【摘要】隨著海塔油田大面積開(kāi)發(fā)，油水井套損的趨勢(shì)逐漸加重。根據(jù)貝16興安嶺區(qū)塊套損井的情況，從區(qū)塊分布﹑巖性﹑射孔﹑注水開(kāi)發(fā)等不同方面進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，找出相應(yīng)的規(guī)律。結(jié)合蘇德?tīng)柼赜吞镉筒亻_(kāi)發(fā)概況，得出泥巖吸水膨脹、蠕變及滑動(dòng)造成套管損壞是蘇德?tīng)柼赜吞锾坠軗p壞的主要原因。明確套損原因可為后期預(yù)防與治理套損井提供了基礎(chǔ)。

【關(guān)鍵詞】套損 水化膨脹 壓差

1 蘇德?tīng)柼赜吞镓?6興安嶺區(qū)塊套損現(xiàn)狀

蘇德?tīng)柼赜吞镓?6區(qū)塊 2004年全面注水開(kāi)發(fā)以來(lái)，由于基質(zhì)滲透率低、 泥質(zhì)含量高等特點(diǎn)，套損較嚴(yán)重，套損井逐年增多，嚴(yán)重影響了油田注采結(jié)構(gòu)調(diào)整和注水開(kāi)發(fā)效果。2012年貝16興安嶺區(qū)塊新增套損井3口，累計(jì)套損井9口，占油水井總數(shù)的7.09%，其中油井4口，水井5口。大修共完成2口，修復(fù)2口，成功率為100%，2012年正在大修1口油井德104-204A。

2 蘇德?tīng)柼赜吞镓?6興安嶺區(qū)塊套損井特點(diǎn)

2.1 套損井類(lèi)型

興安嶺區(qū)塊套損的類(lèi)型以變形為主，變形點(diǎn)集中在油層部位。套損變形井5口，其中多點(diǎn)變形的井4口；錯(cuò)斷井1口（油井德102-225錯(cuò)斷、彎曲，已報(bào)廢）（表1）。

2.2 套損井分布特征

綜合各年套損井情況，在縱向分布上，其中興安嶺層套損井9口，射孔層段以上5點(diǎn)，射孔層段以?xún)?nèi)13點(diǎn)，射孔層段以下1點(diǎn)；統(tǒng)計(jì)19個(gè)套損點(diǎn)，其中泥巖 13 個(gè)，占套損點(diǎn)總數(shù)的68.42%（表2）。

3 貝16興安嶺區(qū)塊泥巖水化膨脹對(duì)套損的影響

粘土礦物的水化作用存在兩種水化機(jī)理、分為兩個(gè)階段：表面水化和滲透水化。表面水化不能引起明顯的體積膨脹；滲透水化是在粘土完成表面水化過(guò)程后，滲透水化作用體積可增加近20倍。

3.1 水化膨脹在Ⅰ﹑Ⅱ油組的具體應(yīng)用

興安嶺區(qū)塊Ⅰ﹑Ⅱ油組累計(jì)存水率Wf分別為91%﹑78%，說(shuō)明儲(chǔ)層中有大量的水（110446m³﹑100205m³），為泥質(zhì)膨脹提供了可能（圖1）。

4 在開(kāi)發(fā)調(diào)整中的各種矛盾影響套損的分析

4.1 注水強(qiáng)度高，在注多采少發(fā)育相對(duì)封閉地區(qū)形成高壓區(qū)，引起套損

在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中一般出現(xiàn)兩種情況引起壓差；一種是由于井網(wǎng)對(duì)砂體的控制程度較低，在水井周?chē)貐^(qū)易出現(xiàn)注大于采、有注無(wú)采的情況，形成局部憋壓。另一種是油井周?chē)壮霈F(xiàn)采大于注、有采無(wú)注的情況，形成局部低壓（圖2）。

5 結(jié)論

（1）泥巖水化膨脹形成非均質(zhì)載荷應(yīng)力對(duì)套管造成擠壓，是造成套管損壞的主要原因。

（2）隨著注水開(kāi)發(fā)油田的不斷深入，注采矛盾日益突出，在局部地區(qū)易形成高壓區(qū)，引起套損。

（3）非均勻背景的地層引起層間、平面、層內(nèi)三大矛盾，從而使得在注水過(guò)程中水驅(qū)前緣呈不規(guī)則長(zhǎng)條展布，產(chǎn)生非均質(zhì)載荷導(dǎo)致套損。

6 下步建議

（1）建立有效的注水驅(qū)動(dòng)體系，以有效降低注水壓力，減少憋壓區(qū)，探索從根本上減少套損的途徑。

（2）選擇合適該區(qū)塊的防膨劑，努力使注入水與地層水配伍，盡最大可能減小水化膨脹的程度。

（3）從套損井分布特征來(lái)看主要發(fā)生在射孔段內(nèi)，由于開(kāi)采時(shí)對(duì)套管的射孔，降低了套管的原有鋼級(jí)特性，因此可以考慮在固井時(shí)使用鋼級(jí)特性更強(qiáng)的油層套管。

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作者簡(jiǎn)介

余攀，男，1985年1月9日出生，2008年畢業(yè)西南石油大學(xué)，現(xiàn)在大慶油田海拉爾勘探開(kāi)發(fā)指揮部貝16作業(yè)區(qū)，助理工程師。