1、1王官屯油田套损与地质及开发因素的相关性研究摘要：王官屯油田由官 195、王 26-1、官 104、官 1、官 3 和王 27等区块组成，随着油田开发的深入，套损现象日趋严重，截止到 2011 年4 月，王官屯油田共有钻井 891 口，水井 341 口，油井 550 口。套损井有202 口，占该区总井数的 22.7%，其中油井套损占油井总数的 20%，水井套损占水井总数的 27%。本文结合油田实际，从套损规律研究入手，就套损与地质及开发因素的相关性进行论述，对找出该油田套损的主要原因，具有一定的现实意义。 关键词：套损形态 断层活动 上覆层 风化壳 一、王官屯油田套损规律研究 1.套损形态特征
2、 王官屯油田测量了大量的多臂井径成像和铅模，本研究仔细分析了多臂井径成像和铅模成果，将原有数据中部分套损形态进行重新厘定，修正并形成了王官屯油田套损数据库。对王官屯油田套损数据进行分析研究，将套损形态分为如下三类： 1.1 套管缩径 套管明显表现出在外挤力作用下产生的缩径特征，是泥岩水化引起套损的典型特征。 1.2 剪切变形和剪切错断 套管形态为典型的错断形态，同时错断口的上下都发生了塑性变形。2剪切变形或剪切错断是典型的地层界面滑动产生的。 1.3 套管漏失 套管腐蚀具有明显的点腐蚀特点，是典型的氧腐蚀特征。 从力学角度看，套管缩径是在径向挤压力的作用下发生的，剪切是由于地层滑动产生的，套漏
3、是由于腐蚀或其它力学原因产生的。王官屯油田套损形态以缩径为主，占已知套损类型井的 40.7%，套漏占 6.4%，剪切占 25.8%，不详占 27.1%。 2.套损规律分析 通过套损资料统计，旨在掌握套损分布规律，为套损研究指明方向。对于套损研究而言，统计是一个基本工作，贯串整个研究过程，此处是一些对套损的基本统计，内容包括： 油水井套损名义寿命分析 套损程度分析 套损深度分析 2.1 油水井套损名义寿命 将发现套损时间（T1）与完钻时间（或投产时间） （T0）之差定义为油水井套损名义寿命（T） 。即： T=T1-T0 之所以称为名义寿命，是因为这个时间不是套管真正的使用寿命。由于每口套损井都不
4、只一个套损点，故此次统计采用套损点为单位，而不是以井为单位，这更符合套损的实际情况。 王官屯油田套管的名义寿命频率分布，共统计了 104 个套损点。套3损名义寿命小于等于 10 年的套损点 135 个，占王官屯油田总套损点的57.4%；套损名义寿命在 26 年之间的套损点有 78 个，占王官屯总套损点的 33.2%；套损名义寿命小于等于 17 年的套损点有是 208 个，占王官屯总套损点的 88.5%。 分析表明，王官屯油田为非正常套损，有 57.4%的套损井服役小于10 年，并非套管到了真正的寿命，说明王官屯油田套损比较严重，应加强套损原因研究，为套损预防提供基础。 2.2 套损程度分析 定
5、义套管内径的相对变化率（R） 其中 R 为套损程度，Rs 为通径，即变形后的最小井径；Ri 为套管原始内径。 王官屯油田套损井通径落实的有 104 个套损点，套损程度小于等于12%的占总套损点的 80%。王官屯套损程度分析表明，套损程度不高，套损的发生是渐进式的，这和大庆油田嫩二底在短时间内（一个月左右）套损程度超过 40%70%（70%以上为错断）形成鲜明的对比。 2.3 套损的深度分析 王官屯油田全部套损井套损深度的频率分布中可以看出，在1400m2250m 为一套损深度高峰，占所有套损井的 53%，这个深度对应地质上对应的是馆陶组、东营组、沙河街组和孔一段，第二高峰为2450m3250m
6、 占所有套损点的 30.1%，馆陶组和沙河街组为风化壳，孔一段为王官屯油田的主力油层。 2.4 套损空间分布 4套损井在空间上的分布非常重要，通过空间上的分布规律研究，可以确定影响套损的地质因素（如构造、断层等） 。通过王官屯油田套损空间分布研究，得出如下结论： 2.4.1 套损井主要分布在官 104、官 195 和王 26-1 等区块，套损分布明显集中分在两个区带，区带 I 沿着孔东断层分布，区带 II 主要分布在王 26-1 和官 104 区块。 2.4.2 官 195 区块 60%的套损点沿着孔东断层面分布，说明断层活动是官 195 区块套损的主控因素。 2.4.3P110 套管主要在王
