1、套损区注采系统完善效果分析摘 要对大庆油田套管损坏原因的分析表明，超压注水、注采不平衡导致泥岩、页岩浸水和层间压力差异大是引起套损的主要原因。针对套损情况，从确保套管承载能力和降低套管所受外部载荷两个方面系统地提出了在套管井寿命周期内和油田开发全过程中的套损预防对策。实践表明，提高套管强度和质量、提高固井质量和应用防窜、封窜技术是预防套损的根本，通过注采系统调整合理注水，降低不均衡层间压差是预防套损的关键。 关键词套损，注采系统，套管强度，封窜，合理注水 中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）12-0128-01 1、前言 大庆油田 A 开发区在开发过
2、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。 2、套管损坏成因、特点及对油田的影响 2.1 套管损坏成因和特点 2.1.1 非油层部位套损 主要集中在嫩二段底部油页岩。该层套损主要原因：与岩性有一定的关系。嫩二底有
3、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。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。错断嫩二底套损特点为“四个集中”：一是套损井平面分布集中，二是套损层位集中，三是套损时间集中，四是套损类型集中。 2.1.2 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如下： 2.2.2 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 2.2.
4、3 注水井因套管损坏导致注水质量变 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%。 2.2.4 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。 3、套损区注采系统完善分析 3.1 A1 区采取整体更新调整完善分析 3.1.1 整体进行更新调整 为了防止更新调整后再次出现套损加剧的情况，采取了以下措施： （1）在钻井、射孔过程中，油层部位全部下入粘砂套管，易套损的嫩二段不封固，射孔前清水试压 12MPa，注水井萨1-4 层不射孔。
5、（2）钻更新调整井前，对嫩二底变形的注水井停注 4 口；对井况不清井关井 17 口；对井况正常井的萨1-4 层实施单卡停注。 （3）搞好新井试注工作，保护封隔器不密封不允许注水。试注井采取分批投注，注水量分步到位，逐步提高注水强度，区块注采比不超1.2。 3.1.2 实施二次加密调整 1999 年，该区全面进行了二次加密调整。在井网部署上采用五点法布井方式。共布井 219 口。加密调整后油水井数比由 2.00 下降至 1.90。 3.2 A2 区采取分步更新、侧斜完善分析 3.2.1 以中间井排为轴线逐渐向两侧更新调整 A2 区从嫩二底成片套损分布情况看，该区中间井排井套损时间发生最早，套管损
6、坏程度最为严重，使中间井排注水井被迫全部关井。这样使本来油水井数比偏高的二次加密井和一次加密井的萨尔图层系的注采系统变得更加不完善。因此，在更新、侧斜时，首先考虑完善中间注水井排，共计更新注水井 4 口，侧斜井 1 口，治理后全部开井。与此同时，我们又以中间井排为轴线向两侧逐步更新 4 口注水井。 3.2.2 开展萨尔图层系注采系统调整试验 1999 年，我们在该区开展了葡42 及以下层系的注采系统完善试验。对 2 口葡42 及以下层系的注水井补开萨尔图油层。注采系统调整后，使井区萨尔图油层采收率提高了 1.13 个百分点。 3.2.3 以“防治结合，以防为主”的原则搞好注水井大修 该区注水井
7、大修 22 口。为了防止嫩二底套损进一步加剧，对 9 口井修后没有恢复注水；对恢复注水的 13 口井，配注压力降低 0.5MPa；注水后进行定期的同位素找漏。 3.2.4 注采系统得到恢复之后，局部更新、侧斜采油井 采油井更新、侧斜选井上形成了以下原则：一是选择套损形势已经稳定的井区。二是选择局部微幅度构造相对较高、剩余油相对富集的井区。三是纵向上选择目的层钻遇率较高的井。四是平面上与周围注水井连通比例较高的井。 3.2.5 加大修井新工艺的应用力度，提高修复率 1999 年，该区首先开展了套损区综合防治现场试验。应用小通径套损井整形扩径组合钻具修井技术、爆炸整形工艺技术、密封加固工艺技术、深
8、部取套技术、侧斜井工艺技术等新工艺新技术，努力提高修井成功率。大修 60 口井，修复 54 口，修复率为 90.0%。 3.2.6 在套损区稳定后加大了更新、侧斜力度 2000 年以来，根据该区套损井井壁坍塌、井下落物卡井眼及套损深度大且套损点多的实际，加大了油水井更新、侧斜力度。 3.2.7 钻二次加密补充井完善注采系统 该区二次加密补充井部署总原则是针对剩余油平面分布的不均匀性，井位设计应对原井网剩余油分布及井网特点进行考虑，油井部署在剩余油密集部位，注水井立足套损区现有工作井网，根据完善注采关系的需要部署界限可适当放宽。共布油水井 19 口，使该井区注采关系得以进一步完善。 4、套损区注
9、采系统完善效果 4.1 注采系统不断完善 A1 区注采系统完善后，油水井数比由完善前的 3.32 降低到了 1999年的 2.00，二次加密后进一步降至 1.90，开发效果不断改善。 4.2 可采储量、采油速度提高 A1 区更新和二次加密调整后，可采储量分别增加 126104t 和149.87104t。采油速度由更新调整前的 0.80%上升至目前的 1.60%。 4.3 地层压力回升 A2 区注采系统完善后总压差由-1.91MPa 回升到-0.89MPa。 4.4 产量自然递减率下降，综合含水上升减缓 A3 区治理后，油水井数比由 1.97 调整到了 1.55，年自然递减减缓 1.2个百分点，年均综合含水上升值减缓 0.5 个百分点。另外，套损井数明显得到控制，年套损率由 1999 年的 10.41%连续三年控制在 4%以内。 5、结论 1、套损区的注采系统完善工作，要充分结合区块的开发状况，开发潜力，制定出适合的模式。 2、现阶段套损区注采系统完善工作要采取加密调整、钻补充井、转注、更新等协同模式进行治理。 3、对套损发展趋势快的区块，要尽快进行注采系统调整工作，控制套损的发展。
