DQB-2區(qū)塊注采作業(yè)對(duì)壓力分布的影響

李佳燁

(大慶油田采油三廠三礦，黑龍江大慶 163113)

DQB-2區(qū)塊已進(jìn)入三次加密調(diào)整后期。長(zhǎng)期注水、注聚合物開(kāi)發(fā)，形成了多壓力層系[1]。異常壓力給固井施工帶來(lái)極大困難。在鉆井過(guò)程中經(jīng)常鉆遇淺氣層高壓區(qū)、大傾角易斜區(qū)和油層異常高壓區(qū)，發(fā)生淺氣層井噴、油氣水浸、管外冒以及井斜超標(biāo)等復(fù)雜事故。B-2區(qū)新鉆16口三次加密井，投產(chǎn)后不久有2口油井發(fā)生管外冒，隨后對(duì)其中的12口井進(jìn)行了硼中子壽命測(cè)井，發(fā)現(xiàn)竄槽率達(dá)19.6%。因此，開(kāi)展了注水井壓力監(jiān)測(cè)，探索出了注采因素對(duì)地層壓力的影響、超前注水對(duì)地層的壓降規(guī)律。通過(guò)計(jì)算分析壓力分布，提高了油井封固質(zhì)量。

1 巖性特征對(duì)壓力的影響因素研究

DQB-2區(qū)塊發(fā)育S、P、G油層，屬于三角洲內(nèi)、外前緣相沉積。在中區(qū)西部，高壓層主要分布在砂體變化的部位及砂體內(nèi)部滲透率變差的小層,平面上分布在Z521-327井區(qū)的GⅠ1小層、Z丁5-斜310井區(qū)的GⅠ6+7小層、Z412-309井區(qū)PⅡ4B+5A小層、Z丁5-14井區(qū)PⅡ4-10小層和Z丁51-P10井區(qū)PⅠ1小層。其形成主要受到砂體形態(tài)及砂體內(nèi)部非均質(zhì)性的控制，并與相關(guān)注采井是否注采平衡有直接關(guān)系。

通過(guò)油田開(kāi)發(fā)的現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證，注入水總是首先沿著平面上滲透率最高的部位向前突進(jìn)。在河流相沉積中，河道砂體的滲透率最高，厚度也大，特別是河流下切帶，沉積時(shí)流速最大，砂粒最粗，滲透性最好，是注入水最好的通道；向河流兩側(cè)邊緣部位粒度變細(xì)，泥質(zhì)含量增多，砂體變薄，滲透性變差。在縱向上，由于沉積韻律不同，油水的運(yùn)動(dòng)特征也有明顯的差別。正韻律沉積，儲(chǔ)層砂體自下向上砂粒由粗變細(xì)，滲透性由好變差，注入水會(huì)沿正韻律油層下部高滲透層段推進(jìn)較快；反韻律沉積，儲(chǔ)層砂體自下向上總體上砂粒由細(xì)變粗，滲透性由差變好，但變化不明顯，所以注入水會(huì)沿砂體上、中、下全面向前推進(jìn)，波及的厚度較大，推進(jìn)速度較慢，水淹層比較均勻。

注入水受儲(chǔ)層非均質(zhì)性的控制是極其強(qiáng)烈的，目前的人工措施，無(wú)論是在注水井上控制，或是在生產(chǎn)井上控制采油，甚至關(guān)井，都難以改變河道砂體下切帶的油井先見(jiàn)水、先水淹的特點(diǎn)。

由于沉積時(shí)期是多期的，因此沉積砂體在縱向上也是多層的。再加上后期開(kāi)發(fā)，注水井射開(kāi)的層位也非常多，不是單一的儲(chǔ)層。通過(guò)注水開(kāi)發(fā)，對(duì)儲(chǔ)層的壓力分布在平面和縱向上都有影響。所以，在研究具體井區(qū)的壓力分布規(guī)律時(shí)，就需要分層對(duì)比，逐一各個(gè)研究分析。在DQB-2區(qū)塊B2-06-54井區(qū)分布有采油井B2-6-55和B2-6-57井，3口待鉆井B2-20-534、B2-20-535和B2-20-566井。