7、 26-1 区块损坏，且 95%以上分布在油层段。2.4.4 明化镇组、馆陶组和沙河街组等非油层部位套损（上覆层）分布在局部构造高点。馆陶组上覆层套损分布在孔东断层上盘的最高点和下盘最高点。 2.4.5 套损时间分布 通过套损随时间的演化分析，可以了解开发各个阶段套损发生情况。王官屯油田套损随时间演化分析，得出如下结论： 官 195 区块共计有套损点 46 个，在 20002007 年套损点 31 个，占该区块总套损点的 67.4%。王 26-1 区块共有套损点 38 个，均在20022010 年间套损。官 104 区块共计有套损点 22 个。套损时间集中发生在 20032008 年，共计 1
8、5 个，占该区总套损点的 68.2%。 以上统计表明，王官屯油田三个主要套损区块套损时间集中，官 195区块断层滑动在短时间内导致成片套损。而对于王 26-1 区块可能是由于5地层滑动导致成片套损，具体原因有待进一步分析。 二、王官屯油田套损地质及开发因素分析 1.套损与断层 断层活动引起套管损坏，而王官屯油田又是断块油田，断层非常发育，研究断层特征非常必要。 断层活动必须具备两个条件：一是断层面充分产生“润滑” ，有利于岩性活动，比如注入水进入断层面；二是断层两侧地应力不均，使岩块移动，比如断层两侧开采程度不同，地层压力不均等，其主要表现为断层附近井套损或生产井自喷，断层延伸至地表处冒砂冒水
9、。 王官屯油田共有断层 150 余条。根据各断层的发育历史、延伸长度、断距以及对油气成藏的控制作用大小等，将本区的断层分为二级、三级和四级3 个级别。 二级断层：孔东断层，为本区最重要的断层，它是始新世末期以来长期发育的二级断裂，为张扭性正断层。该断层位于工区中部，呈北东向纵贯全区，南东倾，在各目的层均有发育，平面上延伸长达 20km，最大垂直断距近 2000m。但在不同的部位断距也不尽相同。总的规律是：平面上中段断距较大、东北端和西南端断距较小；在垂向上越往深处断距越大（孔二段以上各层） 。剖面上中间缓（主要从沙三到枣段） ，上、下陡，呈坐椅状，且“坐椅”形态以断层中段的官 1 断块和官 3
10、 断块附近最明显，在断层的东北和西南端逐渐消失。 孔东断层开始活动约为孔二段沉积期，至明化镇沉积期基本停止活动。该断层对本区的沉积、油气演化和聚集起着重要控制作用，不仅是6油气二次运移的通道，也对油气的封堵和成藏有重要影响。 三级断层：该地区共发育有 7 条三级断层，它们的特点是断距相对较大（100-300m） ，延伸相对较长（大于 3.0km） ，为长期发育的同沉积断层。由于活动期为沙一段至孔二段，为油源断层，对三级构造带上圈闭形成及油气分布有重要的控制作用。官 902 井断层、王 5-1王 2 井三级断层近东西向展布，与孔东断层成锐角相交，对官 1、官 3 断块油气控制作用明显。王 24
11、井断层、王 19 井三级断层为官东构造带的控制断层，控制着官 104 断块、王 27 断块构造和油气分布。 四级断层：是发育最多的一组断裂，主要作用是控制局部流体分布与油气富集，是划分开发单元的重要依据。它的特点是断层规模小（长度一般小于 4km） 、断距小（垂直断距一般小于 100m） 、断面陡、一般活动期较短（主要活动期为孔一晚期-沙二期） ，控制小断块的流体分布和油气富集，使构造和油水关系进一步复杂化，影响开发效果。 王官屯油田官 195 区块共计有套损点 47 个，其中 28 个在断层面上套损，占总套损点的 59.6%，上覆层风化壳（明化镇组和沙河街组）占14.9%，油层段（Z3、Z4
