榆树林油田套损原因分析及预防方法

张维维

中国石油大庆油田有限责任公司 大庆榆树林油田（黑龙江 大庆163316）

榆树林油田属于特低渗透油田，具有渗透率低、油层薄、断层多、地质构造复杂等诸多特点。随着套管服役、注水开发年限的增加，套损比例不断升高，产量与套损之间的矛盾日益突出。20%的套损井影响到50%的生产井，严重影响了油田开发规划的正常运行，不利于油田可持续开发。注采井套损后需要采取大修措施，每年大修作业费高达3 000多万元，导致开采成本上升。因此，分析套损成因及规律[1-3]，形成针对性预防措施，延长开发井寿命，是油田效益开采、可持续发展的主要手段之一。

针对已确定套损井，采取“点面结合”的方法，先点后面有序进行分析、统计，“点”即逐井分析套损成因机理；“面”即整体统计套损发生规律。为套损防控指明方向，为防控措施提供依据。

1 套损成因分析

套损成因分析是一项系统工程，通过多角度、多层面对产生因素及机理进行详细分析，找准成因并有效制定相应的管控治理措施。

构造因素主要是断层与岩性。榆树林油田断层多，断层两侧地层压力不同，而产生局部应力集中，使断层上、下盘沿断层面产生局部滑移，而发生套损[4-5]。岩性造成的影响，分泥岩与砂岩两种，油层部位砂泥岩交接面与射孔层段存在较大剪切力和应力是套损易发生部位[6-7]。泥岩进水膨胀，造成泥岩骨架力学参数变化，使地应力重新分布，套管所受有效应力突升是造成套损的一条重要因素，统计J55 套管井中，在泥砂岩交接面附近套管变形或错断的井占套损井比例的32.2%。

注水因素主要体现在注水量与压力两方面，榆树林油田整体注采比已达到2.46，由于水侵入泥岩改变其润湿度条件，泥岩中的注入水会产生力学效应，产生体积力，导致泥岩形状的变化。例如A区块的5 口套损注水井均为高压注水井，套损前平均注水压力达到17.8 MPa，累计注水4.3×104m3（表1），因此，高注水压力与注水量也是造成套损的主要因素。

表1 A区块注水井套损前注水情况

井身因素体现在套管钢级与固井质量。统计发现套管服役年限越长套损发生率越高，抗压强度越低套损率越高，服役相同年限的套管J55 钢级比N80套损率高15.7%。

固井质量与套损发生程度有一定的关系，合格井和优质井对比，套损率高出14.1%。榆树林油田属于特低渗透油田，油井均压裂投产，随着单井产量的降低需进行二次或三次压裂措施，每次压裂都会使固井质量降低，套管外形成垂直裂缝，注水上窜至泥岩层，增加套损风险。

2 套损规律分析

在逐井套损成因分析的基础上，通过对套损历史发展过程、地面分布特点、地下套损因素“三个维度”全面、系统分析，进而掌握全油田套损规律。

第一维度套损历史分析，摸清套损发展历程，预测将来发展趋势。根据套损井数及套损井增加速度划分为上升与控制2 个阶段，如图1 所示。上升阶段：1990 年至2002 年，主要原因是高注采比生产情况下300 m 井距井间憋压严重，套损井数在急剧增加，套损率上升幅度大，2002 年套损率高达4.3%；控制阶段：2003 年至2015 年，在这个阶段套损率上升趋势得到控制，主要是通过规模加密、注水结构调整、N80套管应用及加强套损管理，套损率稳定在4.5%左右。通过套损历史数据统计分析，注采比增加速度、综合含水上升快的时间段是套损井数快速增加的时间段，套管服役时间越长套损比例越高。

图1 套损井比例变化

第二维度平面区块分析，摸清套损分布特点，明确套损预防重点区域。榆树林油田按地质构造类型划分为一、二、三类区块，见表2。已发现的1 309 口套损井在每个区块上都有发生，但分布不均，一类区块开发时间长套损比例高，共发现372口，占油水井总数的44.7%，为套损高发区。二类、三类区块套损比例较低，分别为16.9%、14.9%，从统计结果得知平面套损主要分布在储层物性较好的一类区块。

第三维度纵向地下分析，摸清套损成因机理，确定具体防护措施。榆树林油田共发现错断、变形、破裂、套漏等四大类型套损，其中套管变形与错断占套损井数的99.1%。套损点主要发生在产层段，占套损井的88.8%；套管钢级有J55、N80 两种，套损点钢级主要集中在J55 型套管；套损点岩性以泥岩居多，砂岩位于砂泥交接面占一定比例。从上述统计数据来看，开发层位、油层岩性及套管钢级是导致套损的主要先天因素；注水、压裂措施等为开发管理因素。