從表1可以看出，B2-6-55井和B2-6-57井處在沉積砂體的主通道中，所以B2-6-57井產(chǎn)量高，并且含水較多，注采比較平衡。而B(niǎo)2-6-61井位于砂體邊緣，儲(chǔ)層的物性較差，采液量比較少，含水較低，受驅(qū)水的效果不明顯；并且注入水后，易于在此處聚積，形成憋壓區(qū)，進(jìn)而形成高壓區(qū)。在后期施工過(guò)程中，可以通過(guò)鉆井液密度的使用情況和壓力解釋進(jìn)行驗(yàn)證。數(shù)據(jù)見(jiàn)表2：

表1 已鉆井生產(chǎn)參數(shù)Table 1 Parameters of drilling production

表2 鉆井液密度和壓力解釋數(shù)據(jù)對(duì)比Table 2 Comparison of drilling fluid density and pressure interpretation data

從表2可看出，B2-20-535井和B2-20-566井高壓層位一致，鉆井液密度使用有差別，也就說(shuō)明兩井在同一沉積砂體內(nèi)，受注水井和砂體位置的影響，造成兩者壓力分布不一致。

2 注采因素對(duì)層間壓力的影響

注水井注水后，地下油水分布情況不斷地處于動(dòng)態(tài)變化之中，層間、平面和層內(nèi)矛盾也在不斷地發(fā)展和轉(zhuǎn)化，周?chē)骶蜻B通情況和滲透率高低等地質(zhì)條件不同[2-4]，其反應(yīng)就不一樣，有的見(jiàn)效快，有的見(jiàn)效慢；有的見(jiàn)水早，有的長(zhǎng)時(shí)間不見(jiàn)水等。B2區(qū)沉積是陸相河流三角洲沉積，砂體一般都比較小而且零散，后期在地質(zhì)構(gòu)造作用下形成的斷層又比較多，因此在儲(chǔ)層砂體邊角部位、斷層附近井網(wǎng)往往難以控制，注采關(guān)系不完善。所以，需要對(duì)整個(gè)鉆井區(qū)域內(nèi)的注采關(guān)系進(jìn)行分析和研究，利用注采比值的變化，再通過(guò)編程繪制出注采比等值線圖，從而認(rèn)清整個(gè)鉆井區(qū)域的壓力分布規(guī)律，以便在不同的局部區(qū)域采取相應(yīng)的技術(shù)措施，減少?gòu)?fù)雜情況的發(fā)生。

2.1 總注采比計(jì)算分析

DQLSX油田B2區(qū)東部有S、P、G油層分3套層系開(kāi)采。統(tǒng)計(jì)該區(qū)1513口油水井日注液量與日產(chǎn)量，然后計(jì)算出每口待鉆井周?chē)?00 m范圍內(nèi)累計(jì)日注量及累計(jì)日產(chǎn)量，可以計(jì)算出注采比。

表3 待鉆井周邊井注采對(duì)比Table 3 Comparison of injection and production in well surrounding wells

由表3可見(jiàn)，B2區(qū)各套井網(wǎng)累計(jì)總注采比在1～2之間，平均為1.26，總體上處于注采平衡狀態(tài)。

由于不同的井網(wǎng)開(kāi)采的儲(chǔ)層在物性上存在較大差異[5-6]，因此，在注液開(kāi)發(fā)的過(guò)程中對(duì)注入液的流動(dòng)影響很大。對(duì)開(kāi)采儲(chǔ)層物性好的二次加密井聚驅(qū)井網(wǎng)，注采在局部相對(duì)平衡，但對(duì)于開(kāi)采儲(chǔ)層物性差的三次加密井網(wǎng)，在局部就會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重注采不平衡區(qū)域，在鉆井剖面就會(huì)出現(xiàn)異常高壓層，鉆遇到該層，發(fā)生油氣侵的概率就大大增加。

2.2 油水井注水增量對(duì)油藏壓力變化的影響[7-8]

