彭成勇　(中海油研究總院，北京 100027)

徐康泰（石油工程教育部重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京））中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

于繼飛，曹硯鋒　(中海油研究總院，北京 100027)

王雷，崔楠（石油工程教育部重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京））中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

海上弱固結(jié)砂巖儲層膨脹注水工藝研究

彭成勇(中海油研究總院，北京 100027)

徐康泰（石油工程教育部重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京））中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

于繼飛，曹硯鋒(中海油研究總院，北京 100027)

王雷，崔楠（石油工程教育部重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京））中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

[摘要]針對我國渤海弱固結(jié)砂巖油田注水井近井污染問題,提出膨脹注水解堵工藝技術(shù),考慮隨距井筒距離變化的污染程度,結(jié)合流固耦合效應(yīng),編寫ABAQUS子程序,建立有限元分析模型,模擬渤海油田某注水井膨脹注水解堵效果。結(jié)果表明,在一定污染程度下,存在一個可達到解堵目的的最小注入速度,并在此基礎(chǔ)上,建立渤海弱固結(jié)砂巖儲層膨脹注水圖版。結(jié)合實際,提出配套階梯式膨脹注水工藝,增強現(xiàn)場運用的安全性和靈活性。

[關(guān)鍵詞]弱固結(jié)砂巖;膨脹注水;污染程度;注水圖版;階梯式注水

海上弱固結(jié)砂巖高滲油田注水開發(fā)，由于注水水質(zhì)、顆粒沉積等原因，注水井污染堵塞現(xiàn)象嚴重，注入壓力上升明顯[1，2]。針對我國渤海弱固結(jié)砂巖油田注水污染井問題，采用膨脹注水技術(shù)進行解堵[3]，即高于儲層破裂壓力注水，使地層產(chǎn)生穿透污染帶區(qū)域的短裂縫，從而達到解堵目的。該工藝難點在于控制排量，即合理的注入速度；在達到解堵目的的同時，能夠降低實施風(fēng)險?？紤]隨距井筒距離變化的污染程度[4~6]，結(jié)合流固耦合效應(yīng)，針對該區(qū)塊某口具體注水井，采取該工藝進行解堵，模擬膨脹注水效果，給出最優(yōu)注入速度。設(shè)置不同隨距離變化的污染程度，建立適用于弱固結(jié)高滲砂巖儲層注水井解堵的一般適用性注水圖版，實現(xiàn)快速判斷可穿透污染帶的最小注入速度。根據(jù)工藝現(xiàn)場施工特點，提出階梯式膨脹注水概念。

1膨脹注水模型建立

弱固結(jié)砂巖儲層注水過程，受注入流體影響，巖土微觀幾何形狀較常規(guī)儲層更易發(fā)生改變，影響儲層孔滲特征[7]。

巖石骨架的變形可表征為：

(1)

式中：Δe為孔隙比變化量，1；ΔVp為孔隙體積變化量，m3；Vs為固相體積，m3。

體積應(yīng)變?yōu)椋?/p>

(2)

式中：εv為體積應(yīng)變，1；ΔV為巖石體積變化量，m3；V0為原始體積，m3；e為孔隙比，1;e0為初始孔隙比，1。

即：

(3)

式中：φ為孔隙度，1；φ0為初始孔隙度，1。

結(jié)合滲透系數(shù)和孔隙度間的關(guān)系，得到考慮滲流-應(yīng)力耦合數(shù)學(xué)公式[7,8]：

(4)

式中：K0為初始滲透系數(shù)，cm/s；K為滲透系數(shù)，cm/s。

污染程度由弱固結(jié)砂巖儲層注水井近井地帶污染情況測定結(jié)果[4~6]確定，可采取“三段直線型”污染模式表征近井污染情況，設(shè)定了4種不同污染程度，從小到大分別為：情況①——0~1m，井筒儲層污染程度最為嚴重，滲透率損失率為95%，且為常數(shù)，也是影響注入效果的主要因素；1~7m內(nèi)，7m時滲透率損失率下降為20%，為線性變化；7~11m內(nèi)，11m時滲透率損失率為0%，即恢復(fù)原始滲透率，為線性變化；11m外滲透率無損失。情況② ——0~1m，滲透率損失率為97%，且為常數(shù)；1~9m內(nèi)，9m時滲透率損失率為20%，為線性變化；9~13m內(nèi)，13m時滲透率損失率為0%，為線性變化；13m外滲透率無損失。情況③ ——0~1m，滲透率損失率為99%，且為常數(shù)；1~10m內(nèi)，10m時滲透率損失率為20%，為線性變化；10~15m內(nèi)，15m時滲透率損失率為0%，為線性變化；15m外滲透率無損失。情況④——0~1m，滲透率損失率為99.5%，且為常數(shù)；1~11m內(nèi)，11m時滲透率損失率為20%，為線性變化；11~15m內(nèi)，15m時滲透率損失率為0%，為線性變化；15m外滲透率無損失。

