北北塊一區薩一組套損區注入參數研究

陳展業

摘 要：在喇嘛甸油田北北塊一區過渡帶的三次加密井網部署過程中，方案設計新井104口（采油井103口，注入井1口），采油井轉注51口，開采層位為薩葡油層。其中薩一組平均鉆遇厚度比例為16.4%，平均射開厚度比例占全井的29.1%，所占比例比較大。為了防止該區塊薩一組油層再次發生大面積成片套損，搞清北北塊一區三次加密注水井薩一組油層的合理注入參數是非常必要的。文章通過對該區1995年以來投注的二次加密注水井以及2002年投注外擴井的注水壓力、注水強度分析，得出北北塊一區薩一組套損區溫和恢復注水的方法，有效指導了該區塊三次加密井轉注投產工作。

關鍵詞：北北塊一區；套損區；注水壓力；注水強度

前言

北北塊一區過渡帶位于喇嘛甸油田北北塊東部，喇7-9井與喇7-12井連線以東的過渡帶范圍，含油面積10.14km2，開采油層為薩、葡油層地質儲量4015.7×104t。一方面薩一組是三次加密調整的主要對象；另一方面該區塊內薩一組套損嚴重，按套損區以內及邊部600m范圍套損層段全部停注的原則，該區塊內薩一組油層停注井將占全區的77.5%。

1 北北塊一區過渡帶地質特征及套損狀況分析

1.1 過渡帶薩一組地質特征

1.1.1 儲層沉積特征

過渡帶薩一組屬于三角洲相沉積，整體上以席狀砂體沉積為主，鉆遇率一般在10%左右。有的條帶性明顯，斷續分布為主，寬度一般在150-600m之間，有的厚砂體呈坨狀分布。泥巖在平面上也相對發育，占有一定的比例，鉆遇率一般在30-45%之間，泥巖在平面上的發育，為流動單元劃分奠定了基礎，即泥巖在平面上完全可作為絕對的滲流屏障或流動單元邊界，為分析井組的有效注采關系和跟蹤調整奠定了基礎。

1.1.2 儲層連通特征

北北塊SI1～2沉積單元大部分以席狀砂沉積為主，水下河道砂不發育，砂體之間的連通性比較差；而SI3、4+5沉積單元在發育席狀砂同時，還發育一定規模的水下河道砂，因而砂體連通狀況相對要好于SI1～2沉積單元，砂體發育規模、孔、滲等參數也要好于SI1～2單元。

1.1.3 薩一組動用狀況

北北塊一區過渡帶薩一組地質儲量為488.8×104t。從水淹級別上看，薩一組各沉積單元以低未水淹為主，占92.68%；從動用狀況上看，薩一組各沉積單元采出程度不高，僅為27%，剩余潛力比較大。

1.2 新鉆井油層發育及射孔情況

目前，北北塊一區過渡帶三次加密104口新井已全部完鉆。從厚度發育狀況上來看，平均單井鉆遇砂巖厚度38.2m，有效厚度27.6m，其中薩一組油層平均單井鉆遇砂巖厚度6.3m，有效厚度3.3m。從射孔情況上來看，平均單井射開砂巖厚度23.5m，有效厚度16.0m，其中薩一組油層全部射孔，平均單井射開砂巖厚度6.8m，有效厚度3.3m。

該區塊薩一組油層平均單井鉆遇砂巖厚度占總砂巖厚度的16.4%，砂巖厚度比例由一條帶的11.9%逐漸增大到四條帶的26.7%。從射孔情況上看，薩一組平均單井射開砂巖厚度占總射開厚度的29.1%，由一條帶的27.2%逐漸增加到四條帶的34.9%，可見，薩一組是三次加密調整的主要對象。

1.3 過渡帶薩一組開采狀況

在以前對過渡帶薩一組進行開發時，通過對薩一組油層中的40口注水井中的27口進行停注來對區域薩一組油層套情況進行有效預防，停注時將停注砂巖厚度控制在188.3m，占射開厚度的71.3%。目前薩一組未停注的13口注水井，平均單井實際折算有效厚度4.1m，平均單井注入壓力為11.9MPa，日實注水量38.9m3，折算有效厚度注入強度9.6m3/d·m。