對(duì)DQ油田B2區(qū)塊不同開(kāi)采時(shí)期的實(shí)際壓力狀況與水量增幅的關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，找出壓力變化與水量增幅的相關(guān)性，建立地層壓力變化與注水增長(zhǎng)幅度關(guān)系圖版，應(yīng)用圖版計(jì)算出壓力上升值與注水增長(zhǎng)幅度對(duì)應(yīng)關(guān)系：y=-4.209 8x2+24.699x+1.787 3，R2=0.713 6，見(jiàn)表4。

表4 圖版計(jì)算壓力上升值與注水增長(zhǎng)幅度的關(guān)系Table 4 Chart to calculate the relationship between pressure appreciation and water injection growth

統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果表明，壓力恢復(fù)0.5 MPa，水量增幅為13.08%。

圖1 注水量變化率與油井靜壓變化值相關(guān)曲線Fig.1 Correlation curve of change rate of water injection and static pressure of oil well

對(duì)2005—2015年水驅(qū)監(jiān)測(cè)的有效數(shù)據(jù)點(diǎn)的注水量與地層壓力之間的關(guān)系進(jìn)行擬合(圖1)。產(chǎn)液增幅在6%～8%范圍內(nèi)時(shí)，注水量變化率低于10%，為油井地層壓力非敏感期，無(wú)論靜壓變化率還是絕對(duì)值，變化都不顯著；注水量變化率大于10%后，進(jìn)入油井地層壓力敏感期，無(wú)論靜壓變化率還是絕對(duì)值都快速變化。定點(diǎn)擬合結(jié)果說(shuō)明了壓力變化與注水量變化率之間存在相關(guān)性。

總之，局部注采比值較大的區(qū)域?yàn)樽⒉刹黄胶鈪^(qū)，有形成憋壓區(qū)進(jìn)而形成高壓區(qū)的條件，注采比值越大，高壓區(qū)的地層壓力越大，對(duì)鉆井的影響就更嚴(yán)重。

3 超前注水對(duì)地層壓力梯度分布的影響

超前注水有利于建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，提高單井產(chǎn)量和最終采收率。在考慮啟動(dòng)壓力情況下，根據(jù)不穩(wěn)定滲流數(shù)學(xué)模型[9]，繪制出不同壓力保持水平的壓力梯度與油井距離關(guān)系曲線，如圖2所示。

通過(guò)模擬計(jì)算超前注水后地層壓力分布及地層壓力梯度分布，計(jì)算結(jié)果表明地層壓力恢復(fù)程度不同，壓力梯度分布也不同(圖2)。當(dāng)油水井間最小驅(qū)替壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，此時(shí)的最小驅(qū)替壓力可建立有效驅(qū)動(dòng)系統(tǒng)。壓力保持水平越高，越有利于建立有效的壓力驅(qū)動(dòng)系統(tǒng)。但是如果壓力過(guò)高，注水井周?chē)鷷?huì)形成超破裂壓力注水，降低最終采收率。因此，地層壓力保持水平應(yīng)以不超過(guò)注水井周?chē)屏褖毫樽罡呓缦?。根?jù)井區(qū)物性條件，通過(guò)計(jì)算地層壓力保持水平為原始水平的110%～120%可滿(mǎn)足設(shè)計(jì)要求，按平均滲透率計(jì)算為116.2%。

圖2 超前注水后地層壓力梯度分布曲線Fig.2 Formation pressure gradient distribution curve after water injection

4 壓力預(yù)測(cè)方法應(yīng)用

對(duì)B2區(qū)二次加密井、三次加密井、聚驅(qū)井網(wǎng)注采比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)計(jì)算，并繪制出注采比值等值線圖[10-12]，可以得出局部注采比值超過(guò)3，甚至高達(dá)9。

以注采比值劃分壓力區(qū)域：注采比值在3與9之間，為高壓區(qū)；大于9，為嚴(yán)重的注采不平衡區(qū)，劃分為超高壓區(qū)；小于3，為正常壓力區(qū)。在注采比值大于9的區(qū)域，預(yù)計(jì)壓力系數(shù)為1.60～1.75。在注采比值大于3的區(qū)域，相對(duì)地層壓力系數(shù)有所降低，大致在1.45～1.55之間。在小于3的區(qū)域，預(yù)計(jì)地層壓力系數(shù)在1.38～1.45之間。

