英东油田短期注水开发套损机理研究

常智 ，侯冰 *，汪涛 ，周波

1 中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249

2 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249

3 中国石油勘探开发研究院有限公司，北京 100083

*通信作者, binghou@vip.163.com

0 引言

图1 英东油田地理位置及地层柱状图Fig. 1 Geographic location and stratigraphic histogram of Yingdong Oil field

英东地区位于青海省柴达木盆地西部茫崖坳陷区油砂山—英东构造带的东段，西邻尕斯油田，南接乌南油田，受周缘山系地质作用的影响，英东地区形成了冲断和扭动兼具的地质结构，地层中发育大量断层。因此英东油田中断层的分布和产状是钻完井工程和开发工程的重要制约因素。英东油田主要含油气层为上油砂山组的砂泥岩互层、下油砂山组的砂泥岩互层和上干柴沟组泥岩层为主(图1)[1]。英东一号为一断层复杂化的背斜构造油气藏，构造主体虽被断层切割但油藏未被破坏，具有埋藏浅、含油(气)井段长、油层厚度大、储层物性好、油气产量高、储量丰度大、试油产量高、油气分异明显的特点，纵向上具有多个油气单元。根据砂37、砂40井等油气水分布关系，结合储、盖层组合特征，将上油砂山组(N22)油气藏划分为12个油层组，下油砂组(N21)油藏划分为12个油层组。根据英东油田53口套损井套管下深及套损位置可知套损主要发生于上油砂山组地层的开发过程中，因此本文主要针对位于上油砂山组地层及其注采工艺进行分析研究[2]。

英东油田将部分采油井转为注水井进行注水开发后，短期内出现了大量套管损坏，影响到正常的注水和采油等作业，给油田造成了巨大的经济损失，其中采油井套损率为2.46%，注水井套损率达28.17%，且注水井套损情况有上升趋势。套损是一个影响因素众多、机理复杂的地质与工程问题，其影响因素包括地层界面、井间干扰、泥岩膨胀、断层和层理面错动、注水施工、地面下沉、水力压裂[3-5]等多种工程和地质因素，众多学者通过实验、数值模拟等方法对套损方式和机理进行了研究[5]。

疏松砂岩油藏注水开发会使得砂岩层孔压增高、地层弱化[6]、地应力改变易发生变形并诱发滑移[7-8]，同样夹杂于砂岩储层中的泥岩层也会遇水软化膨胀，增加地层滑移、蠕变的概率[9-12]，地层滑移、泥岩膨胀，砂岩变形、应力集中等都会诱发套管损坏[13-15]，套管和水泥环的强度难以抵抗地层滑移产生的剪切力[16-17]。根据套管的变形特征可将套损形式分为：弯曲、变形、错断；根据套管的破坏形式可将套损模式分为：挤压、剪切和拉伸破坏[18-20]，由40臂井径规测井资料可知，英东油田套损形式如图2所示。现场亟需理论研究和问题分析方法对目前该区块的套损机理和防治技术开展研究，提出满足长期注采需要的套管强度设计依据，保证井筒的长期完整性状态。

图2 英东油田套管损坏形式Fig. 2 Casing damage form in Yingdong Oil field

1 套损特征及统计

上油砂山组地层发育多套盖层和储层，其中盖层岩性以棕黄、棕红色泥岩为主，储层为辫状三角洲前缘亚相沉积，岩性以中砂岩、细砂岩和粉砂岩为主，其中夹杂有薄泥层。相比于下油砂山组和干柴沟组，上油砂山组地层的孔隙发育最好，孔隙分布均匀且连通性较好。储集空间以原生粒间孔隙为主，所占比例为81.5%，其次为溶蚀孔，所占比例为15.5%，并发育少量裂隙孔，所占比例为2.8%。根据英东油田4口井的上油砂山组地层井下岩心测试结果可知，上油砂山组砂岩储层的平均孔隙度为15.54%，平均渗透率为48.42×10-3μm2，属于高孔隙度高渗透率地层[21]。

通过套损事件数与开发时间关系可知(图3)，注水井套损发生频率随使用年限增加呈先上升后下降趋势，在开发2.5年时其套损事件数达到最高；采油井的套损事件数与使用年限没有明显规律，其主要套损事件发生于完井后半年内，后续每半年平均发生两起套损事件，可知采油井套损与后续开采施工关系较小，因此导致采油井套损的主控因素是完井施工和正常损耗。注水井套损则与注水开发工艺密切相关，套损事件集中发生于投入生产后2～3年间。

图3 注水与采油时长对套损影响Fig. 3 Effect of water injection and oil recovery time on casing damage

