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[摘 要]概括了DY厂南一区西部、中区西部与西区、北一区断西等区域的套损概况，结合区域的地质情况，对该区域套损特点和成片套损特点进行分析讨论，为油田套损治理工作和油田持续开发提供理论支持。
[关键词]A区域；套损；分析
中图分类号：F88 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0306-01
1 套损概况
DY采油厂的套损情况按严重程度可以划分为三个区域，即：南一区西部、中区西部与西区、北一区断西。2012年北一断西东块有7口井在钻井过程中因浅层卡钻而全部失败。
（1）套损类型。以套管错断和变形为主，分别为690口和305口，占累计套损井数的66.6%和29.4%，合计占96.0%。
（2）分井网套损率。基础井、一次井和高台子井套损率均超过50%，分别为68.9%、55.9%和55.1%。
（3）套损层位。以嫩二底油页岩标准层为主，其次为萨0-Ⅱ4，分别占累计套损井数的55.0%和21.9%，合计占76.9%。套损层位的确定两个原则，一是同类型损坏，标准层优先；二是多处损坏，浅部优先，标准层和其下部同时套损，只确定为标准层套损，这样就导致标准层套损比例增高。套损检测方法：取套观察、通径、打铅印、井径仪测量、井壁超声彩色成像等。但是如果标准层遇阻，下部的套损会检测不到，也使标准层套损比例增高。2013年3月调查DY厂注水井套保封隔器密封情况，其中可放净套压井1599口，大流放不净套压井1128口，分别占调查核实注水井数的41.7%和29.4%。萨中开发区南一区西部套损区浅部水压偏高，采用控制水泥返高在油页岩标准层以下的井，分布在多个区块的老成片套损区的油水井中，套管外存在水窜通道。南一区西部共经历了三次套管损坏高峰，1979-1985年第一次套损高峰（萨0-Ⅱ4）；1998-2002年第二次套损高峰（嫩二底及萨0-Ⅱ4）；2008年以来第三次套损高峰（嫩二底），套损的深度逐渐在向浅层变化，套损区域从西东块向西西块延伸。南一西区监测50口井，异常井36口，变形方位并不一致，且与地层倾角也无关系。2口油页岩和泥岩均有变形。变性对应岩层主要为泥岩，占61%，其次为油页岩，占28%。对比了油页岩和泥岩变形部位横截面，两者套损类型均是剪切变形，与统计结果一致。在南一西区套损井之间，有许多并未发生套变，这与南八区中块的成片套损的特点明显不同，而且在修复的井中，还会再次出现套损，因此套损时间也并非集中。
2 監测结果分析
（1）变形方位角与地层倾角分析。分析研究变形方位与底层倾角的关系，我们对嫩二底进行了三维表面建模，并将变形井位置和变形方位绘制在三维图上，变形方位与地层倾角不存在一致的关系。
（2）油页岩套变出变形方位与地层倾角分析。对应泥岩处的变形方位与地层倾角不存在对应关系，对油页岩处变形点也进行对比，结果与泥岩一样不存在一致的关系。
（3）套变部位截面分析。泥岩和油页岩套变横截面是一致的，均为剪切导致套管损坏。对应泥岩套损井占61%，对应油页岩标准层套损井占28%，结果表明泥岩套损占主要部分，可确定地层异常应力来自于泥岩。而泥岩中含有的蒙脱石遇水会膨胀。
（4）北一断西套变分析。在北一区断西发现有五口井的力源方位指示呈中心放射状，力源区域内有1口报废井（Z1-B23）、2口水井。其中1口水井（CD22-E29）距离报废井仅48m 。利用脉冲试井在CD22-E29井对Z1-B23报废井进行报废质量检查。由试井解释成果曲线可知，开井后油管压力上升，但地层压力滞后 0.4小时才有相应的上升。因此可以确认报废井报废质量不好。附近水井进入报废井后，向上窜至泥岩，进而使泥岩吸水膨胀。目前，中部地区还查明存在大量高套压井，如果这些井套管一旦损坏，势必会导致注入水进入到浅层。而控制水泥返高的井其套管外部是上下连通的，套外的高压水就会直接进入到泥岩层，同时通过浅层的高渗透层窜至邻井。北一断西东块浅层卡钻也证明了浅层高压的存在。套外高压的存在，必然会使泥岩层进水。通过标准层下水泥面控制工具，对嫩二底标准层不封固，当岩石发生变化时，留出缓冲空间。这一措施在短期有效控制了套损的发生，但并不能彻底解决套损问题，只是延长的套损发生的时间。因此老井的套损率会高。嫩二底油页岩层也可以说是嫩一顶，萨0-Ⅱ4正好对应嫩一底部，变形集中的部位对应的是嫩一的顶底界，即套变点对应岩性主要是油页岩和岩性变化界面的薄弱部位。对于嫩一段，其岩性主要为泥岩，该处地应力相对油页岩和岩性变化界面处的地应力相对均匀，因此在嫩二的顶底界是容易发生套损的位置。
