北北块一区萨一组套损区注入参数研究

陈展业

摘 要：在喇嘛甸油田北北块一区过渡带的三次加密井网部署过程中，方案设计新井104口（采油井103口，注入井1口），采油井转注51口，开采层位为萨葡油层。其中萨一组平均钻遇厚度比例为16.4%，平均射开厚度比例占全井的29.1%，所占比例比较大。为了防止该区块萨一组油层再次发生大面积成片套损，搞清北北块一区三次加密注水井萨一组油层的合理注入参数是非常必要的。文章通过对该区1995年以来投注的二次加密注水井以及2002年投注外扩井的注水压力、注水强度分析，得出北北块一区萨一组套损区温和恢复注水的方法，有效指导了该区块三次加密井转注投产工作。

关键词：北北块一区；套损区；注水压力；注水强度

前言

北北块一区过渡带位于喇嘛甸油田北北块东部，喇7-9井与喇7-12井连线以东的过渡带范围，含油面积10.14km2，开采油层为萨、葡油层地质储量4015.7×104t。一方面萨一组是三次加密调整的主要对象；另一方面该区块内萨一组套损严重，按套损区以内及边部600m范围套损层段全部停注的原则，该区块内萨一组油层停注井将占全区的77.5%。

1 北北块一区过渡带地质特征及套损状况分析

1.1 过渡带萨一组地质特征

1.1.1 储层沉积特征

过渡带萨一组属于三角洲相沉积，整体上以席状砂体沉积为主，钻遇率一般在10%左右。有的条带性明显，断续分布为主，宽度一般在150-600m之间，有的厚砂体呈坨状分布。泥岩在平面上也相对发育，占有一定的比例，钻遇率一般在30-45%之间，泥岩在平面上的发育，为流动单元划分奠定了基础，即泥岩在平面上完全可作为绝对的渗流屏障或流动单元边界，为分析井组的有效注采关系和跟踪调整奠定了基础。

1.1.2 储层连通特征

北北块SI1～2沉积单元大部分以席状砂沉积为主，水下河道砂不发育，砂体之间的连通性比较差；而SI3、4+5沉积单元在发育席状砂同时，还发育一定规模的水下河道砂，因而砂体连通状况相对要好于SI1～2沉积单元，砂体发育规模、孔、渗等参数也要好于SI1～2单元。

1.1.3 萨一组动用状况

北北块一区过渡带萨一组地质储量为488.8×104t。从水淹级别上看，萨一组各沉积单元以低未水淹为主，占92.68%；从动用状况上看，萨一组各沉积单元采出程度不高，仅为27%，剩余潜力比较大。

1.2 新钻井油层发育及射孔情况

目前，北北块一区过渡带三次加密104口新井已全部完钻。从厚度发育状况上来看，平均单井钻遇砂岩厚度38.2m，有效厚度27.6m，其中萨一组油层平均单井钻遇砂岩厚度6.3m，有效厚度3.3m。从射孔情况上来看，平均单井射开砂岩厚度23.5m，有效厚度16.0m，其中萨一组油层全部射孔，平均单井射开砂岩厚度6.8m，有效厚度3.3m。

该区块萨一组油层平均单井钻遇砂岩厚度占总砂岩厚度的16.4%，砂岩厚度比例由一条带的11.9%逐渐增大到四条带的26.7%。从射孔情况上看，萨一组平均单井射开砂岩厚度占总射开厚度的29.1%，由一条带的27.2%逐渐增加到四条带的34.9%，可见，萨一组是三次加密调整的主要对象。

1.3 过渡带萨一组开采状况

在以前对过渡带萨一组进行开发时，通过对萨一组油层中的40口注水井中的27口进行停注来对区域萨一组油层套情况进行有效预防，停注时将停注砂岩厚度控制在188.3m，占射开厚度的71.3%。目前萨一组未停注的13口注水井，平均单井实际折算有效厚度4.1m，平均单井注入压力为11.9MPa，日实注水量38.9m3，折算有效厚度注入强度9.6m3/d·m。

