基于斷層穩(wěn)定性的疏松砂巖臨界注水壓力研究

林 海 張曉誠 謝 濤 庹海洋 劉海龍 孫 金

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459；2. 中國科學(xué)院深海科學(xué)與工程研究所， 海南 三亞 572000)

疏松砂巖油藏的存在比較普遍，我國的渤海灣油田、大港油田、孤島油田等皆已勘探開發(fā)出此類油藏[1-4]。渤海灣油田陸續(xù)勘探開發(fā)的疏松砂巖油氣藏，包括綏中36-1油田、秦皇島32-6油田、錦州9-3油田等。此類油藏通常具有埋藏深度淺、壓實作用弱、高孔高滲、膠結(jié)物含量低、膠結(jié)作用差等特點[5-8]，隨著地層中流體的不斷采出，地層壓力會逐漸衰竭。為了提高油氣井的產(chǎn)能，實際生產(chǎn)中普遍采用的是注水開發(fā)方式[9-10]。在渤海油田長期注水開發(fā)過程中，注入水中的懸浮顆粒有可能堵塞地層孔喉或形成外濾餅，導(dǎo)致地層的滲透率降低。特別是在黏土含量較高的地層，注水會引起黏土礦物水化而膨脹分散，導(dǎo)致注水井吸水能力下降，注入壓力隨著注水時間的延長而逐漸升高[11-12]。由于受到多期構(gòu)造運動和晚期改造作用的影響，渤海灣盆地呈現(xiàn)出多斷層的特點，若在開發(fā)中注入壓力過高將可能引發(fā)斷層錯動而失穩(wěn)，從而導(dǎo)致注入水漏失、原油泄漏等安全問題[13]。

合理的注水壓力既是保證注水能力和穩(wěn)產(chǎn)量增加的關(guān)鍵，也是油田安全生產(chǎn)、防止地質(zhì)性溢油的前提。目前，常規(guī)的注水壓力多是根據(jù)地層的破裂壓力及油管、水嘴的摩阻來計算。井底注水壓力不宜超過地層破裂壓力，以避免出現(xiàn)壓漏地層的風(fēng)險。破裂壓力的預(yù)測方法有多種，這些方法主要以拉伸破壞原則為依據(jù)，且不考慮井壁的滲透性。Wang、李嗣貴等人研究的破裂壓力計算公式考慮了溫度的影響，但該公式不能直接應(yīng)用于注水開發(fā)[14-15]。孫金等人提出的注水破裂壓力計算模型考慮了儲層溫度變化和堵塞因素，該模型對疏松砂巖的適應(yīng)性還有待驗證[16]。還有學(xué)者研究了地應(yīng)力和斷層對破裂壓力的影響，但缺乏對斷層本身的定量分析[17-18]。如何準(zhǔn)確計算斷層發(fā)育地層的臨界注水壓力，是疏松砂巖油藏開發(fā)的難題之一。

在本次研究中，將綜合分析過斷層區(qū)域地層的力學(xué)特性、原地應(yīng)力及斷層產(chǎn)狀，充分考慮斷層失穩(wěn)因素，進(jìn)行臨界注水壓力模擬分析。

1 疏松砂巖力學(xué)特性實驗

渤海灣的疏松砂巖油藏，多數(shù)埋深較淺，孔隙度為20%～40%，滲透率高，屬于高孔高滲儲層。采集渤海灣SZ36-1區(qū)塊1 510 — 1 570 m東營組儲層的疏松砂巖巖心作為試樣，利用MTS巖石力學(xué)實驗裝置對其進(jìn)行單軸、三軸抗壓強度實驗。實驗步驟如下：

(1) 制備試樣。現(xiàn)場采集的巖心形狀不規(guī)則，需處理后才能用于實驗。首先用φ25 mm金剛石鉆頭在巖心上截取一段圓柱體作為試樣，然后將其兩端車平、磨光，使長徑比達(dá)到1.8～2.0。試樣的制備在常溫下進(jìn)行，三軸實驗中使用橡膠套隔離巖心的圍壓油。

(2) 將制備的巖樣裝入高壓釜內(nèi)，加大圍壓到設(shè)定值。

(3) 打開HP3054A數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，調(diào)整程序并進(jìn)入準(zhǔn)備狀態(tài)。開啟液壓機，給試樣施加載荷直至巖樣產(chǎn)生破壞，即停止加載。在此加載過程中，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)記錄巖樣的應(yīng)力、應(yīng)變，超聲波儀測量系統(tǒng)測定巖樣的縱波、橫波速度。

(4) 實驗結(jié)束，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)繪制出應(yīng)力-應(yīng)變曲線。對巖心試樣a進(jìn)行單軸實驗，對試樣b進(jìn)行三軸實驗，其應(yīng)力-應(yīng)變曲線如圖1所示。

