李 琴 （中石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆163511）

“七五”以前，XX开发区因高压注水，导致萨Ⅱ1～4砂岩组套管损坏比较严重。因此，从1988年开始，纯油区新投入开发的注水井该层不射孔，采油井射孔泄压；并陆续对纯油区内该油层射孔的注水井单卡停注，导致该油层有采无注，动用程度相对较低。为了使这部分储量重新得到较好的动用，并且不引发新的套损，开展了萨Ⅱ1～4油层恢复注水可行性研究。

1 萨Ⅱ1～4储层沉积及岩性特征

XX开发区，萨Ⅱ1～4砂岩组可细分为9个沉积单元，均属三角洲外前缘相沉积［1］，外前缘Ⅰ～Ⅳ类储层分别有1个、3个、4个、2个。

通过岩芯描述，萨Ⅱ1～4层段可归类出3种砂岩：灰白色钙质细砂岩，棕黄色含油或油浸中细砂岩，灰黄色油斑、油迹粉砂岩；4种泥岩：灰绿色泥岩、灰色－深灰色泥岩、灰－灰绿色粉砂质泥岩、灰黑色生物屑泥岩。

2 萨Ⅱ1～4油层套损状况及分布特点

2.1 萨Ⅱ1～4油层套损状况

截止2012年底，该油层共有套损井398口，占全区套损井总数的14.9%。基础井网和一次加密井网的套损井为355口，占该油层套损井总数的89.2%。

2.2 萨Ⅱ1～4油层套损井空间分布特点

1）平面上 套损井主要分布在构造轴部地层倾角较大的地区，共219口井，占该油层套损井数的55.1%；另外在纯油区与过渡带交界处有60口井，占15.1%。

2）纵向上 萨Ⅱ1～4油层由上至下逐渐减少，萨Ⅱ1层套损井相对较多，有159口，占萨Ⅱ1～4层位套损井数的40.0%；萨Ⅱ4层套损井相对较少，有59口，占萨Ⅱ1～4层位套损井数的14.9%。

2.3 萨Ⅱ1～4油层套损时间分布特点

该层段1988年开始停注，2000年纯油区内基本全部停注，统计2000年以前年平均套损井数12.0口，1999年以后年平均套损井数增加到16.6口。年平均增加4.6口。

3 萨Ⅱ1～4油层套损机理研究

3.1 萨Ⅱ1～4油层岩石矿物学特征

1）岩芯观察描述 通过岩心观察描述，萨Ⅱ1～4层段主要发育三角洲外前缘薄层砂岩和湖相泥岩，它们多是间互沉积，只有少数层位是席状含油砂岩。油层多数为油斑油迹砂岩与泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩不均匀互层。地层中发育生物钙层。

2）砂岩、泥岩岩矿鉴定 通过对3种砂岩、4种泥岩进行岩石矿物相对含量分析，得出砂岩骨架颗粒成分主要为石英碎屑，胶结类型为方解石连晶胶结；泥岩粘土矿物总量的平均含量在35%～50%之间。通过X衍射粘土矿物相对含量分析均不含蒙脱石，伊蒙混层含量在65%～86%之间，水化试验未发现泥岩吸水膨胀现象。得出萨Ⅱ1～4层段的泥岩遇水不蠕变，吸水不膨胀。

3.2 萨Ⅱ1～4油层套损地质机理

1）油层段套损地质体模式 根据沉积相分析，萨Ⅱ组油层沉积处于多变的三角洲外前缘相带上，地质体特征极其复杂。利用多臂井径，并结合系统的岩芯观察与岩石矿物学鉴定，对油层段套损地质体模式总结出4类，即：厚泥厚砂、厚泥薄砂、薄泥薄砂、钙泥界面。

2）地层倾角大小对地层稳定性的影响 地层倾角大小是决定地层稳定性的重要地质因素之一，特别是在岩层薄弱的界面上受外力作用或重力作用都可能使地层失稳发生滑动或错动。统计发现，地层倾角越高的区，套损率越高，特别是在断层附近，构造转折端地层倾角较高地带，套损率明显高。在两翼低缓地区，地层倾角在1～3°之间时，套损率约6%左右；地层倾角超过5°时，套损率急剧增高，达到20%以上；地层倾角超过10°时，套损率更高，达到40%以上。

