油田套损井控制及预防方法

油田套损井控制及预防方法
摘要：分析了压力变化的主要原因。

在油田开发过程中，地层压力的变化对油水井的套管具有破坏作用，但同时也为油田开发调整、挖掘储层潜力提供依据。

应用表明，确定开发区块年压力变化值不能超过±0.5 MPa，既不造成危害，又发挥调整平面和纵向产液结构的目的，可有效的预防套损井的发生，提高油田开发的整体效果。

关键词：地层压力变化；因素；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[1]。

A油田的开采方式由自喷采油向机械抽油转变；开发阶段经历了注水开发、一次加密、二次加密、三次加密等方式；开发过程中的局部注采系统调整和目前的聚合物开发。

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。

1地层压力变化原因
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A油田某厂N 区2003年-2005年钻井前后地层压力变化统计，区域都出现了地层压力下降较大的趋势（变化幅度约1 MPa左右）。

2地层压力变化是诱发套损的重要因素
（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。

验证了应力、地层压力、压差是诱发套损的重要因素。

3地层压力变化对油田开发的影响
（1）诱发套损的原因与套损规律。

统计表明，目前统计某厂发生的573口套损井的损坏时间与地层压力有直接关系。

70年代由于含水上升和自喷开采提液的要求，地层压力保持在较高的水平，这一时期套损井多发生在断层区，主要是构造应力的作用。

1985年后，油田开采方式全面转抽油机，地层压力变化比较大，这一时期在某厂中区东部和东区，出现了大范围的成片套损井。

1996年开始在某区某块进行注采系统调整，转注27口水井，到1998年，某块中部就出现了大批成片套损井。

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。

（2）地层压力的差异使油层平面调整难度增大。

某区西部某油层从地层压力分布情况看，平面矛盾十分突出，发育较好的某块地层压力高达10.6MPa，而地层条件较差的某断层区地层压力只有7.2MPa，现井网条件下，平面压力调整难度大。

只有通过注采系统调整，改善某块、断层区的注水状况，平衡某部的压力系统，同时使全区的地层压力基本稳定，低压区逐渐恢复，高压区通过油井提液、注水井跟踪调整使压力逐渐下降，平面上压力差异进一步缩小，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。

4控制套损井方法
（1）层系内进行注采系统匹配调整，保持压力稳定。

完善了某断层区的注采关系，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3.25 m3/d.m控制在2.00m3/d.m，共调整38口井，日配注下调1940m3，日实注下降1695m3，平均单井日注水由129m3下调到77m3，下调52 m3 。

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。

（2）调整层系间地层压力差异。

针对某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350 m3，进一步缓解了层系内局部压力偏高的矛盾。

实施周期注水23口、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，某井网与调整井网的压力差异由2.24MPa缩小到2.03 MPa。

（3）合理调整井组为单元的注采比。

为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。

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针对某高压区，采取“调放”结合。

一是对高压区块进行水井调整，共调整78井次，日配注由8790 m3下调到5455 m3，日配注下调了3335 m3，日实注由8504 m3下降到5101 m3，下降了3403 m3。

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，平均沉没度由换泵前的636.47m下降到460.80m，下降了175.67m；另外上调参120井次。

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3870 m3，日实注上升了3738 m3 ，提高了低压井区油井供液能力。

二是油井进行措施改造，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。

对套损区治理油井17口，恢复日产液564 t，日产油76t，水井8口，日恢复注水691m3。

（4）强化钻降过程压力控制。

在某区钻井过程中，采取了钻降前调整，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。

为了控制好压力，减少套损井的发生，减少产量损失，在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，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，取得了显著效果。

钻井前后对比，某区块地层压力波动最大值0.47 MPa，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%。

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，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。

5结束语
对含水、液量发生大幅度变化的油井，要密切关注生产动态变化，准切判断套损和水淹，及时采取治理措施。

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。

根据不同开发区块、不同物性的油层及目标，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。

通过区域地层压力调整，可有效的防止开发过程中的压力变化幅度，对于保证套损区的稳定，减少套损井具有重要的意义。

参考文献：
[1] 叶庆全.油气田开发地质[M].石油出版社.1998.。