圖1 巖心試樣應(yīng)力-應(yīng)變曲線

實驗結(jié)果顯示，疏松砂巖屬于較典型的低強度地層。 在試樣a三軸實驗過程中，單軸抗壓強度僅2.96 MPa，彈性模量僅0.36 GPa，泊松比約0.296，破壞時的軸向應(yīng)變較大，巖石呈現(xiàn)出較強的塑性；在試樣b三軸實驗過程中，加圍壓后的抗壓強度提高為17.75 MPa，泊松比為0.27，也呈現(xiàn)出塑性破壞規(guī)律。

根據(jù)Mohr-Coulomb破壞準(zhǔn)則，對SZ36-1油田巖心進(jìn)行單軸、三軸實驗分析，其結(jié)果如圖2所示。隨著圍壓增加，巖石抗壓強度與圍壓呈近似線性關(guān)系，計算所得的巖石黏聚力為2.68 MPa，內(nèi)摩擦角為11.92°。儲層巖石膠結(jié)性較差，因此該區(qū)塊地層屬于弱固結(jié)或未固結(jié)的疏松砂巖地層。

圖2 疏松砂巖強度測試結(jié)果分析

2 臨界注水壓力評估方法

基于渤海油田斷層發(fā)育的構(gòu)造特征和力學(xué)特性，分析注水導(dǎo)致斷層失穩(wěn)時的臨界注水壓力，主要分析流程如圖3所示。

圖3 臨界注水壓力分析流程圖

2.1 斷層穩(wěn)定性分析

斷層不僅是油氣聚集的遮擋物，更是油氣運移的通道，斷層能否發(fā)生錯動取決于其受力狀態(tài)。當(dāng)斷層停止活動后，通常會在復(fù)雜地質(zhì)作用下形成垂向封閉。地層越深，其斷層面所受的地應(yīng)力就越大，內(nèi)部泥巖也越容易達(dá)到塑性變形極限狀態(tài)；因此，可將斷層面視為薄弱面進(jìn)行穩(wěn)定性分析。根據(jù)彈性力學(xué)經(jīng)典理論，斷層面在三向地應(yīng)力下的受力和幾何形狀如圖4所示。圖中，x軸、y軸和z軸分別表示3個主應(yīng)力(水平最大地應(yīng)力σH、水平最小地應(yīng)力σh和上覆巖層壓力σv)的方向。

在3個主應(yīng)力的大小和方向確定后，任意界面上的正應(yīng)力、剪切力計算式如下[19]：

σHcos2θcos2β+

(1)

σn=σvsin2θ+σHcos2θcos2β+

σhcos2θsin2β

(2)

式中：τn—— 空間任意面上的剪應(yīng)力，MPa；

σn—— 空間任意面上的正應(yīng)力，MPa；

θ——σv與斷層面外法線的夾角，(°)；

β—— 斷層面在σH-σh平面上的交線與最小水平地應(yīng)力σh的夾角，(°)。

圖4 斷層面的幾何形狀和應(yīng)力狀態(tài)

2.2 臨界注水壓力計算

在注水過程中，斷層面受力后促使其內(nèi)部裂縫和破碎帶重啟而產(chǎn)生破壞，因此可以認(rèn)為斷層已失去封閉性。

根據(jù)庫侖理論，Mohr-Coulomb準(zhǔn)則的表達(dá)如式(3)所示[20]：

τ=C+(σn-p)tanφ

(3)

式中：σn—— 斷層面上的正應(yīng)力，MPa；

τ—— 斷層面上的剪應(yīng)力，MPa；

p—— 斷層面內(nèi)流體壓力，MPa；

C—— 斷層面的黏聚力，MPa；

φ—— 斷層面內(nèi)摩擦角，(°)。

斷層滑移時的臨界注水壓力計算如式(4)所示：

pd=σn-(τ-C)/tanφ

(4)

式中：pd—— 斷層失穩(wěn)時的臨界注水壓力，MPa。

聯(lián)立式(1)(2)(4)，得到臨界注水壓力表達(dá)式：

pd=σvsin2θ+σHcos2θcos2β+σhcos2θsin2β-

(5)

斷層面的傾角和走向?qū)ζ涫芰顟B(tài)有影響，不同斷層面的傾角和走向?qū)?yīng)的臨界注水壓力存在差異。在斷層發(fā)育地層，特定深度處只有一個臨界注水壓力值。在此，根據(jù)渤海區(qū)域疏松砂巖油藏參數(shù)(見表1，井深1 500 m處)，研究不同斷層的臨界注水壓力分布規(guī)律。表1中3種斷層條件下的井底臨界注水壓力分布規(guī)律分別如圖5、圖6、圖7所示。

表1 渤海區(qū)域疏松砂巖油藏參數(shù)