12、 和 Z5）占 21.3%，其余为不详；官 142 区块共有6 个套损点，有 4 个发生在断层面上，占 66.7%；官 3 区块共有套损点 19个，有 7 个套损点在断层面上，占 36.8%；官 80 区块有 4 个套损点，其中 2 个发生在断层面上，占总套损井的 50%。由此说明，王官屯油田官195 区块在断层面上套损点数最多，沿着孔东断层断分布，断层滑动是官195 区块套损的主控因素。 2.套损地质层位 7通过套损综合图分析（203 口井，236 个套损点） ，王官屯油田上覆层套损点共有 63 个，占王官屯总套损点的 26.7%，油层部位 156 个套损点，占 66.1%，另有 7.2%的
13、套损位置不明确。 2.1 王官屯油田上覆层包括平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组。其中，明化镇组、馆陶组和沙河街组都存在不整合面。故而，将其统称为风化壳。在上覆层的套损点对应层位中，风化壳占主体，占总体上覆层套损点的 81%，其次为东营组 14.3%，平原组只有 3 个套损点，占 4.8%；王官屯油田油层部位以孔一段为主，套损主要分布在 z1-z5，占 80.1%； 2.2 王官屯油田王 26-1 区块共有套损点 38 个，其中油层部位占主体，共 31 个套损点，占总套损点的 81.6%，上覆层有 7 个，占该区块总套损点的 18.4%。上覆层中风化壳占主体，占上覆层总数的 57.1%
14、，占总套损点的 10.5%；油层部位集中分布 Z2Z5，占油层部位总套损点的 77.4%，占总套损点的 63.2%。 2.3 王官屯油田官 195 区块共有套损点 47 个，其中油层部位占主体，共 34 个套损点，占总套损点的 72.3%，上覆层有 12 个，占该区块总套损点的 25.5%。上覆层全部在风化壳上套损；油层部位集中分布 Z4 和 Z5，占油层部位总套损点的 79.4%，占总套损点的 57.4%。 3.套损对应的岩性 通过套损综合分析，王官屯油田油层部位的套损点对应的岩性中，泥岩对应 33 个套损点，占 21.4%。 ；砂岩对应 19 个套损点，占 12.3%；岩性界面 90 个套
15、损点，占 58.4%，还有 9.9%不明确。 8以上统计表明，王官屯油田岩性界面对应套损占主体，其次为泥岩，砂岩最少。 三、结论 1.地质因素研究表明，王官屯油田上覆层套损主要发生在风化壳内，占整个上覆层套损的 81%，因此，风化壳套损是王官屯油田上覆层套损的主体。 2.王官屯油田上覆层套损形态以剪切为主，占已知上覆层套损类型的 87.3%。上覆层套损原因是由于注入水通过错断井的断口进入风化壳中，当压力达到临界值时，风化壳上的地层发生局部滑动，从而使套管造成剪切损坏。 3.对于官 195 区块而言，由风化壳套损力学模型计算可知，保持风化壳稳定的压力为 15MPa，则断层上下盘的压差应小于 7M
16、Pa 为宜。实际上，官 195 区块平均静压只有 10.86MPa，压力系数仅为 0.59。而与之相邻的下降盘官 1 区块平均静压为 23.32MPa，压力系数仅为 0.94。上下盘的压差为 12.49MPa，由下图可知，井口压力保持在 5.9MPa 以下，才能保证断层稳定。而实际注水压力为 17.31MPa，因此导致了断层失稳滑动，造成官 195 区块在孔东断层上大量（近 60%）套损。 参考文献 1闫建文， 张玉荣， 刘建东，王凤祥.大港复杂断块油藏套损机理及预防对策J.大庆石油地质与开发，2011，29（1）：99-104. 2 李茂华，徐守余、牛卫东.套管损坏建模方法简述J.石油机械，2008，36（4）：77-78. 93 陈子光编，岩石力学性质与构造应力场M，1986. 4 赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册M.北京：中国石化出版社，2007：10-30 . 5万仁溥.采油工程手册M.北京：石油工业出版社，2003：10-15.
