嫩二底油页岩标准层套损成因与防控方法

邓庆军，王 佳，李自平

(中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆 163000)

萨中开发区是大庆油田开发最早的区块之一，套损井发现最早、数量最多。目前已出现套损井集中区近十个，严重影响了区块的开发调整。其中嫩二底油页岩标准层套损井数占38.5%，集中成片，治理难度大，复发风险程度高。

1 区域地质特征

萨中开发区位于大庆长垣萨尔图构造中部，为两翼不对称的短轴背斜构造油藏，总体上发育平缓，西翼较陡，倾角约为3～14°，东翼较缓，倾角约为2～5°(图1)，储油层为白垩系中统青山口组二、三段至嫩江组一段的中部含油组合，自上而下分布的萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层，属于典型的陆相碎屑岩河流-三角洲沉积，在储油层以上沉积有嫩江组以及白垩系上统的四方台组和明水组，第三系、第四系地层。

图1 萨中开发区三维构造模型

嫩江组二段底部岩性以深灰—灰黑色泥岩为主，发育10 m左右的油页岩，钻遇深度600～1 000 m，全区稳定分布，是大庆长垣区域地层划分一级标准层，距离下部萨尔图油层萨零组顶部40～60 m，岩性上也与其上下层位有一定区别，页理发育，存在裂缝，含有大量介形虫化石，视电阻率高，力学强度低，受力易沿着层理层面开裂、发生层面方向滑动和位移(图2)。自然电位曲线呈现渗透性特征[1]，荧光显微图像技术判断油页岩存在进水[2]。

图2 油页岩标准层岩性剖面

2 嫩二底油页岩套损成因分析

该区套损多位于油页岩标准层内，成片集中分布。

2.1 嫩二底油页岩石力学参数

密闭取心样品的力学参数试验结果显示：油页岩的抗剪切强度为3.82 MPa，分别比泥岩和砂岩低3.08 MPa和5.08 MPa。因此在地层受力发生显著形变及剪切时，将最先在油页岩标准层抗剪强度较低的部位发生位移、剪切套管(表1)。

2.2 嫩二底油页岩石浸泡实验

长期以来，认为标准层套损原因是油页岩遇水软化和膨胀挤毁套管，但经室内实验证实，油页岩经过采出水20年的浸泡，没有发生软化和膨胀的现象。这主要是油页岩中没有膨润土等吸水膨胀矿物成分，所以以往推测的套损成因是不能成立的。

表1 南1-12-检232井岩石力学参数

2.3 嫩二底油页岩进水分析

油页岩进水与注水异常有关。由于油页岩标准层部位位于油层上部，注水压力远超过油层射孔顶界的上覆岩压，因此一旦有套管在油页岩部位错断或破裂，井内的高压注入水就会进入油页岩层内裂缝中，沿着裂缝快速扩展。此时套管错断或破裂的注水井就会显示注水压力下降、注水量骤升的现象。

经研究，油页岩的进水源头为注水井，水窜通道主要有以下几种：①油页岩井段套管错断的在用注水井，由于未及时发现异常而误注水，直接成为油页岩的进水源头和通道；②控制水泥面在嫩二底油页岩标准层以下，上部自由套管破漏或错断的注水井，由于套管外部没有水泥环的封隔，一旦上部套管有破损外漏，注入水就会进入套管外环形空间，成为油页岩的进水通道；③油层以上至油页岩标准层之间的井段固井质量差，注入水上窜造成油页岩进水，套管外窜槽的井段是油页岩进水通道(图3)。

图3 标准层进水示意

从现场实践看，套管外窜槽形成的油页岩进水通道，应是早期套损井区浸水域形成的第一隐患；而上部非油层部位套管破漏或错断注水井未及时发现并关停，是套损井区外扩过程中的继生进水通道；但是后者会进一步加速油页岩浸水域扩展，造成套损区失稳和套损区边界向外扩展。

2.4 嫩二底套管损坏的成因

研究认为，排除套管本身质量问题，套管损坏主要受岩石性质、重力作用、层间错动和孔隙压力等因素影响。嫩二底油页岩岩性硬而脆，层理、裂缝发育，特别是介形虫富集的部位，在抗剪切强度较弱的水平层面上易导致套管集中损坏[3]。

注入水具有不可压缩性，当注采压力平衡状况改变，导致油层体积变化。受油层岩体埋藏深度的影响，垂向主应力最小，油层以纵向形变为主[4]，进而引起平面上区域厚度变化，导致上覆地层产生形变，诱发层面错动，造成套损。