在圖5所示正斷層控制區(qū)域中：當(dāng)斷層沿著最小水平主應(yīng)力方位且傾角為0°時，臨界注入壓力最大為33.67 MPa；當(dāng)斷層沿著最大水平主應(yīng)力方位且傾角約為45°～65°時，臨界注入壓力較小，最小為19.05 MPa。當(dāng)斷層走向一定時，臨界注水壓力隨著斷層傾角的加大而先降低后升高。相比于走向的變化，斷層傾角的變化對臨界注入壓力的影響更為敏感。斷層走向近最大水平主應(yīng)力方位時：當(dāng)傾角從0°變化到90°，臨界注入壓力降低的最大幅度為14.62 MPa；而當(dāng)斷層傾角不變時，走向變化引起的臨界注入壓力變化最大幅度為4.52 MPa。斷層傾角越大，走向?qū)εR界注入壓力的影響就越大。

在圖6所示逆斷層控制區(qū)域中：當(dāng)斷層傾角超過60°時，對應(yīng)的臨界注水壓力明顯增加；當(dāng)斷層沿著最小水平主應(yīng)力方位且傾角為90°時，臨界注入壓力最大值為32.28 MPa；當(dāng)斷層傾角為15 °～50°，且斷層面與最小水平主應(yīng)力夾角為0 °～60°時，臨界注水壓力較低，最低值為22.89 MPa。斷層傾角越小，走向的變化對臨界注入壓力的影響就越大。

在圖7所示走滑斷層控制區(qū)域中：高傾角的走滑斷層，其走向更靠近水平最小地應(yīng)力，對應(yīng)的臨界注水壓力也更高。當(dāng)斷層沿著最小水平主應(yīng)力方位且傾角為90°時，臨界注入壓力最大值為34.16 MPa；當(dāng)斷層傾角為60 °～90°且斷層面與σh夾角為45°～75°時，臨界注水壓力較低，最低值為21.79 MPa；當(dāng)斷層傾角超過60°時，斷層走向近最小地應(yīng)力方位，對應(yīng)的臨界注水壓力明顯升高，斷層的穩(wěn)定性增強。斷層走向一定時：當(dāng)傾角從0°變化到90°，其臨界注入壓力降低的最大幅度為9.12 MPa；而當(dāng)斷層傾角不變時，走向變化引起的臨界注入壓力變化最大幅度為12.37 MPa。相比于傾角的變化，斷層走向的變化對逆斷層區(qū)域臨界注入壓力的影響更為敏感。

圖5 正斷層條件下臨界注水壓力分布

圖6 逆斷層條件下臨界注水壓力分布

圖7 走滑斷層條件下臨界注水壓力分布

3 實例分析

針對渤海灣地區(qū)高壓注水中可能出現(xiàn)的風(fēng)險，主要考慮如何避免高壓解堵注水時的斷層失穩(wěn)問題。設(shè)：注水破裂壓力為pf，注水不使斷層開啟時的注入壓力為pd，解堵增注時合理的注入壓力pu需同時滿足解堵和安全注水的要求，pf≤pu≤pd。

在此,以綏中36-1油田A井東營組儲層為實例進(jìn)行分析，其主要參數(shù)有：水平最大主應(yīng)力方向，N95°E；井深，1 500 m；上覆巖層壓力當(dāng)量密度，2.1 g/cm3；最大水平地應(yīng)力當(dāng)量密度1.8 g/cm3；最小水平地應(yīng)力當(dāng)量密度，1.5 g/cm3；斷層黏聚力，1.0 MPa；地層孔隙壓力當(dāng)量密度，1.0 g/cm3。

A井臨界注水壓力分布如圖8所示。其中，當(dāng)斷層沿著最小水平主應(yīng)力方位且傾角為0°時，臨界注入壓力的值最大，為31.5 MPa；當(dāng)斷層沿著最大水平主應(yīng)力方位且傾角為90°時，臨界注入壓力為15.2 MPa。

圖8 A井臨界注水壓力分布

A井的合理注水壓力如表2所示。根據(jù)計算結(jié)果，對A井東二上油組采用階梯式緩慢加壓的方法，使最大注水壓力提升至15.2 MPa。在實施注水解堵后，井口注水壓力保持6 MPa 左右(降低了約4 MPa)，日注水量提升至480 m3(提高了110 m3)之后略有下降，基本達(dá)到注入水的配注量要求。

表2 A井的合理注水壓力 單位：MPa

4 結(jié) 語

本次研究就疏松砂巖的臨界注水壓力評估問題進(jìn)行了數(shù)值模擬。疏松砂巖油藏多數(shù)埋深較淺、壓實作用弱、膠結(jié)作用差，單軸抗壓強度較低，應(yīng)力應(yīng)變曲線上表現(xiàn)出較強的塑性特征。過斷層井段注水，應(yīng)避免注入水誘使斷層滑移或開啟，其合理注水壓力應(yīng)接近或超過注水破裂壓力并小于斷層失穩(wěn)時的注入壓力。斷層的傾角和走向都會對斷層失穩(wěn)時的臨界注入壓力產(chǎn)生影響，不同斷層類型控制區(qū)域的臨界注水壓力存在一定差異，斷層產(chǎn)狀分析結(jié)果基本反映了注水壓力的變化規(guī)律。