李 琴 （中石油大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江大慶163511）

“七五”以前，XX開發(fā)區(qū)因高壓注水，導致薩Ⅱ1～4砂巖組套管損壞比較嚴重。因此，從1988年開始，純油區(qū)新投入開發(fā)的注水井該層不射孔，采油井射孔泄壓；并陸續(xù)對純油區(qū)內(nèi)該油層射孔的注水井單卡停注，導致該油層有采無注，動用程度相對較低。為了使這部分儲量重新得到較好的動用，并且不引發(fā)新的套損，開展了薩Ⅱ1～4油層恢復注水可行性研究。

1 薩Ⅱ1～4儲層沉積及巖性特征

XX開發(fā)區(qū)，薩Ⅱ1～4砂巖組可細分為9個沉積單元，均屬三角洲外前緣相沉積［1］，外前緣Ⅰ～Ⅳ類儲層分別有1個、3個、4個、2個。

通過巖芯描述，薩Ⅱ1～4層段可歸類出3種砂巖：灰白色鈣質(zhì)細砂巖，棕黃色含油或油浸中細砂巖，灰黃色油斑、油跡粉砂巖；4種泥巖：灰綠色泥巖、灰色－深灰色泥巖、灰－灰綠色粉砂質(zhì)泥巖、灰黑色生物屑泥巖。

2 薩Ⅱ1～4油層套損狀況及分布特點

2.1 薩Ⅱ1～4油層套損狀況

截止2012年底，該油層共有套損井398口，占全區(qū)套損井總數(shù)的14.9%?；A井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)的套損井為355口，占該油層套損井總數(shù)的89.2%。

2.2 薩Ⅱ1～4油層套損井空間分布特點

1）平面上 套損井主要分布在構(gòu)造軸部地層傾角較大的地區(qū)，共219口井，占該油層套損井數(shù)的55.1%；另外在純油區(qū)與過渡帶交界處有60口井，占15.1%。

2）縱向上 薩Ⅱ1～4油層由上至下逐漸減少，薩Ⅱ1層套損井相對較多，有159口，占薩Ⅱ1～4層位套損井數(shù)的40.0%；薩Ⅱ4層套損井相對較少，有59口，占薩Ⅱ1～4層位套損井數(shù)的14.9%。

2.3 薩Ⅱ1～4油層套損時間分布特點

該層段1988年開始停注，2000年純油區(qū)內(nèi)基本全部停注，統(tǒng)計2000年以前年平均套損井數(shù)12.0口，1999年以后年平均套損井數(shù)增加到16.6口。年平均增加4.6口。

3 薩Ⅱ1～4油層套損機理研究

3.1 薩Ⅱ1～4油層巖石礦物學特征

1）巖芯觀察描述 通過巖心觀察描述，薩Ⅱ1～4層段主要發(fā)育三角洲外前緣薄層砂巖和湖相泥巖，它們多是間互沉積，只有少數(shù)層位是席狀含油砂巖。油層多數(shù)為油斑油跡砂巖與泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖不均勻互層。地層中發(fā)育生物鈣層。

2）砂巖、泥巖巖礦鑒定 通過對3種砂巖、4種泥巖進行巖石礦物相對含量分析，得出砂巖骨架顆粒成分主要為石英碎屑，膠結(jié)類型為方解石連晶膠結(jié)；泥巖粘土礦物總量的平均含量在35%～50%之間。通過X衍射粘土礦物相對含量分析均不含蒙脫石，伊蒙混層含量在65%～86%之間，水化試驗未發(fā)現(xiàn)泥巖吸水膨脹現(xiàn)象。得出薩Ⅱ1～4層段的泥巖遇水不蠕變，吸水不膨脹。

3.2 薩Ⅱ1～4油層套損地質(zhì)機理

1）油層段套損地質(zhì)體模式 根據(jù)沉積相分析，薩Ⅱ組油層沉積處于多變的三角洲外前緣相帶上，地質(zhì)體特征極其復雜。利用多臂井徑，并結(jié)合系統(tǒng)的巖芯觀察與巖石礦物學鑒定，對油層段套損地質(zhì)體模式總結(jié)出4類，即：厚泥厚砂、厚泥薄砂、薄泥薄砂、鈣泥界面。

2）地層傾角大小對地層穩(wěn)定性的影響 地層傾角大小是決定地層穩(wěn)定性的重要地質(zhì)因素之一，特別是在巖層薄弱的界面上受外力作用或重力作用都可能使地層失穩(wěn)發(fā)生滑動或錯動。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，地層傾角越高的區(qū)，套損率越高，特別是在斷層附近，構(gòu)造轉(zhuǎn)折端地層傾角較高地帶，套損率明顯高。在兩翼低緩地區(qū)，地層傾角在1～3°之間時，套損率約6%左右；地層傾角超過5°時，套損率急劇增高，達到20%以上；地層傾角超過10°時，套損率更高，達到40%以上。

