地层压力变化对套损井的影响及控制措施

地层压力变化对套损井的影响及控制措施
摘要：分析了地层压力变化对套损井的影响，并提出了压力调整措施。

结果表明，通过区域地层压力调整，可有效防止开发过程中的压力变化幅度，对于预防套损井的发生和保证套损区的稳定，减少套损井具有重要指导意义。

关键词：地层压力控制套损
油田开发过程是一个不断认识完善的过程，随着工艺技术的进步和提高最终采收率的需要，开采方式和开发方式都在不断的变革和完善。

每次开采方式和开发方式的变化都将引起地层压力的变化和不同岩性地层应力场的重新分布，对油田开发造成了重要的影响。

一、地层压力变化原因
1.1影响因素
大庆油田是一个非均质发育的多油层油藏，在油田开发过程中，造成地层压力变化的原因很多。

由自喷转为机械抽油，断层的切割与遮挡，注采比的改变，注水井的细分和层段调整，注采系统调整，井网的加密与调整，都将造成局部或区域的压力变化。

从目前的开发过程看，井网的加密调整对地层的压力变化影响最大，控制难度也最大，从南一区2003年-2007年区块地层压力变化看，区域都出现了地层压力下降比较大的现实。

见表1。

表1 2003年-2007年地层压力变化表
1.2地层压力变化是诱发油水井套管钢性损坏的重要原因
（1）由于应力相对集中的断层区诱发套损。

（2）油田开发过程中的地层压力变化，引起地层应力场重新分布诱发套损。

（3）注水开发油田泥岩水侵软化，当压力变化时引起膨胀与压缩诱发套损。

运用数模对油田套管损坏的压力与压差联合作用机理进行了数模计算，通过对1994年西区和北一区断东两个钻降套损区钻井前后的压力变化计算，验证了应力、地层压力、压差是诱发套损的重要因素。

二、地层压力变化对油田开发的影响
2.1诱发套损的原因与套损规律
从目前某厂发生的3173口套损井的损坏时间上看与地层压力有直接联系。

实际表明，大范围的套损即不发生在高压开采阶段，也不发生在低压开发阶段，
而是发生在开发过程的压力变化较大的时期。

所以在整个开发过程中如何控制合理的注采比，保持地层压力相对稳定，是预防套损井发生的重要工作。

1996年开始在南一区乙块进行高台子注采系统调整，转注了27口水井，到1998年，在乙块中部就出现了大批成片套损井。

2.2地层压力的差异使油层平面调整难度增大
南一区西部高台子油层从地层压力分布情况看，平面矛盾十分突出，发育较好的乙块南部地层压力高达10.6MPa，而地层条件较差的乙块北部、断层区、及甲块的地层压力只有7.2MPa，现井网条件下，平面压力调整难度大。

控制套损井的发生，使油层动用程度得到提高，产液结构得到改善。

三、调控地层压力，控制套损的方法
2003年以来，合理调控压力控制套损上采取四项调整措施，确定了开发区块年合理控制地层压力的变化范围不能超过±0.5MPa，发挥调整平面和纵向产液结构的目的，提高油田开发的整体效果。

3.1注采系统调整后，层系内进行匹配调整，保持压力稳定
2004年8月完善了南一区丙块、乙块高台子油层及断层区的注采关系，分别转注采油井22口，油水井数比分别由2.17降低到1.59。

在注采系统调整实施过程中，同时区域内新老注水井水量匹配调整。

老注水井注水强度由3.25m3/d.m 控制在 2.00m3/d.m，共调整38口井，日配注下调到1940m3，日实注下降到1695m3，平均单井日注水由129m3下调到77m3，下调52m3。

注采系统调整使油层平面的压力场重新分布，使区域内注采比基本稳定。

3.2调整层系间地层压力差异
为了改善区域层系间的压差较大的矛盾，针对高台子井网的高压区域采取下调水井13口，共下调水量370m3；同时，在基础和调整井网的低压区域采取上调水井9口，上调水量350m3，进一步缓解了层系内局部压力偏高的矛盾。

