杏南开发区单井套损开发影响因素分析

卢继源，朱志香

(1. 大庆油田勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712； 2. 大庆油田第五采油厂，黑龙江 大庆 163712)

油水井套管损坏一直是困扰老油田开发的难题[1-3]，随着开发的不断深入，开发方案调整、酸化、压裂改造措施等，都对套管使用寿命造成不同程度的影响。大庆油田杏南开发区自20世纪70年代发现套损井，之后油田套损井数逐年增加，截止2017年年底，累计套损井占投产井数比例达到32.9%。油水井套损影响油田产量的同时，套损井修复更是需要花费大量资金，套损的发生严重影响油田开发经济效益，套损预防成为油田急需解决的问题[4-7]。

国内外大量学者对油水井套管损坏机理进行了研究。胡博仲等[8]指出嫩二段标准层进水并形成浸水域是导致成片套损的基本因素。张先普等[9]验证了地应力引起的岩石塑性流动是导致套管变形，并建立套管变形的力学模型，提出了防止套管变形的方法。周延军等[10]建立了支持向量机套损预警模型。姜雪岩等[11]利用确定性系数方法对套损地质因素风险进行评价。但在套损防控方面，国内外文献多从套损机理出发，提出预防套损措施的方向，应用中操作性较弱。本文采用大数据挖掘的方法，优选与套损相关性强的开发指标，建立指标与套损相关性曲线，给出了研究区降低套损发生几率的开发指标调控界限，利用综合模糊评价方法建立了多指标套损风险评价方法，特高风险井历史数据验证符合率达到70%以上，可以作为油田套损风险筛查依据，同时划分了单井套损风险级别，使套损风险筛查由定性到定量。

1　开发因素套损预警指标筛选

开发因素是导致套损的外因，基于对套损机理和影响因素复杂性的认识，总结了开发因素对套损影响的“强度、幅度、累积、结构、滞后”五个效应。

强度效应，指开发指标的大小对套损的影响。如注水强度指标，单井注水强度大小对套损会产生影响，当注水强度超出岩石承受能力后，引起局部应力变化诱发套损。

幅度效应，指单位时间内开发指标的变化幅度对套损的影响。例如单井注采比年变化幅度指标，如果指标在阶段时间内发生急剧的变化，局部压力急剧升高或降低，压力不均衡造成套损。

累积效应，指某时段内开发指标累积量对套损的影响。若某一指标瞬时超标，对套损影响程度会较低，需要达到一定的累积量诱发套损。

结构效应，指开发指标内部构成的差异性或同一开发指标在空间上的差异性对套损的影响。

滞后效应，指标变化一段时间后延迟对套损的影响。开发指标的变化直接造成的是注入、采出液体形成的地下流体的压力扰动，对固体的地层、套管的作用力，需要流固传导、逐步积累、由量变到质变的转换过程，因此从开发指标的改变到套损的发生、发现，在时间上存在着滞后性。

依据五个效应和已有的套损防控经验，考虑指标相对可控原则，在39项主要指标中筛选出与套损相关性强的五项指标：注水压力与破裂压力差值、总压差、注采压差、注水强度和注采比指标。

2　指标界限的确定

开发数据涉及数据量大，基于开发因素对套损影响的“五个效应”，选取与指标相关的套损层位作样本，建立了杏南开发区开发指标数据与套损相关性，确立了指标的调控界限。

2.1　注水压力与破裂压力差值

当注入压力达到一定值后，岩石的物理性质将发生变化，岩石的内聚力和内摩擦角下降，岩石抗剪切强度降低，易破碎滑动。图1为注水压力破裂压力差值与套损相关性曲线，从图1可以看出，在低于破裂压力0.2 MPa注水时，套损达到74.8%，高压注水与套损率存在较明显的正相关性，为有效降低套损的发生，杏南开发区注水压力应低于破裂压力0.2 MPa注水。

图1　注水压力破裂压力差值与套损相关性曲线Fig.1　Correlation curve between pressure difference of water injection pressure and casing loss

2.2　注水强度

杏南开发区套损层位统计结果表明，51.3%的套损层位在射孔顶界附近，超强度注水是导致局部应力变化，诱发套损的重要原因，确定合理注水强度显得尤为重要。注水强度与套损率相关性曲线见图2。由图2可见，套损与注水强度存在明显的正相关性，选择曲线的突变点作为界限，当注水强度超过5 m3/(d·m)，套损率明显增加。因此第一层段注水强度应控制在5 m3/(d·m)以下。

图2　第一层段注水强度与套损相关性曲线Fig.2　Correlation curves of water injection intensity and casing loss in the first layer

2.3　注采比

建立了年度注采比及注采比变化幅度与套损率的相关性曲线(见图3、4) 。

图3　年度注采比与套损相关性曲线Fig.3　Correlation curves of annual injection-production ratio and casing loss

