杏南區(qū)地層壓力分布與套損關(guān)系研究.pdf

1、油水井套損一直是世界范圍內(nèi)有待解決的重大課題。隨著油田開發(fā)程度的加深，開發(fā)方案不斷發(fā)生調(diào)整變化，加上不同的地質(zhì)、工程因素和改造措施帶來的影響，各油田都不同程度發(fā)生了套管損壞，給油田生產(chǎn)帶來了非常嚴(yán)重的影響。目前各生產(chǎn)單位對套損的研究大多處于定性描述或是簡單的機理模擬階段，難以結(jié)合不同區(qū)塊的實際情況分析套損的根本原因。本文通過對已有生產(chǎn)資料及套損相關(guān)資料的研究，應(yīng)用數(shù)理統(tǒng)計方法對杏樹崗油田南部油田杏11區(qū)油水井套損的壓力與壓差界限進行定量

2、分析，為實際生產(chǎn)提供指導(dǎo)。
　　 通過對研究區(qū)內(nèi)的套損時空分布規(guī)律研究，明確了隨著開發(fā)階段的不同，套損時空分布特點及成因也不盡相同：開發(fā)早期，套損井較少，開發(fā)后期，研究區(qū)地層壓力上升明顯，套損井?dāng)?shù)目上升較多。二次加密調(diào)整后套損井?dāng)?shù)增加明顯，且主要出現(xiàn)在南區(qū)?？v向上看套變層位主要集中在薩II2、薩II3、薩II4及薩II5層位中的泥巖夾層段。結(jié)合研究區(qū)的取芯井資料分析，套損部位的泥巖夾層中富含蒙皂石和伊利石等吸水性礦物，砂體非均質(zhì)

3、性強，各層位的沉積地質(zhì)體物性極為復(fù)雜。從套變點形態(tài)看套變類型以變形和錯斷為主，分別占套變總數(shù)的52.94％和47％。
　　 結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)開發(fā)狀況和套損分布特征，指出“泥巖浸水蠕變”和“壓差-應(yīng)力耦合作用”是杏11區(qū)油層部位套損的主要原因，而平面和層間的壓力差是導(dǎo)致油層部位套損的最主要因素。通過對已有生產(chǎn)資料及套損相關(guān)資料的研究，分析研究區(qū)套損的主要因素及其對地層壓力變化的影響，結(jié)合生產(chǎn)單位的多學(xué)科數(shù)值模擬壓力和實測靜壓的分析比

4、較，研究杏南區(qū)地層壓力動態(tài)變化規(guī)律：從平面上看，套損井主要分布于壓力平面梯度較大的部位，平面壓差較大產(chǎn)生的附加應(yīng)力是套損的主要原因，杏11區(qū)南區(qū)地層壓力平面不均衡更加嚴(yán)重，為套損高發(fā)區(qū)；縱向上看，油水井套損并不都是發(fā)生在高壓層，地層壓力的縱向差異是導(dǎo)致油水井發(fā)生套損的原因。地層孔隙壓力縱向上分布不均衡，高壓層與低壓層之間具有較大的層間壓差，這種縱向壓差產(chǎn)生的剪切力是套損的重要原因。
　　 基于套損多發(fā)區(qū)(南區(qū))與非套損區(qū)(北區(qū))

5、壓力值的統(tǒng)計、對比分析，選擇合適的地層壓力差異的計算方法，基于不同區(qū)塊和不同類型套損井壓力、壓差分布概率的分析，確定油水井套損壓力界限分別為：12.5Mpa和14Mpa；油水井套損的壓差界限為：2.5Mpa。利用大慶油田常用合理注水壓力計算方法計算了研究區(qū)的注水壓力界限，在認(rèn)識了套損與區(qū)域地層壓力有關(guān)的基礎(chǔ)上，綜合分析杏11區(qū)的地質(zhì)開發(fā)背景，分析了該區(qū)域壓力系統(tǒng)不均衡的原因。最后，以控制套損為目的，以尋找異常高壓層、完善注采關(guān)系為指導(dǎo)，