從部分壓力數(shù)據(jù)表的分析可知，壓力預(yù)測(cè)誤差小于0.05的比例為85.7%。但對(duì)于在斷層附近分布的待鉆井，由于儲(chǔ)層壓力分布同時(shí)受到斷層遮擋的影響，給壓力預(yù)測(cè)帶來(lái)較大難度，使壓力預(yù)測(cè)的精度下降，誤差值較大。

通過(guò)鉆前壓力預(yù)測(cè)[13-15]，在預(yù)計(jì)高壓區(qū)的區(qū)域提前采取鉆關(guān)降壓，降低地層壓力；在鉆井時(shí)，適當(dāng)提高鉆井液密度或鉆井液密度采取兩段制的設(shè)計(jì)方法，在能控制的前提下，有目的地讓地層高壓流體浸入井筒，達(dá)到泄壓、降低地層壓力的目的。通過(guò)N3區(qū)648口井鉆井施工，對(duì)壓力預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)和完井壓力解釋[16]進(jìn)行對(duì)比，壓力預(yù)測(cè)小于0.05的符合率為90.36%，超過(guò)預(yù)期5.36個(gè)百分點(diǎn)。油氣侵65口，鉆井液密度平均使用1.515，管外冒5口井。與2015年N2區(qū)鉆井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比見(jiàn)表5。

高壓層的確定，對(duì)科學(xué)設(shè)計(jì)鉆井液密度起到了至關(guān)重要的作用。2014年在DQB-2區(qū)塊西部共施工283口井，初期由于注水井沒(méi)有充分降壓，鉆井液密度平均為1.60～1.65 g/cm3，后來(lái)逐漸調(diào)整為1.45～1.50 g/cm3，在鉆井過(guò)程中，Z412-309井、Z422-309井等8口井發(fā)生不同程度油水侵，復(fù)雜率僅占鉆井總數(shù)的2.204%。

表5 B2區(qū)與B3區(qū)施工數(shù)據(jù)對(duì)比Table 5 Comparison of B2 area and B3 area construction data

5 結(jié)論

(1)依據(jù)巖性特征對(duì)壓力影響因素進(jìn)行研究，得出在砂體變化的部位及砂體內(nèi)部滲透率變差的小層，儲(chǔ)層的物性較差，采液量比較少，含水較低，受驅(qū)水的效果不明顯。并且注入水后，易于在此處聚積，形成憋壓區(qū)，進(jìn)而形成高壓區(qū)。

(2)依據(jù)注采比的計(jì)算分析，局部注采比值較大的區(qū)域?yàn)樽⒉刹黄胶鈪^(qū)，易形成憋壓區(qū)。注采比值越大，高壓區(qū)的地層壓力就越大，對(duì)鉆井施工的影響就越嚴(yán)重。

(3)通過(guò)油水井注水增量對(duì)油藏壓力變化的影響研究，對(duì)2005—2015年水驅(qū)監(jiān)測(cè)的有效數(shù)據(jù)點(diǎn)的注水量與地層壓力之間的關(guān)系進(jìn)行擬合，說(shuō)明產(chǎn)液增幅在6%～8%范圍內(nèi)時(shí)，注水量變化率低于10%，為油井地層壓力非敏感期；注水量變化率大于10%后，進(jìn)入油井地層壓力敏感期。

(4)依據(jù)超前注水對(duì)地層壓力梯度分布的影響研究，超前注水有利于建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，以不超過(guò)注水井周?chē)屏褖毫樽罡呓缦蕖８鶕?jù)井區(qū)物性條件，按平均滲透率計(jì)算為116.2%，計(jì)算地層壓力保持水平為原始水平的110%～120%可滿(mǎn)足設(shè)計(jì)要求。

(5)對(duì)B2區(qū)二次加密井、三次加密井、聚驅(qū)井網(wǎng)注采比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)計(jì)算，劃分出了高壓區(qū)壓力范圍等級(jí)，即注采比值在3～9之間為高壓區(qū)，大于9為超高壓區(qū)。預(yù)測(cè)對(duì)應(yīng)的壓力系數(shù)在1.60～1.75之間。