【摘要】萨东过渡带位于萨尔图油田构造东翼，开采萨尔图葡萄花两套油层，由于其过渡带特定的油层条件及发育状况，导致该区块注水状况相对较差，采出程度、动用程度低，地层压力高，开采过程中层间及平面矛质突出，近两年出现套损情况，本文通过套损与高压区块的分析析，找出合理的治理方法。
　　
【关键词】套损 高压 调整
　　
1 区块概况
　　
萨东过渡带，于1965年投入油田开发1-3条带基础井，开采层位为萨、葡油层。1987年进行一次加密调整，调整对象主要为萨、葡中低油层。1998年投入开发四条带。其中1-3-条带油水井设计比例2：1，随着开发油水井开井率严重下降，到2005年实际油水井开井比例为1.5：1，目前区块共有油水井298口，其中油井176口，开井131口，水井122口，开井101口。
　　
近年来过渡带井网陆续出现套损情况，目前区块共有套损井69口，其中油井30口，水井39口。分别占油水井总数的17.05%和31.97%。目前已修复33口。从历年来过渡带套损井损坏部位来看：主要集中在萨I组35口；萨0组11口；泥岩部分13口（如表1所示）。
　　
表1 过渡带套变层位统计表是导致油层部位套管损坏的主要因素。异常高压层形成的原因不同，其治理措施也不尽相同。我们应用精细地质研究成果，认真分析高压异常形成的地质条件，根据各自的特点采取相应的措施，均衡油层压力水平，减少层间、平面影响，从根本上消除套损隐患。
　　
2 套损原因分析
　　
因油层发育不均匀，砂体变差造成注采系统不协调易形成蹩压损坏套管。
　　
注采系统完善区采油井长期不能提液放产加剧异常高压状况，从而加大套损发生的几率。
　　
二次加密井射孔时，上下扩射0.1m，造成泥岩水侵形成套损。
　　
注采对应率低，易形成蹩压层或亏空层导致压力不均形成套损。
　　
注水强度过大引发套损。
　　
在认识了套损原因与局部蹩压有关的基础上，我们把预防工作重点放在寻找高压井层上。合理调整注水结构的同时，充分利用射孔数据和沉积相带图，调整产液结构，及时放产泄压。
　　
3 形成异常高压层的储层沉积特征
　　
异常高压层通常出现在非主力油层中，从沉积环境来看，油田非主力油层可具体划分为三角洲前缘相水下分流河道砂，三角洲外前缘相主体薄层砂，三角洲外前缘相非主体薄层砂，三角洲前缘相表外储层等四种砂体类型。以此为基础，储层又分为三角洲内前缘相、三角洲外前缘相I、II、III、IV类沉积储层。由于三角洲沉积储层成因不同，其平面非均质性不同，在这类储层中动用主要受完善程度的影响，因此油层部位套损或异常高压层的形成主要受注采完善程度的影响，所以我们均衡压力结构要以调整注采结构为核心，通过控制注水和泄压放产的手段，完善平面注采系统，从而根本上消灭异常高压层。
　　
4 射孔顶部异常高压的治理坚持：控泄结合以泄为主的原则
　　
大量分析表明，早期超压注水是导致射孔顶部套管损坏的主要因素。超压注水，造成地层压力迅速上升，由于得不到良好的压力释放而形成异常高压，这种情况形成的异常高压区的范围较大，层位较集中，针对这种情况我们对异常高压层的治理坚持“控泄结合”以“泄”为主的原则。
　　
分析其异常高压形成原因，是区块内注水井超压注水，造成注水井套管全部损坏，损坏后均未控制注水压力，采油井点明显少于注水井点的情况下，注水量在油井关井后增加，超平衡注水，最终成为高压区。
　　
例如D井连通周围三口注水井，地层压力为11.8Mpa，2009年上半年测试地层压力12.1 Mpa，于是我們对该井进行了压裂，压裂放产后测得压力11.2 Mpa，下降了0.9 Mpa，达到了增油降压的目的。
　　
5 注水强度过大导致异常高压的治理坚持“控泄结合”以“控为主的原则
　　
我们针对新出现的油层部位套损井，在深化对储层平面非均质分布，断层分布及区块的构造特征认识的基础上，结合各层井网的注采系统和单砂体注采关系的完善程度，综合分析异常高压层形成的地质因素和开发因素，对平面注采系统进行了科学的调整。非均衡注水造成的压力失衡包括两大方面：一是有注无采；二是注大于采。此类高压层层位分布零散，主要集中在萨II5-6和萨III组油层的上部。
　　
5.1 由于平面上油层有注无采形成的异常高压
　　
从油层平面相带图可以大致掌握各岩相单元分布的组合特点，渗流方向，油水运动规律及注水受效情况， 从而找到压力较高的部位。A井在萨II1小层以表外主体薄层砂沉积为主，非主体薄层砂以局部小片状分布于表外储层之间，并且有较大面积的尖灭区。在萨II1小层和萨III7形成了有注无采的局面。该井连通注水井B井萨II1和萨III7层吸水量分别占全井吸水量的17.1%和25.2%。A井10年测静压达到13.63Mpa。下面计划对油井压裂，同时对水井该层段进行控注。