七厂2017年套损专题(终稿)

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1、第七采油厂套管防护形势及对策第七采油厂地质大队2017年11月2010年采油工程系统汇报葡萄花油田1979年发现第1口套损井，随着油田开发时间的延长，套损井数逐年增多。受早期增压注水等因素影响，2001年出现一次套损高峰，年套损井数49口。近几年来，由于产量压力大，受加强薄差层注水及提液力度大的影响，套损井数逐年增加。目前全厂累计发现套损井1139口，累计套损率15.85%一二油田套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法近几年来，由于产量压力大，并加大了多年未作业井调查力度，套损形势比较严峻，预

2、计到2017年底年套损率1.17%，百口作业井套损率5.99%第七采油厂套损、百口作业井套损率变化图1、套损井数逐年增多，套损率升高2、套损井平面分布呈现局部集中的特点套损井主要分布在葡北地区，共有643口，占套损井总数的56.5%。近年来随着产量压力加大，出现了6个套损相对较集中地区，区域内共发现套损井209口，累计套损率29.6%油层部位套损井787口，所占比例69.1%，集中在葡I1-5油层组非油层部位套损井352口，所占比例30.9%，集中在嫩一段底部非油层部位套损中嫩二段套损井仅有58口，且套损层位多集中在嫩二

3、段中上部，未出现嫩二段底部成片套损现象3、套损层位以油层部位套损为主套损层位油井(口)水井(口)小计(口)浅层15722嫩四段415嫩三段192443嫩二段342458嫩一段97127224姚一段葡I1-5层165374539葡I6-9层4372115葡I10-11层4574119泉三四段扶余油层6814合计4287111139套损层位统计表从套损类型看，变形、错断比例已基本持平，套管变形井占48.7%，套管错断井占45.3%。近几年错断井比例上升，说明套管损坏程度在加剧4、套损类型以变形错断为主，错断井比例上升一二油田

4、套损形势三套损主要影响因素分析四下步防控工作安排套损防控对策及做法1、注水强度大、压力上升快近几年，由于产量压力大，加强薄差层注水强度，欠注井比例升高，注水压力逐年上升，接近最高允许注水压力的井数不断增加。压力波动易导致射孔顶界至油层中部井段的压力超过岩压，诱发套损（一）油层部位套损影响因素分析2011年以来注水压力变化曲线套损区分层段注水强度曲线目前的注水面临两方面的问题：一方面由于部分注水井吸水差，实施提水时，压力上升快，另一方面可加强注水的区域油层注水强度大，达到10.11m3/d.m能加强注水区注水强度变化曲线为

5、了保持产量，注水方案调整频次逐年增加，重复调整比例升高，长时间的高压高强度注水对套损控制极为不利2011年以来注水方案调整工作量2、提液力度大，注采压差升高近几年随提液力度的加大，全厂的产液量大幅上升。2013年以来，累计增加液量263.4×104t。2017年产液量为1413×104t，与2013年对比增幅达22.4%油井沉没度由461m下降到278m，下降183m。注采压差由2011年的20.45MPa上升到20.97MPa，上升0.52MPa2011-2017年提液措施工作量2011年以来沉没度变化曲线由于产量压力

6、大，措施井数增加的同时，重复措施率较高，施工后造成套管强度降低、水泥环和地层孔隙通道改变，易诱发套损的发生。统计套损严重的葡北一、二断块的措施情况发现，经历两次以上重复措施的套损井有36口，占区块套损井数的19.7%，其中在施工后30个月内发生套损的井有20口，比例为55.6%2011-2017年措施井统计(口)（口）套损与增产措施时间关系图3、钻关井数多，集中钻放影响2009年我厂开始进入二次加密调整阶段，由于产能任务紧张，多通过缩短放压时间来抢生产时间和投产时间，导致近井地带压力变化大，钻控区套损率高。统计钻关井的年

7、套损率约为5.1%，是正常区的5-6倍近几年平均钻关时间统计钻关井套损情况统计葡I1-5油层组油层物性差，砂体平面上连通性、连续性差，注水受效慢。随着产量压力的加大，对薄差层加强注水，注采强度加大，易局部憋压，导致套损（二）葡I1-5油层组套损集中的因素1、砂体发育差，开发中易憋压2、注水强度较高统计套损区三个砂岩组的注采比和注水强度发现，葡I1-5油层组年均注采比和注水强度都高于其它两个油层组套损区分层段注水强度曲线套损区分层段注采比曲线葡I1-5油层组由于油层物性差，措施改造以压裂为主，对套管的损伤大，相对应的注水井

8、提高注水强度，对套损控制不利葡I6-9层砂体发育较稳定，措施改造以堵水为主，相对应的注水井降低注水强度，有利于套损控制3、措施种类影响（三）非油层部位套损影响因素分析泥页岩进水形成浸水域是嫩一段下部套损的根本原因一是固井质量差使得注入水从射孔井段上窜进入地层分析引起非油层段套损的注入水的进水通道主要有以下二种可能：统