柱以封隔器密封油管和套管之间的环形空间，把射孔层分隔成若干段。注入流体通过安装在油管上的配水器进入油、套管环形空间，然后进入各射孔层。大庆油田主要应用电磁流量测井、同位素五参数组合测井[9]、示踪相关测井[10]、氧活化测井[11]等技术监测注入剖面，测试资料不但能提供分层注入量的信息，还能提供封隔器失封、油套管漏失、套管外水泥环中窜流等测试异常信息[12-13]。现有6.2×104口油井，产出剖面年监测比例约为3.5%。注产剖面测井遇阻遇卡都提示有可能存在管柱变形。分层测压资料可用于分析平面上注采不均衡造成的憋压；此外分层测压验封还是对偏心注水井分层段验封的一种常用手段[14]。

1.3 套损三级预警标准

套损三级预警机制以注产剖面测井和压力测试的连续资料和综合分析为基础，重点关注嫩二底进水、压力异常、仪器遇阻遇卡、油套管漏失、水泥环窜槽等异常信息。通过调研采油厂套损治理的工作流程，利用测试资料建立了异常井数据库，见表1。

表1 依据测试资料制定的套损三级预警机制

根据表1，围绕消除套损隐患、降低套损风险的目标，按照可能导致油水井套损的风险程度，对10类25种异常信息划分出预警级别，把极可能导致套损或怀疑已经发生套损的定为“红色预警”、容易导致套损的定为“黄色预警”、有可能导致套损的定为“蓝色预警”。对测试异常信息分类的原则是，在横向上遵循轻重缓急原则，在纵向上遵循油水井井身结构(从内到外考虑流体、油管、管柱工具、套管、地层)的原则，涵盖所有可能存在的情况。

1.4 套损三级预警工作管理

在现场施工中如果发现异常，需要及时填写现场异常情况表，并与测试方案设计人员沟通，从加密测点、复测验证、精细解释和结合历年资料分析等方面考虑，确定是否需要调整测试方案。通过专家会诊，确定预警级别，并按照不同级别的预警反馈机制做好反馈工作，不定期对采油厂进行回访和跟踪后续措施效果。针对不同类型的预警级别，按不同标准进行处理。红色预警的井存在套损的可能性最大，需要即时反馈给采油厂，做好沟通和效果跟踪(是否采取作业、辅助测试等)；黄色预警的井，需要分析确定是否以其它辅助手段验证，要求5个工作日反馈给采油厂；蓝色预警的井，每个月进行一次反馈。

为了保证信息的准确性、及时性，在开发监测一体化平台上编制了异常信息处理模块。对测试过程中发现的窜漏等情况，通过平台自动向采油厂负责人员中石油邮箱和即时通(中石油企业微信)推送实时提醒信息，达到异常信息早发现、早预警、早控制的目的。

2 应用情况

2.1 总体应用效果

按照大庆油田开发事业部工作安排，5 a来发布测试异常信息18 971井次，保障油水井治理7 712井次，综合反馈治理率为40.7%，有效降低了套损风险，见表1。通过分析历年测试资料，对异常井进行分类、汇总和预测，可以有效避免套损的发生。统计表明，在连续2次测试中油层段遇阻的3 968口油水井中，随后验证测试发现有347口井存在漏失、窜槽或其它套损风险加重的异常，占比8.7%；跟踪416口封隔器失效的水井，治理措施保障了每天2.4×104m3合理注水。建议按照风险级别，加大排查、治理、管理力度。

2.2 红色预警案例

A井为一口分层注水井，注水层系为1 125.3 m以下的P11～P14(2)层，射开厚度16.6 m。2013年7月A井注水压力突降1.8 MPa。2015年7月30日对该井实施注入剖面相关流量测井，注入量为48 m3/d，注入压力为9.7 MPa；测井结果显示该井在890～910 m处存在套管漏失，48 m3/d的注入水全部从此处进入地层。采油厂依据测井结果，制定了后续的修井方案。2015年10月修井发现，889.5 m和898.0 m两处套管错断，最小通径均为105 mm，错断点位于套管接箍处，注入水沿接箍处错断点进入地层。该井所在区域套管错断井集中分布，依据套损严重程度，初步判断进水源在该井附近，注入水上窜到780 m附近嫩二底标准层，导致该区块成片套损，严重影响开发效果。回顾性分析该井2006年～2008年注入剖面五参数组合测井资料发现，在射孔层段顶部P11层以上，同位素曲线指示注水上窜，且上窜程度随时间逐渐加剧，最终导致套管漏失,如图1所示。