3 成片套损特征
成片套管损坏是自八十年代以来由于注水压力的大幅度提高，以及以后大面积的自喷井转抽，形成区块间压力差的增大，造成南八区中块和杏一区东部出现连片套管损坏，南八区中块共有的147口油、水井的套管全部损坏。
3.1 成片套管损坏特点
成片套管损坏具有四个特点：平面分布集中、发生时间集中、损坏层位一致、套损类型和方位一致。
（1）平面分布集中。南八区中块面积约8.23Km2内共有的147口油、水井的套管全部损坏。
（2）套损时间集中。在南八区中块套损大而积发生的时间是很短的，前后不超过40天。区块内总共147口油水井有次序地由南向北全部发生套管错断或严重变形。
（3）损坏层位一致。套损点的深度集中在上、下两个层位，上层位是下白垩统嫩江组二段底部厚度约10m的泥页岩，沿此层位区块内所有油、水井全部被剪切错断或变形，套损点深度在西部约810米，东部约850米与地层向东缓倾是一致的。下层位是萨尔图油藏第二段第四小层（SⅡ4），相当于下白垩统姚家组中部泥页岩。
（4）套损类型和方位一致。通过对南八区中块25口套损井变形点处的测量可知：这些井的套管损坏都呈剪切形变或错断，位移方向以南西向至南南西向为主，大致与东侧的187号断层垂直，反映出在标准层以下、很可能在SⅡ4之上的地层段总体向南蠕动滑移，因而推测当时该地层段所遭受的最大主应力大致为南北向。
3.2 成片套损的影响因素
几何形态方面包括上层标准层泥岩已经进水，岩层强度降低，起到润滑作用；下层（SⅡ4）部分井点已经发生套损，岩层已经破碎，这两个层组成滑动体的上下滑动面，两侧断层产状及其组合为滑动体的滑移提供东西滑移面；向南东缓倾的地层产状特征为块体滑移提供了重力分力，在行列注水井网切割下区块间压力的存在为块体滑移提供了推动力；现代地应力状态是指油田生产前和生产时的原始地应力状态及其变化。
4 结论
DY厂套损监测结果显示并不具有岩层滑动导致成片套损所具有的特征，即套损主因并非是岩层滑动，泥岩吸水蠕动理论与监测结果比较符合。
（1）DY厂套损面积大但不成片，在套损井中间穿插未套损井，平面分布不集中。套损发生时间不集中。
（2）套损层位以泥岩为主，其次为油页岩，因此，套损层位也不一致。
（3）套损类型相对一致，以变形和错断为主，但是受力方位不近一致，与底层倾角也不一致，北一区断西还发现了放射状受力。
参考文献
[1] 姜守华.杏北开发区套损成因机理新认识及套损综合防治技术[J].大庆石油地质开发，2007.
[关键词]A区域；套损；分析
中图分类号：F88 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0306-01
1 套损概况
DY采油厂的套损情况按严重程度可以划分为三个区域，即：南一区西部、中区西部与西区、北一区断西。2012年北一断西东块有7口井在钻井过程中因浅层卡钻而全部失败。
（1）套损类型。以套管错断和变形为主，分别为690口和305口，占累计套损井数的66.6%和29.4%，合计占96.0%。
（2）分井网套损率。基础井、一次井和高台子井套损率均超过50%，分别为68.9%、55.9%和55.1%。
（3）套损层位。以嫩二底油页岩标准层为主，其次为萨0-Ⅱ4，分别占累计套损井数的55.0%和21.9%，合计占76.9%。套损层位的确定两个原则，一是同类型损坏，标准层优先；二是多处损坏，浅部优先，标准层和其下部同时套损，只确定为标准层套损，这样就导致标准层套损比例增高。套损检测方法：取套观察、通径、打铅印、井径仪测量、井壁超声彩色成像等。但是如果标准层遇阻，下部的套损会检测不到，也使标准层套损比例增高。2013年3月调查DY厂注水井套保封隔器密封情况，其中可放净套压井1599口，大流放不净套压井1128口，分别占调查核实注水井数的41.7%和29.4%。萨中开发区南一区西部套损区浅部水压偏高，采用控制水泥返高在油页岩标准层以下的井，分布在多个区块的老成片套损区的油水井中，套管外存在水窜通道。南一区西部共经历了三次套管损坏高峰，1979-1985年第一次套损高峰（萨0-Ⅱ4）；1998-2002年第二次套损高峰（嫩二底及萨0-Ⅱ4）；2008年以来第三次套损高峰（嫩二底），套损的深度逐渐在向浅层变化，套损区域从西东块向西西块延伸。南一西区监测50口井，异常井36口，变形方位并不一致，且与地层倾角也无关系。2口油页岩和泥岩均有变形。变性对应岩层主要为泥岩，占61%，其次为油页岩，占28%。对比了油页岩和泥岩变形部位横截面，两者套损类型均是剪切变形，与统计结果一致。在南一西区套损井之间，有许多并未发生套变，这与南八区中块的成片套损的特点明显不同，而且在修复的井中，还会再次出现套损，因此套损时间也并非集中。