1.4 过渡带套损情况

北北块一区过渡带共发现套损井49口，其中95年以前共套损4口井，二次加密井投产后，自95年以来共发现套损井45口。套损井中采油井23口，注水井27口。其中上覆地层套损井5口，均为注水井，其中4口外漏，1口变形（其中4口已修复，1口侧钻）；嫩二段套损2口，也都是注水井，均为错断（2口均修复）；萨零组～萨II4油层共套损38口，采油井19口，其中变形18口，错断1口（10口已修复），注水井19口，其中变形10口，错断3口，破裂5口，拔不动1口（7口已修复，8口已报废，4口侧钻）；萨II5+6～萨III组套损井3口，均为油井，其中2口变形，1口破裂（1口已报废）；葡II组套损1口，为采油井，套损类型为变形。

2 萨一组油层合理注入参数确定

在对萨一组油层注入参数进行确定时，可能参照历年来北北块一区二次回密井历年的注入资料，同时还要与外扩井的注入情况进行有效的结合，从而对萨一组油层注水的压力和强度进行合理分析和研究，从而将具体参数确定下来。

2.1 注水压力分析

从大庆喇、萨、杏油田历年平注水压力与套管损坏井数关系统计结果可以看出：注水压力与套管损坏速度具有明显的相关性。石油大学（北京）对大庆油田套管受位移性载荷与注水压力及地质构造等因素的关系理论计算研究表明“当井口注入压力为10MPa时，位移性载荷很小，不足以引起套损；当井口注入压力为12MPa时，在构造轴部足以引起套变甚至错断；当注入压力升至14MPa时，拉伸位移达5.7～9.6cm，横向错切位移1.5～6.4cm，必然要导致套损”。北北块地区注水压力偏高，大部分井的注水压力都在12 MPa以上，因此极易损坏套管。

统计表明：二次加密萨一组油层套损井平均破裂压力为14.6MPa，在一定时间内保持相对较高的注入压力水平，特别是在套损前第二年，注入压力集中在12.5MPa以上时间为7.7个月，比未发生套损二次加密注水井多3.7个月。

2.2 注水强度分析

注水时的注入压力在某种意义上直接决定了注入的强度，所以通过对套损井和非套损井萨一组的停注前进行分析，同时还要综合非套损萨一组正常注入的这34口二次加密井的注入压力及注入强度，将这些数据综合在一起进行分析后来对注水压力与注水强度关系图版进行制定。

从注水压力与注水强度关系图上看，萨一组油层折算有效厚度的注水强度应控制在9.0m3/d·m以下，注水压力控制在12.5MPa以下（如图1）。

图1

根据上述几点分析，认为萨一组油层可以缓慢恢复注水，但必须严格控制注水强度和注水压力，以防止套损区面积的扩大。研究初步认为萨一组油层注水强度控制在5.0m3/d·m以下，注入压力控制在12.5Mpa以下。

3 结束语

北北块一区过渡带萨一组钻遇砂岩厚度比例较大，水淹级别及采出程度较低，是开发调整的主要对象之一；同时萨一组油层由于每一个沉积单元都发育少量的水下河道砂体，相对来讲具有较好的连通性，所以可以对其注水进行温和恢复，同时在恢复注水过程中还需要对注水的强度和压力进行严格的控制，将压力控制在12.5MPa以下为宜，通过对有效厚度进行折算后，其注水强度以保证在5.0m3/d·m以内为最佳。

参考文献

[1]徐平章，李斯忠.喇嘛甸油田套管损坏原因及防治措施研究[C]//喇嘛甸油田开发论文集（1973-1993）.

[2]刘雨辰.注水井地层压力水平与套损井的关系[C]//喇嘛甸油田开发论文集（1973-1993）.