3.3 開發(fā)動態(tài)因素對套損的影響特征

1）注水壓力對套損影響 注水壓力的變化與套管損壞的速度密切相關［2］。當注入壓力低于原始地層壓力時，地層處于穩(wěn)定狀態(tài)，沒有套損井；當注入壓力超過油層上覆巖壓時，地層處于失穩(wěn)狀態(tài)，套損井數(shù)劇增，套損形勢呈遞增趨勢；當注入壓力處于原始地層壓力和油層上覆巖壓之間時，地層處于穩(wěn)定和失穩(wěn)之間，套損井數(shù)下降，套損形勢呈穩(wěn)中下降趨勢。

XX開發(fā)區(qū)薩Ⅱ1～4油層注水壓力變化與套損關系如圖1所示。從圖1中可以看出，注入壓力低于原始地層壓力時，套損趨勢處于穩(wěn)定狀態(tài)，但對油田開發(fā)不利，產(chǎn)量遞減速度過快；因此，要想控制套損速度又能減少產(chǎn)量遞減，必須將注入壓力穩(wěn)降到油層上覆巖壓和原始地層壓力之間，并保持穩(wěn)定，同時注意注采調(diào)整時區(qū)塊間的壓力平衡。

圖1 XX開發(fā)區(qū)薩Ⅱ1～4油層注水壓力變化與套損關系

2）有采無注造成地層欠壓導致套管損壞 由于XX地區(qū)純油區(qū)內(nèi)高壓注水使薩Ⅱ1～4油層地層抬升，注水井停注時間較長，油井薩Ⅱ1～4油層持續(xù)開采泄壓，有采無注，造成地層欠壓導致套管損壞。統(tǒng)計純油區(qū)內(nèi)有12口井因此套損。

3）注大于采造成地層憋壓導致套管損壞 由于XX地區(qū)東、西過渡帶薩Ⅱ1～4油層是主產(chǎn)層，注水井未單卡停注，部分井區(qū)因地層條件變差易形成注大于采，造成地層憋壓，導致套管損壞。統(tǒng)計有3口井因此導致套管損壞。

4 薩Ⅱ1～4油層剩余油潛力分析

4.1 薩Ⅱ1～4儲層發(fā)育情況

該油層發(fā)育最好的薩Ⅱ3－2小層屬外前緣Ⅰ類儲層，砂體鉆遇率為98.8%，以主體薄層砂為主，鉆遇率為39.3%，以非主體薄層砂、表外儲層為輔，砂體鉆遇率分別占30.4%、25.5%；發(fā)育較差的油層是薩Ⅱ4－2，屬外前緣Ⅳ類儲層，油層鉆遇率僅為28.1%。

4.2 薩Ⅱ1～4儲量分布情況

薩Ⅱ1～4油層地質(zhì)儲量6347.34×104t，占全區(qū)的9.75%。其中，表內(nèi)儲層地質(zhì)儲量4259.06×104t，表外儲層地質(zhì)儲量2088.28×104t。

4.3 薩Ⅱ1～4油層動用程度分析

1）薩Ⅱ1～4油層射孔情況 從目前射孔情況看，油井射開的井數(shù)比例為88.14%，注水井射開的井數(shù)比例只有25.91%；油井射開厚度的比例接近60%，而注水井射開厚度的比例僅為16%。

2）薩Ⅱ1～4油層水淹及剩余油分布情況 從XX開發(fā)區(qū)近期2口取心井的油層水洗狀況看，薩Ⅱ1～4油層以中、低水洗為主。從不同級別有效厚度水洗狀況看，有效厚度1.1～1.9m的油層，水洗程度以中水洗為主，采出程度23.3%；有效厚度0.5～1.0m的油層，水洗程度以中水洗為主，采出程度26.2%；有效厚度＜0.5m的油層，水洗程度以中水洗為主，采出程度26.8%，表外層水洗程度最差，采出程度只有5.1%。

3）薩Ⅱ1～4油層潛力狀況 從X區(qū)塊的數(shù)值模擬結(jié)果看，薩Ⅱ1～4油層的采出程度只有33.91%，比薩Ⅱ5－1～16低12.83%。因此，薩Ⅱ1～4油層存在較大的開發(fā)調(diào)整潛力。

5 認識及結(jié)論

（1）薩Ⅱ1～4油層不含遇水膨脹的蒙脫石，通過水化試驗也未發(fā)現(xiàn)泥巖吸水膨脹現(xiàn)象，恢復注水后不會導致套損加劇。

（2）套損的地質(zhì)因素主要是薄泥薄砂、鈣泥界面及地層傾角，通過巖石力學測試表明，泥巖，鈣質(zhì)砂巖的抗壓強度和抗剪強度最高，與其他巖性接觸時，因力學強度差大而不穩(wěn)定。地層傾角大小是決定地層穩(wěn)定性的內(nèi)在地質(zhì)因素之一，地層傾角越大，地層的穩(wěn)定性越差。

（3）高壓注水及注采不平衡是導致薩Ⅱ1～4油層套損的主要開發(fā)因素。

（4）薩Ⅱ1～4油層組存在較大的剩余油潛力，從XX開發(fā)區(qū)近期的2口取心井的油層水洗狀況及采出程度和X區(qū)塊的數(shù)值模擬結(jié)果看薩Ⅱ1～4油層存在較大的剩余油潛力。

（5）薩Ⅱ1～4油層在合理注水壓力及注采平衡的條件下可以恢復注水。