2 監测结果分析
（1）变形方位角与地层倾角分析。分析研究变形方位与底层倾角的关系，我们对嫩二底进行了三维表面建模，并将变形井位置和变形方位绘制在三维图上，变形方位与地层倾角不存在一致的关系。
（2）油页岩套变出变形方位与地层倾角分析。对应泥岩处的变形方位与地层倾角不存在对应关系，对油页岩处变形点也进行对比，结果与泥岩一样不存在一致的关系。
（3）套变部位截面分析。泥岩和油页岩套变横截面是一致的，均为剪切导致套管损坏。对应泥岩套损井占61%，对应油页岩标准层套损井占28%，结果表明泥岩套损占主要部分，可确定地层异常应力来自于泥岩。而泥岩中含有的蒙脱石遇水会膨胀。
（4）北一断西套变分析。在北一区断西发现有五口井的力源方位指示呈中心放射状，力源区域内有1口报废井（Z1-B23）、2口水井。其中1口水井（CD22-E29）距离报废井仅48m 。利用脉冲试井在CD22-E29井对Z1-B23报废井进行报废质量检查。由试井解释成果曲线可知，开井后油管压力上升，但地层压力滞后 0.4小时才有相应的上升。因此可以确认报废井报废质量不好。附近水井进入报废井后，向上窜至泥岩，进而使泥岩吸水膨胀。目前，中部地区还查明存在大量高套压井，如果这些井套管一旦损坏，势必会导致注入水进入到浅层。而控制水泥返高的井其套管外部是上下连通的，套外的高压水就会直接进入到泥岩层，同时通过浅层的高渗透层窜至邻井。北一断西东块浅层卡钻也证明了浅层高压的存在。套外高压的存在，必然会使泥岩层进水。通过标准层下水泥面控制工具，对嫩二底标准层不封固，当岩石发生变化时，留出缓冲空间。这一措施在短期有效控制了套损的发生，但并不能彻底解决套损问题，只是延长的套损发生的时间。因此老井的套损率会高。嫩二底油页岩层也可以说是嫩一顶，萨0-Ⅱ4正好对应嫩一底部，变形集中的部位对应的是嫩一的顶底界，即套变点对应岩性主要是油页岩和岩性变化界面的薄弱部位。对于嫩一段，其岩性主要为泥岩，该处地应力相对油页岩和岩性变化界面处的地应力相对均匀，因此在嫩二的顶底界是容易发生套损的位置。
3 成片套损特征
成片套管损坏是自八十年代以来由于注水压力的大幅度提高，以及以后大面积的自喷井转抽，形成区块间压力差的增大，造成南八区中块和杏一区东部出现连片套管损坏，南八区中块共有的147口油、水井的套管全部损坏。
3.1 成片套管损坏特点
成片套管损坏具有四个特点：平面分布集中、发生时间集中、损坏层位一致、套损类型和方位一致。
（1）平面分布集中。南八区中块面积约8.23Km2内共有的147口油、水井的套管全部损坏。
（2）套损时间集中。在南八区中块套损大而积发生的时间是很短的，前后不超过40天。区块内总共147口油水井有次序地由南向北全部发生套管错断或严重变形。
（3）损坏层位一致。套损点的深度集中在上、下两个层位，上层位是下白垩统嫩江组二段底部厚度约10m的泥页岩，沿此层位区块内所有油、水井全部被剪切错断或变形，套损点深度在西部约810米，东部约850米与地层向东缓倾是一致的。下层位是萨尔图油藏第二段第四小层（SⅡ4），相当于下白垩统姚家组中部泥页岩。
（4）套损类型和方位一致。通过对南八区中块25口套损井变形点处的测量可知：这些井的套管损坏都呈剪切形变或错断，位移方向以南西向至南南西向为主，大致与东侧的187号断层垂直，反映出在标准层以下、很可能在SⅡ4之上的地层段总体向南蠕动滑移，因而推测当时该地层段所遭受的最大主应力大致为南北向。
3.2 成片套损的影响因素
几何形态方面包括上层标准层泥岩已经进水，岩层强度降低，起到润滑作用；下层（SⅡ4）部分井点已经发生套损，岩层已经破碎，这两个层组成滑动体的上下滑动面，两侧断层产状及其组合为滑动体的滑移提供东西滑移面；向南东缓倾的地层产状特征为块体滑移提供了重力分力，在行列注水井网切割下区块间压力的存在为块体滑移提供了推动力；现代地应力状态是指油田生产前和生产时的原始地应力状态及其变化。
4 结论
DY厂套损监测结果显示并不具有岩层滑动导致成片套损所具有的特征，即套损主因并非是岩层滑动，泥岩吸水蠕动理论与监测结果比较符合。
（1）DY厂套损面积大但不成片，在套损井中间穿插未套损井，平面分布不集中。套损发生时间不集中。
（2）套损层位以泥岩为主，其次为油页岩，因此，套损层位也不一致。
（3）套损类型相对一致，以变形和错断为主，但是受力方位不近一致，与底层倾角也不一致，北一区断西还发现了放射状受力。
参考文献
[1] 姜守华.杏北开发区套损成因机理新认识及套损综合防治技术[J].大庆石油地质开发，2007.