2003、2007年在南一区丙西块、乙块高IIIII层系共实施周期注水23口、2003年以来实施注水井浅调剖126口，缩小了层间差异，使基础井网与调整井网的压力差异由0.78MPa缩小到0.43MPa，高台子井网与调整井网的压力差异由2.24MPa缩小到2.03MPa。

3.3合理调整井组为单元的注采比，改善井组间压力不均衡的矛盾
重点对“两低井区”“措施井区”“三高井区”“钻关井区”的注水井合理调整，2003年以来共调整水井方案394井次，其中测试调整246口，层段调整14口，细分76口，笼统改分层8口，分层改笼统2口，酸化48口。

以保持压力系统平衡为核心，缩小了区块间压力差异，减少了产量损失。

（1）针对甲块北部、丙西块、乙块南部高压区，采取“调放”结合。

一是对高压区块进行水井调整，共调整109井次，日配注下调了3335m3，日实注下降了3403m3。

二是对沉没度大于500m的高液面井采取压裂、换泵、上调参数等提液放产措施。

2003-2007年高压区共压裂44口井，平均单井日增液26.2t，平均单井日增油4.1t，平均沉没度由措施前的693.25m下降到549.83m；换泵108口井，平均单井日增液27.1t，日增油2.9t，平均沉没度也由换泵前的636.47m下降到460.80m，下降了175.67m；另外上调参220井次，平均单井日增液7.9t，日增油1.1t，平均沉没度也由换泵前的542.81m下降到495.43m，下降了47.38m。

（2）针对低压区，采取“调修”结合。

一是低压井区有针对性地上调水量，共上调水井64井次，日配注上调了3970m3，日实注上升了3838m3，使低压井区油井供液能力得到了提高。

二是对油井有针对性进行措施改造，改善差油层的动用状况，恢复地层压力。

共上压裂42口，平均单井日增液23.0t，日增油5.9t，平均沉没度也由压裂前的61.5m上升到260.8m，上升了199.3m，另外在钻井低压区换小泵46井次、下调参107井次。

（3）加大低压井区修井力度，改善区域间压力不平衡的状况。

为进一步改善低压区注采关系，对套损区治理油井17口，恢复日产液564t，日产油76t；水井8口，日恢复注水691m3。

3.4强化钻降过程压力控制
（1）钻降前调整。

2003-2007年在南一区钻井，即钻井前一年有针对性的对高压区采取注水井下调，采油井放大生产压差，对低压区采取注水井上调与油井参数下调，缩小生产压差的综合调整措施，使地层压力平稳变化。

（2）钻中调整。

钻井过程中采取了注水井低注保压，采油井间抽措施，控制压力下降速度。

（3）钻井后调整。

在钻井后注水井的恢复过程中采取调剖控制高渗透层吸水量，跟踪测试检配调整层段注水合格率，使地层压力均匀缓慢恢复。

钻井前后对比，三个区块地层压力波动最大值0.47MPa，钻降区域两个套损区保持稳定，钻降期间自然递减率为9.64%，低于计划指标5.54%。

通过调整措施，使压力系统得到有效调整，区域间地层压力差异进一步缩小，有效控制套损井的发生。

年度对比平均压力差异，基础井网减小0.34，调整井网减小0.21，高台子井网减小0.17，特别是影响区块稳定状况的最大压力差异明显减小，区域压力平衡状况得到改善，为今后的套损控制工作奠定了基础，使套损率由2003年6.67%下降到2007年的1.48%。

四、结束语
地层压力变化是油田开发过程中不可避免的现实，只要对开发实际进行认真调整，防止地层压力突变是可以做到的。

正确利用压力变化，在压力下降过程中对中低渗透层的注入产出剖面进行有效调整，可以达到挖潜增油的目的。

压力的
调整做法，要根据不同开发区块、不同物性的油层以及目标，制定不同的措施，保证调整效果。

保持注采平衡，均衡注水、平稳关控与恢复注水，避免地层压力大幅度变化，缩小平面压差，能够预防成片套损。

参考文献：
1.万仁溥.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，2000.。