通过逐井套损成因分析，从单点上弄清产生套损的机理，精准确定套损成因为单井制定具体有效的预防措施奠定扎实的基础。通过对套损井分类统计，从面上掌握了套损规律，为油田整体套损防控指明了方向。

表2 榆树林油田地质构造分类

3 套损的预防措施

3.1 精细油藏地质描述，提高套损预防针对性

深化认识，提高小层、断层及微构造描述精度，摸清构造因素，为精准成因分析提供地质依据。利用测井资料结合新采集的三维地震资料，立足于井震结合，通过地震断层与井断点、地震分层与井分层的“2个匹配”，精细刻画出断点、断层和地层的空间组合配置关系，绘制出2 000余个相带图，明确油水井注采关系；应用储层细分解剖技术，深化砂体非均质特征认识，明确井间砂体连通状况，实现“构造精细到井间，储层精细到单砂”的油藏描述目标。地质多学科技术的应用，为精准套损预防奠定地下构造环境基础。控制布井方案，确定新区井别设计、二次加密井设计、油井转水井调整方案必须尽最大可能远离断层的原则，降低套损风险。

3.2 细化防控措施，降低套损风险

套损管理核心与重点是预防，有效的控制措施是套损保护的最好手段。采用“三控三防”措施，明确控制项目、细化控制标准、清晰控制流程、规范操作行为，对生产全过程进行有效控制，规避套损风险，提高防控效果。

一是控源头，防质量不达标。控制套管强度，新钻井段全井应用N80套管，提高套管抗压强度；控制固井质量，按防套损要求设计水泥返高深度，保证钻井固井质量优良；优化投产压裂、二三次压裂方案，前置液低排量，降低对固井水泥环的损失，待储层形成裂缝后，提高排量输送支撑剂，尽最大可能减小压裂对固井质量的破坏程度，避免注水上窜至泥岩段。

二是控过程，防压力不平衡。采取“整体与局部”相结合的方法有效控制注水，整体控制注水总量，降低注采比，保证注采平衡，降低综合含水上升速度，防止区块整体套损增加；局部控制注水压力，针对不同井区采取相应注水控制方式，应用间注、周期注水、笼改分、停注水层、关井等多种方法，保证区域压力平衡。逐步增加分层注水井比例，实现精细注水，精细控制。

三是控管理，防操作不规范。把控注水井日常管理，严格执行“四个严禁”注水原则，即严禁超破裂压力注水，严禁注水异常井注水，严禁井况不清井注水，严禁套损水井没报废不彻底先钻更新或侧斜井注水。把控注水井开关操作，严守操作规程。注水井钻关、钻开、作业施工、正常洗井操作时，严禁猛开、猛关，避免造成井内与地层压力差异过大损坏套管。把控井下作业施工，注水井作业前必须先关井降压，施工过程中要平稳操作，遇卡时按规程操作，视情况进行中修或大修处理，作业施工过程中发现套管有问题时，必须进行打铅模落实套管损坏深度、变径及性质，根据需要采用测井径和找漏等方法查明套管损坏的方位和漏点位置，取全取准第一手资料。

套管抗压强度增大，固井质量提高，为预防套损打下了良好的基础。远离断层布置注水井，减小了断层两侧压力差值，降低了套损发生几率；总注水量的下降及注水压力调整，保证了地下压力平衡，套损预防效果逐渐显现出来。实施预防措施后，百口作业井套损率下降了0.3 个百分点。随着防控工作的不断深入，年新增套损井比例将会继续下降。按每年作业1 700口井计算，年减少套损井5口，套损井大修单井费用70 万元，年度可节约成本350万元。

4 结论

1）明确了特低渗透油田套损的机理与规律，泥砂岩交接面、固井质量较差、套管钢级抗压低是导致套损的先天因素。应用N80 套管，提高套管抗压强度，按防套损要求设计水泥返高深度，保证钻井固井质量优良，从源头上控制套损发生。

2）通过注水管理、压裂方案优化、作业措施监督等后天因素的控制能够降低套损井发生几率。

3）形成了套损预防措施，“三控三防”的预防措施，从钻井源头、开发过程、作业质量实现全过程有效防控，百口作业井套损率下降了0.3个百分点。