当年度注采比达到1.4或年度注采比变化超过0.2以后，套损率明显增加，因此为降低套损发生概率，应控制年度注采比在1.4以内，注采比变化幅度在0.2以下。

图4　年度注采比变化幅度与套损相关性曲线Fig.4　Correlation curves of annual change injection-production ratio and casing loss

2.4　注采压差

在统计注采压差与套损相关性中，将注采井组作为一个单元进行统计，即单元内油水井有一口井发生套损，则认为该单元为套损，从注采压差与套损相关性看(见图5)，存在两个临界点：一方面油水井间注采压差越大，说明井间的压力梯度越大，诱发套损的概率增加，注采压差应控制在19 MPa以内；另一方面，当采出端压力较高时，同样容易憋压造成套损，因此在开发过程中，注采压差应不低于13 MPa，避免套损的发生。

图5　杏南开发区某区块注采压差与套损相关性曲线Fig.5　Correlation curves of pressure difference and casing loss in a block in Xingnan development zone

2.5　总压差

总压差是地层能量水平的真实反应，研究区总压差与套损率的相关性曲线见图6。

图6　杏南总压差与套损相关性曲线Fig.6　Correlation curve between total pressure difference and casing loss in apricot south

从图6可以看出，当总压差超过1.5 MPa时，套损率明显增高，说明在开发过程中，当地层能量较高时应采取控注或通过油井补孔、压裂泄压，降低套损发生概率。国外部分油田采取弹性能量开采也出现大面积套损，而研究区属于低孔中低渗油藏，压实作用造成套损发生概率较低，套损与低压相关性较弱。

3　套损风险筛查及应用

3.1　套损风险筛查方法

由于影响套损的开发预警指标多且所起作用相对模糊，采用多因素模糊综合评价法对单井套损风险进行评价。用模糊数学方法对受到多种因素制约的事物或对象做出一个总体评价，具有结果清晰、系统性强的特点，能较好地解决模糊的、难以量化的问题，适合非确定性问题的解决[12-14]。

3.1.1模糊综合评价计算参数权重为了从数据信息的内部结构上分析被评判事物与其影响因素之间的关系，必须用某种数量指标定量地反映被评判事物的性质。这种按一定顺序排列的数量指标，称为关联分析的母序列，记为：

(1)

子序列是决定或影响被评判事物性质的各子因素数据的有序排列，考虑主因素的m个子因素(要求同单位、同比例尺或无单位)，则有子序列评价指标权重的计算方法及结果分析。

(2)

确定了关联分析的母、子序列后，可构成如下的原始数据矩阵:

(3)

再通过原始数据进行标准化处理，计算出同一观测时刻(或观测点)各子因素与主因素观测值之间的绝对差值及其极值。

(4)

ρ为分辨系数，作用于提高灰色关联系数之间的差异显著性，一般取0.5。

由此可利用式(5)计算出各子因素与主因素之间的关联度为：

(5)

可见，关联度是一个有界的数，取值在0～1。子因素与主因素之间的关联度愈接近于1，表明它们之间的关系愈紧密，或者说，该子因素对主因素的影响愈大，反之亦然。

将关联度按大小排成一行，即为各子序列对母序列的关联序，若依次分别取各子序列作母序列，计算与其它数列的关联度，并排列成矩阵，便形成关联矩阵。

利用研究区块动态生产数据及套损数据，分别计算了油水井不同开发指标权重，结果如表1所示。

表1　指标权重计算结果Table 1　Index weight calculation results

3.1.2套损风险评价及分级依据权重对单井指标综合评价，为确立风险级别及验证风险筛查方法，计算2010年底数据，利用5 a内实际发生套损井数据验证(见表2)，评价结果超过0.7，套损率达到70%以上，超过0.4整体套损率在50%以上，定义为高套损风险井，在开发调控中，应优先调控这部分井。

表2　2010年评价结果与套损率统计表Table 2　Statistical table of evaluation results and casing loss in 2010

3.2　风险井调控

利用2015年生产数据筛查高套损风险井865口，对这部分井采取针对性调整，两年间针对高低压井层注水井方案调整1 156井次，采油井补孔压裂泄压153井次，针对平面压力调整采取调参及间抽854井次。取得较好调整效果，压力分布趋于均衡，2017年与2015年对比年新增油层部位套损井数下降46口。

4　结论

(1) 依据“五个效应”筛选出与套损相关性强的五项开发因素指标，采用模糊评价方法计算指标权重，其中井组年度注采比与套损相关性最强，单井年度注采比应控制在1.4以内。

(2) 单井指标综合评价结果超过0.7，套损率达到70%以上，超过0.4整体套损率在50%以上，开发中应优先调控这部分井。