【摘 要】油砂山油田做為一個(gè)老油田，隨著近年來(lái)注水開發(fā)、細(xì)分層系調(diào)整開發(fā)的進(jìn)行，油田水井套損現(xiàn)象越來(lái)越嚴(yán)重。不僅影響正常注采井網(wǎng)，同時(shí)會(huì)影響油田最終采收率。本文對(duì)油砂山油田水井套損現(xiàn)象進(jìn)行歸納分析，并指出相應(yīng)對(duì)策，以防止今后水井套損現(xiàn)象對(duì)油田開發(fā)的影響。

【關(guān)鍵詞】套損；注采井網(wǎng)；技術(shù)對(duì)策

一、油田開發(fā)簡(jiǎn)介

油砂山構(gòu)造位于柴達(dá)木盆地英雄嶺沖斷隆起帶南緣、油獅大斷裂東端的上盤，是柴達(dá)木盆地西部坳陷區(qū)茫崖坳陷亞區(qū)獅子溝—油砂山二級(jí)構(gòu)造帶東段的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造，重疊在尕斯庫(kù)勒油田之上。共經(jīng)歷五個(gè)開發(fā)階段：天然能量試油試采階段（1956～1981年）、試驗(yàn)區(qū)試注試采階段（1992—1996年）、試注水滾動(dòng)開發(fā)上產(chǎn)階段（1997—2002年）、開發(fā)調(diào)整產(chǎn)能擴(kuò)建階段（2003—2006年）及細(xì)分層系開發(fā)階段（2007—目前）。

二、水井套損情況介紹

2008年以來(lái)油田套損水井逐年增多，而近年來(lái)油田水井套損情況有進(jìn)一步惡化的趨勢(shì)，截止2016年3月底油田套損井41口，其中填封1口、停注14口、層調(diào)1口，大修成功3口，帶病注水22口（見表1）。

三、水井套損原因分析

（一）套損水井分布狀況

平面上看、套損水井主要集中在主力產(chǎn)油區(qū)Ⅰ、Ⅱ斷塊內(nèi)部小斷層附近；縱向來(lái)看套變深度主要分布在300～600m生產(chǎn)生產(chǎn)層段（見圖1）

（二）套損原因及類型

通過(guò)歸納整理油砂山油田水井套損的主要類型為變形、縮徑，26井次，占總套損水井?dāng)?shù)的62%；其次為錯(cuò)斷、破裂，6井次，占總套損水井?dāng)?shù)的14%；遇卡7井次，總套損水井?dāng)?shù)的17%；井內(nèi)有落魚3井次，總套損水井?dāng)?shù)的7%。

現(xiàn)場(chǎng)資料結(jié)合套損位置及注水壓力系統(tǒng)等分析結(jié)果來(lái)看，油田水井套損的主要原因是水井措施周期過(guò)長(zhǎng)及該水井鉆遇斷層，注水壓力過(guò)高導(dǎo)致套損。其中措施周期過(guò)長(zhǎng)，16井次，占總套損水井?dāng)?shù)的39%；鉆遇斷層、注水壓力高導(dǎo)致套損15井次，占總套損水井?dāng)?shù)的37%；其次為固井質(zhì)量不合格7井次，占總套損水井?dāng)?shù)的17%；注水層含泥巖夾層導(dǎo)致套損3井次，占總套損水井?dāng)?shù)的7%。

四、套損井技術(shù)對(duì)策

油砂山油田水井套損情況越來(lái)越嚴(yán)重，現(xiàn)提出一系列相應(yīng)的對(duì)策，以防止今后水井套損現(xiàn)象對(duì)注采井網(wǎng)的影響。

（一）注水壓力影響

開展水井分層酸化、換封等措施降壓注水。對(duì)于高壓水井實(shí)施周期注水，擴(kuò)大注入水波及體積，防止注入壓力持續(xù)升高 。

（二）固井質(zhì)量影響

保證水井固井質(zhì)量，水泥必須返至地面。對(duì)于已有固井質(zhì)量不合格水井，嚴(yán)格控制注入壓力。

（三）斷層影響

提高斷層附近水井套管鋼級(jí)及壁厚標(biāo)準(zhǔn)，加深斷層附近水井表套深度并下入技術(shù)套管 。

參考文獻(xiàn)：

[1] 黨海龍，李能武等. 油砂山油田層系歸位、填封實(shí)施方案.青海油田采油一廠，2007.

[2] 王陶，楊勝來(lái)等. 塔里木油田油水井套損規(guī)律及對(duì)策. 石油 勘 探 與 開 發(fā)，2011.

作者簡(jiǎn)介 ：

潘晨，2012年畢業(yè)于長(zhǎng)江師范學(xué)院化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)任青海油田采油一廠尕斯第三采油作業(yè)區(qū)地質(zhì)技術(shù)員。