为理清英东地区经过短期注水引发大量套损的主控因素，对英东油田20口采油井和33口注水井的套损情况进行统计分析。为直观、系统的观察与统计套损与各影响因素之间的关系，以测、录井资料和英东区块断层分布图为基础，利用Petrel建立断层—岩性—射孔层位—套损位置关联的地质模型(图4)。

基于岩屑录井资料和断层—岩性—射孔层位—套损位置关联的地质模型，建立岩性与套损相对位置关系，如图5所示。根据图5中所示套损位置、套损程度与地层岩性之间的关系统计分析其相关性。统计结果显示，英东油田套损事件主要发生于疏松砂岩储层段，随着砂岩在地层中所占比例降低，套损事件数也随之降低；扩径全部发生于疏松砂岩段，扭曲全部发生于砂泥互层段，穿孔全部发生于上部泥岩下部砂岩段，错断发生于纯砂岩或纯泥岩段，严重变形全部发生于含有疏松砂岩层的层段。

图4 断层—岩性—射孔层位—套损位置关联的地质模型Fig. 4 3D Geological Model associated with faults, lithology, perforation horizon and casing damage position

基于射孔深度数据，筛选在射孔段上下10 m范围内发生套损的事件，建立射孔与套损相对位置关系，如图6所示。根据图6中所示套损位置、套损程度与射孔位置之间的关系统计分析其相关性。统计结果显示，与射孔相关的套管变形以轻微变形和变形为主，射孔导致的套管变形和弱化仅与个别严重变形和错断相关。射孔施工可导致射孔段套管强度弱化，随开发时间增加，相比于完整套管段会发生轻微变形，因此射孔不是英东油田短期注水开发后发生大量套损的主控因素。

图5 套损特征与不同岩性位置关系Fig. 5 Relationship between casing damage and formation lithology

图6 套损与射孔层位关联性Fig. 6 Relationship between sleeve damage and perforation horizon

基于三维地质模型，利用Petrel中的测量功能建立断层与套损相对位置关系，如图7所示，根据测量结果，将断层与套损相对位置关系分为穿过、邻近(＜100 m)、较近(100～200 m)、较远(＞200 m) 4 类。统计结果显示，大部分套损发生于距离断层100 m以上的区域，穿过断层的套损事件数约占总套损事件数的20%，由此可见断层附近相对复杂地应力场和经过一定时间开发后断层发生的错动都会引起套管的变形损坏，因此钻井过程中应尽量避免井眼穿过断层；但80%的套损发生于距离断层较远的区域，因此断层控制区域以外的套损主控因素应是地层岩性。

由套损与开发时间、地层岩性、射孔位置、断层位置的统计结果可知，射孔井段与穿过断层的套管都会增加套损发生的概率，但在射孔井段和穿过断层的井段发生的套管变形以轻微变形为主，产生套损的原因为不可避免的客观工程因素，例如射孔施工导致的套管强度下降以及断层附近由于复杂地质构造引起的复杂应力场等；客观工程因素导致的套损事件数应随开发时间的增加逐步增加，而英东油田套损集中发生于注水开发2～3年内，因此导致英东油田短期注水开发发生大量套损的主控因素与高孔高渗的上油砂山组疏松砂岩储层和注水开发工艺密切相关。

2 疏松砂岩储层短期注水流固耦合模型

由上文统计分析可知，英东油田短期注水开发导致大量套损事件集中发生的主要受油田注水开发的影响，为明确高孔高渗疏松砂岩储层注水开发过程中的套损机理，基于钻井地质横剖面图(图8)建立注、采井二维有限元塑性模型，模拟地层在注水过程中的错动位移，地层材料层间界面的破坏采用考虑多孔介质的Mohr-Coulomb破坏准则。

岩石是由岩石骨架和孔隙及孔隙中流体三者组成的多孔介质。岩石中流体能够承担部分压力，称为孔隙压力；岩石骨架承担的压力称为有效应力，目前多采用Biot有效应力。约定应力以拉力为正，孔隙压力以压力为正。Biot有效应力的表达式为：

式中，σ′为有效应力；σ为总应力；α为Biot系数；p为孔隙压力。

式中，Cb为岩石容积的压缩率；Cr骨架的压缩率。Biot系数大于孔隙度，小于1。

岩石破坏一般表现为剪切破坏，适用于摩尔—库伦强度准则：

图7 套损与断层发育位置关系Fig. 7 Relationship between casing damage and fault position

图8 注采井网及钻井地质横剖面图Fig. 8 Injection-production well pattern and drilling geological cross section map