1.4 過渡帶套損情況

北北塊一區過渡帶共發現套損井49口，其中95年以前共套損4口井，二次加密井投產后，自95年以來共發現套損井45口。套損井中采油井23口，注水井27口。其中上覆地層套損井5口，均為注水井，其中4口外漏，1口變形（其中4口已修復，1口側鉆）；嫩二段套損2口，也都是注水井，均為錯斷（2口均修復）；薩零組～薩II4油層共套損38口，采油井19口，其中變形18口，錯斷1口（10口已修復），注水井19口，其中變形10口，錯斷3口，破裂5口，拔不動1口（7口已修復，8口已報廢，4口側鉆）；薩II5+6～薩III組套損井3口，均為油井，其中2口變形，1口破裂（1口已報廢）；葡II組套損1口，為采油井，套損類型為變形。

2 薩一組油層合理注入參數確定

在對薩一組油層注入參數進行確定時，可能參照歷年來北北塊一區二次回密井歷年的注入資料，同時還要與外擴井的注入情況進行有效的結合，從而對薩一組油層注水的壓力和強度進行合理分析和研究，從而將具體參數確定下來。

2.1 注水壓力分析

從大慶喇、薩、杏油田歷年平注水壓力與套管損壞井數關系統計結果可以看出：注水壓力與套管損壞速度具有明顯的相關性。石油大學（北京）對大慶油田套管受位移性載荷與注水壓力及地質構造等因素的關系理論計算研究表明“當井口注入壓力為10MPa時，位移性載荷很小，不足以引起套損；當井口注入壓力為12MPa時，在構造軸部足以引起套變甚至錯斷；當注入壓力升至14MPa時，拉伸位移達5.7～9.6cm，橫向錯切位移1.5～6.4cm，必然要導致套損”。北北塊地區注水壓力偏高，大部分井的注水壓力都在12 MPa以上，因此極易損壞套管。

統計表明：二次加密薩一組油層套損井平均破裂壓力為14.6MPa，在一定時間內保持相對較高的注入壓力水平，特別是在套損前第二年，注入壓力集中在12.5MPa以上時間為7.7個月，比未發生套損二次加密注水井多3.7個月。

2.2 注水強度分析

注水時的注入壓力在某種意義上直接決定了注入的強度，所以通過對套損井和非套損井薩一組的停注前進行分析，同時還要綜合非套損薩一組正常注入的這34口二次加密井的注入壓力及注入強度，將這些數據綜合在一起進行分析后來對注水壓力與注水強度關系圖版進行制定。

從注水壓力與注水強度關系圖上看，薩一組油層折算有效厚度的注水強度應控制在9.0m3/d·m以下，注水壓力控制在12.5MPa以下（如圖1）。

圖1

根據上述幾點分析，認為薩一組油層可以緩慢恢復注水，但必須嚴格控制注水強度和注水壓力，以防止套損區面積的擴大。研究初步認為薩一組油層注水強度控制在5.0m3/d·m以下，注入壓力控制在12.5Mpa以下。

3 結束語

北北塊一區過渡帶薩一組鉆遇砂巖厚度比例較大，水淹級別及采出程度較低，是開發調整的主要對象之一；同時薩一組油層由于每一個沉積單元都發育少量的水下河道砂體，相對來講具有較好的連通性，所以可以對其注水進行溫和恢復，同時在恢復注水過程中還需要對注水的強度和壓力進行嚴格的控制，將壓力控制在12.5MPa以下為宜，通過對有效厚度進行折算后，其注水強度以保證在5.0m3/d·m以內為最佳。

參考文獻

[1]徐平章，李斯忠.喇嘛甸油田套管損壞原因及防治措施研究[C]//喇嘛甸油田開發論文集（1973-1993）.

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