3.3 开发动态因素对套损的影响特征

1）注水压力对套损影响 注水压力的变化与套管损坏的速度密切相关［2］。当注入压力低于原始地层压力时，地层处于稳定状态，没有套损井；当注入压力超过油层上覆岩压时，地层处于失稳状态，套损井数剧增，套损形势呈递增趋势；当注入压力处于原始地层压力和油层上覆岩压之间时，地层处于稳定和失稳之间，套损井数下降，套损形势呈稳中下降趋势。

XX开发区萨Ⅱ1～4油层注水压力变化与套损关系如图1所示。从图1中可以看出，注入压力低于原始地层压力时，套损趋势处于稳定状态，但对油田开发不利，产量递减速度过快；因此，要想控制套损速度又能减少产量递减，必须将注入压力稳降到油层上覆岩压和原始地层压力之间，并保持稳定，同时注意注采调整时区块间的压力平衡。

图1 XX开发区萨Ⅱ1～4油层注水压力变化与套损关系

2）有采无注造成地层欠压导致套管损坏 由于XX地区纯油区内高压注水使萨Ⅱ1～4油层地层抬升，注水井停注时间较长，油井萨Ⅱ1～4油层持续开采泄压，有采无注，造成地层欠压导致套管损坏。统计纯油区内有12口井因此套损。

3）注大于采造成地层憋压导致套管损坏 由于XX地区东、西过渡带萨Ⅱ1～4油层是主产层，注水井未单卡停注，部分井区因地层条件变差易形成注大于采，造成地层憋压，导致套管损坏。统计有3口井因此导致套管损坏。

4 萨Ⅱ1～4油层剩余油潜力分析

4.1 萨Ⅱ1～4储层发育情况

该油层发育最好的萨Ⅱ3－2小层属外前缘Ⅰ类储层，砂体钻遇率为98.8%，以主体薄层砂为主，钻遇率为39.3%，以非主体薄层砂、表外储层为辅，砂体钻遇率分别占30.4%、25.5%；发育较差的油层是萨Ⅱ4－2，属外前缘Ⅳ类储层，油层钻遇率仅为28.1%。

4.2 萨Ⅱ1～4储量分布情况

萨Ⅱ1～4油层地质储量6347.34×104t，占全区的9.75%。其中，表内储层地质储量4259.06×104t，表外储层地质储量2088.28×104t。

4.3 萨Ⅱ1～4油层动用程度分析

1）萨Ⅱ1～4油层射孔情况 从目前射孔情况看，油井射开的井数比例为88.14%，注水井射开的井数比例只有25.91%；油井射开厚度的比例接近60%，而注水井射开厚度的比例仅为16%。

2）萨Ⅱ1～4油层水淹及剩余油分布情况 从XX开发区近期2口取心井的油层水洗状况看，萨Ⅱ1～4油层以中、低水洗为主。从不同级别有效厚度水洗状况看，有效厚度1.1～1.9m的油层，水洗程度以中水洗为主，采出程度23.3%；有效厚度0.5～1.0m的油层，水洗程度以中水洗为主，采出程度26.2%；有效厚度＜0.5m的油层，水洗程度以中水洗为主，采出程度26.8%，表外层水洗程度最差，采出程度只有5.1%。

3）萨Ⅱ1～4油层潜力状况 从X区块的数值模拟结果看，萨Ⅱ1～4油层的采出程度只有33.91%，比萨Ⅱ5－1～16低12.83%。因此，萨Ⅱ1～4油层存在较大的开发调整潜力。

5 认识及结论

（1）萨Ⅱ1～4油层不含遇水膨胀的蒙脱石，通过水化试验也未发现泥岩吸水膨胀现象，恢复注水后不会导致套损加剧。

（2）套损的地质因素主要是薄泥薄砂、钙泥界面及地层倾角，通过岩石力学测试表明，泥岩，钙质砂岩的抗压强度和抗剪强度最高，与其他岩性接触时，因力学强度差大而不稳定。地层倾角大小是决定地层稳定性的内在地质因素之一，地层倾角越大，地层的稳定性越差。

（3）高压注水及注采不平衡是导致萨Ⅱ1～4油层套损的主要开发因素。

（4）萨Ⅱ1～4油层组存在较大的剩余油潜力，从XX开发区近期的2口取心井的油层水洗状况及采出程度和X区块的数值模拟结果看萨Ⅱ1～4油层存在较大的剩余油潜力。

（5）萨Ⅱ1～4油层在合理注水压力及注采平衡的条件下可以恢复注水。