根据美国学者艾伦—马加友的含油砂岩室内实验[5]，砂岩注水后，其孔隙骨架膨胀用下式来描述：

ΔH=ΔΦH/(1+Φ)

式中：ΔH为砂岩厚度变化量，m；ΔΦ为不同载荷下孔隙度变化量，%；H为吸水砂岩厚度，m；Φ为原始孔隙度，%。

根据实验得出，850～1 100 m深的油层注水后的膨胀系数为4‰～6‰。对251 m厚的吸水油层进行测算，油层厚度增加1.255 m，地表上升0.627 m，为油层厚度变化的一半，与同期地表和井下测量结果基本一致。

上覆岩层在重力的作用下，随下部地层的不均匀沉降或隆起而发生形变，当形变力超过层理面结构力或层间裂缝的抗剪切强度后，层面位移的剪切力就会作用于套管，并形成应力集中。地层持续形变，当地应力超过套管抗剪强度时，层间错动导致损毁套管，套管剪切损坏是地应力释放的结果。岩石的剪切强度和内摩擦角可以表示为[6]：

式中：τ为岩石剪切强度，MPa；S0为岩石固有的剪切强度，MPa；σn为岩石受到的垂向应力，MPa；P为岩石孔隙中液体压力，MPa；μ为岩石的内摩擦系数；Φ为岩石的内摩擦角，(°)。

从该式可以看出，岩石孔隙中液体压力越大，岩石的剪切强度和内摩擦角就越小，当岩石的内摩擦角变为0时，地层开始滑动，剪切损坏套管。

3 嫩二底油页岩套损的控制方法

从油田套损防控实际出发，提高套管抗挤毁能力，调整区域间地层压力平衡，控制地层孔隙压力骤变、防止油页岩形成高压进水域，是预防目标区成片套损的根本途径。

3.1 提高新钻井套管钢级

通过对比(表2)，在新钻井完井过程中，选用P110套管，抗挤毁能力提高到76.5 MPa，同时实施全井段固井工艺，以解决标准层及以上自由套管段发生错断、破裂的问题。

表2 各种规格套管参数

3.2 控制区域间地层压差

萨中开发区六个成片套损区套损前与周边区域地层压差均在0.8 MPa以上(表3)，区域间地层压力差异过大应该是套损原因之一，因此设定0.8 MPa为区域地层压差安全界限，要求正常开发的区块控制注采压力平衡，地层压力变化速度控制在0.2 MPa/a以内，区域间地层压差在0.8 MPa以内，最大限度地减小油层形变量，保持上覆地层的相对稳定。

表3 成片套损区与周边地区地层压力差异

3.3 切断进水源头

通过南一区西部嫩二底油页岩套损集中区数值模拟结果可以看出，区域间距离为600 m时，安全压差界限最小，且随着进水压差增大而降低(图4)，因此，该距离的一半，即300 m距离为剪切高发区域。当发现1口标准层套损井，及时对其周围300 m注水井采取防控措施，可以涵盖进水风险井点，防止油页岩进水，控制套损区外扩，恢复区块稳定。

图4 南一区西部标准层套损安全界限

近几年，对嫩二底标准层套损井区采取以切断油页岩进水源头、控制区域地层压力平衡为主的套损防控措施[7]，见到显著效果。对套损区域40口定点监测井，时间推移监测显示，套损区恢复稳定。对新发现的零散标准层套损井周边注水井采取“关停”、“控注”、“查套”措施，及时关停套损注水井，零散套损井没有蔓延成片。2012年，研究区套损井数为208口， 2016年下降到57口，降幅达到72.6%，措施成效十分显著，其中南一区西部嫩二底集中套损区边界得到有效控制，标准层套损井数由措施前的151口，下降到5口以内，近两年没有发现新的标准层套损井。

4 结论

(1)嫩二底油页岩标准层部位套损井在平面分布上，一般是由零星分布到成片分布的特点。纵向上套损层位一致，绝大多数套损层位位于油页岩标准层以内高电阻率的第三峰位置。

(2)嫩二底油页岩致密、坚硬、层理发育，遇水不软化，不膨胀，具备剪切套管条件，层理裂隙发育是层间滑移的基础。

(3)注水井水窜是嫩二底油页岩进水的源头。水窜通道主要由套管错断破漏、管外窜槽和套管连接丝扣不严等原因形成。

(4)在正常区阻水、抗压、控压差；在套损区断水、泄压、缩压差，对控制套损区边界外扩、恢复区块稳定具有较好的效果。