式中，τ为剪应力；σ为正应力，C为黏聚力；φ为内摩擦角。

油田地层及油水井力学参数如表1所示。模型中注水井与采油井的间距取200 m，地层厚度取100 m，包含两套泥岩、两套砂岩、上覆岩层和下覆岩层6个岩性的地层。中间为注水井，注水压力为30 MPa；左侧为采油井1号，井底压力为10 MPa；右侧为采油井2号，井底压力为10 MPa。设计开采时间为1000天，处于注水开发套损事件高发的2～3年之间，注采地层的有限元模型如图9所示。

表1 油田地层及油水井力学参数Table 1 Mechanical parameters of formation and oil-water well in oil field

图9 注采地层流固耦合有限元模型Fig. 9 Finite element model of fluid-solid coupling in injection-production formation

图10 孔隙压力分布Fig. 10 Pore pressure distribution

孔隙压力分布如图10所示。可知，在注水开发后第1000天，注水井附近孔隙压力由14 MPa升高到30 MPa；采油井附近孔隙压力由14 MPa降低到10 MPa；注水井与采油井之间的注采压差达到20 MPa。注水井近井带孔隙压力显著升高，与注水压力相当，比储层背景孔隙压力高20 MPa。

图11 地层位移分布Fig. 11 Formation displacement distribution

地层位移分布如图11所示。由图可知注水井近井带地层出现了较大位移，以垂向位移为主，最大垂向位移达10 mm；注水井与采油井之间地层的最大水平位移达3 mm。可知在注水开发过程中，疏松砂岩储层随孔隙流体压力升高，储层中砂岩颗粒的弹性势能释放，使得储层产生较大垂向位移，且越靠近盖层位移越大。地层水平位移较垂向位移较小，但考虑储层中夹杂多层泥岩，砂岩层的位移会导致地层滑移，进而引起套损。

地层等效应力和剪应力分布如图12所示。可知，地层最大等效应力为20 MPa；最大剪应力为2 MPa。上述应力状态力足以使砂泥岩界面破裂，从而引起地层滑移。

图12 地层应力分布Fig. 12 Formation stress distribution

3 套损机理及防治对策

综上所述，英东油田短期注水开发出现大量套损机理可归为以下3种：

(1) 注水开发引起注水井近井带疏松砂岩地层孔隙压力远大于储层原有孔隙压力，使得砂岩地层中矿物颗粒胶结弱化，岩层膨胀；同时砂岩储层中夹杂的泥岩层吸水软化膨胀，使得注水井近井带地层出现整体膨胀变形，作用于套管上体现为拉伸应力，长期作用会使套管产生变形、管壁变薄等套损形式。

(2) 砂泥岩层注水2～3年后，由于孔隙压力的非均匀分布，在砂泥界面会产生最大2 MPa的剪切应力，砂泥层会在上覆岩层的压力下发生蠕变和顺层滑移，在近井筒区域形成应力集中，作用于套管上体现为剪切应力和径向压应力，长期作用会使套管产生变形、缩径、错断等损坏形式。

(3)英东油田注水开发多采用达不到采收率的采油井转为注水井的工艺，生产过程中大量出砂的采油井，会使得油井转注之后近井带砂岩地层弱化、地层沉降[22]。采油井转为注水井后，在注入水作用下疏松砂岩地层弱化沉降作用集中出现，作用于套管上体现为压应力，长期作用会使套管产生扩径、变形等损坏形式。

针对英东油田的套损机理提出了防治对策：

(1) 采取拟注水层段附近不注水泥固井工艺，利用环空间隙“缓冲”滑移地层对套管的力学作用。

(2) 使用高钢级、厚壁套管，使套管具有足够的强度和刚度抵抗地层拉伸、压缩和剪切作用。

(3) 新井完井应采用防砂完井完井工艺，计划转注的油井应及时补充防砂工艺，避免油井专注后发生地层弱化沉降现象。

4 结论

(1) 统计分析英东油田断层发育、岩性、射孔层位与套损特征的关联性，揭示出该区域短期注水时发生套损的机理，发现引起套损的主控因素是注水开发工艺和地层岩性，严重变形、错断、扭曲等集中发生在疏松砂岩层和砂泥岩界面，与四十臂井径规测井抓图相吻合。

(2) 英东油田短期注水开发套损机理分为3种类型：①注水引起未出砂注水井近井带地层膨胀变形，产生沿井眼轴向拉应力；②砂泥发生顺层滑移和蠕变，在砂泥界面产生剪切应力，泥岩层产生沿井眼径向的压应力；③采油作业期间出砂量大的井转注后，近井带砂岩地层在注水期间弱化、沉降，产生沿井眼轴向的压应力。

(3) 短期注水套损防治对策应以预防为主，采用高钢级套管、油井补充防砂措施、拟注水层不固井等措施预防油井转注后发生大量套损。