利用ABAQUS有限元軟件，建立有限元分析模型[8~12]：采用線性二維CPE4RP單元對模型進行網(wǎng)格劃分?？紤]近井區(qū)域壓力變化明顯，對模型進行二次加密，即圖1加密區(qū)1與加密區(qū)2。利用用戶子程序USDFLD、UFLUIDLEAKOFF實現(xiàn)隨距離變化的滲透率，即污染程度，利用用戶子程序GETVRM實現(xiàn)弱固結(jié)砂巖儲層流固耦合特征，即式(4)。

圖1　計算模型示意圖

2膨脹注水工藝運用

渤海某油田注水井，采用“一投三分”分層注水技術(shù)[13]，取各段參數(shù)平均值，代入所建立的有限元分析模型中。其中污染模式根據(jù)儲層原始滲透率按照“三段式”的污染模式賦值，其余參數(shù)見表1。

表1　模型中基礎(chǔ)參數(shù)

采取膨脹注水工藝進行解堵，在604、864、1296、1728、2160m3/d注入速度下施工25min，觀察井底壓力變化趨勢，并在施工25min后，繼續(xù)以200m3/d的原配注量注水，分析解堵后效果，結(jié)果見圖2。由圖2可知，當(dāng)注入速度大于864m3/d，恢復(fù)常規(guī)注水，井底壓力幾乎一致，表明膨脹注水注入速度大于864m3/d ，均能達到解堵效果。864m3/d為該井施工優(yōu)選值，即在這種情況下能夠達到解堵目的的最小施工排量。

圖2　注入井底壓力模擬

3膨脹注水圖版建立

采取所示 “三段式”污染模式，根據(jù)渤海弱固結(jié)砂巖儲層基本物性，建立有限元分析模型，分析不同儲層厚度、不同污染情況下，能夠突破污染帶，達到解堵目的的最小注入速度。根據(jù)儲層特點，模板采取儲層厚度為10、20、30、40、50m；上述4種不同污染程度情況如圖3所示。

圖3　污染程度情況

模型其他基本參數(shù)包括：①原始地層壓力13MPa，水平最大主應(yīng)力為27MPa，最小主應(yīng)力為22MPa；②初始滲透率為1000mD，初始孔隙度為0.3；③彈性模量為1.8 GPa，泊松比為2.64。如圖4所示，得到適合于分析我國渤海弱固結(jié)砂巖儲層注水井污染膨脹解堵注水圖版。運用該圖版：假設(shè)一污染井，污染程度類似圖3中的情況2，作用儲層厚度約為30m，則達到解堵目的的最小注入速度約為2000m3/d。

圖4　最小注入速度圖版

4階梯式膨脹注水工藝提出

結(jié)合現(xiàn)場運用，提出階梯式膨脹注水概念，即逐步提高排量技術(shù)。如圖5所示，分5個階段升排量注入，每階段施工25min，即300m3/d(25min) +518m3/d(25min)+864m3/d(25min)+1296m3/d(25min)+1728m3/d(25min)；與常規(guī)膨脹注水(1728m3/d(25min))對比，可知階梯式注水工藝技術(shù)優(yōu)勢如下：①井底最大壓力降低，達到6.30MPa，較大幅度降低了施工所需最大壓力，即降低了對設(shè)備性能的要求和施工難度；②有利于現(xiàn)場施工調(diào)整；③整體施工趨勢更平穩(wěn)，降低了施工帶來的風(fēng)險。

圖5　注入井底壓力模擬(階梯式膨脹注水)

5結(jié)論

1)考慮流固耦合效應(yīng)，結(jié)合隨距井筒

距離變化的滲透率特征，即“三段式”污染形式，建立有限元分析模型，該模型適合于分析渤海疏松砂巖油藏注水井膨脹注水解堵過程。

2)以渤海疏松砂巖油藏某口污染注水井為例，采用膨脹注水技術(shù)，模擬注水過程井底壓力變化情況，得到可達到解堵目的的最小注入速度。

3)考慮“三段式”污染形式，建立膨脹注水圖版，該圖版能夠根據(jù)不同儲層厚度、不同污染情況，快速確定達到解堵目的的最小注入速度。

4)提出階梯式膨脹注水工藝，較之于常規(guī)膨脹注水，該工藝具有逐步增大注入量、施工所需最大壓力小、持續(xù)作業(yè)壓力平穩(wěn)的特征，從而具備降低設(shè)備性能要求、便于調(diào)整施工方案、降低施工帶來的風(fēng)險等優(yōu)勢。

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[編輯]黃鸝

[引著格式]彭成勇，徐康泰，于繼飛，等.海上弱固結(jié)砂巖儲層膨脹注水工藝研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版) ,2015,12(26):77~80.

[中圖分類號]TE53

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)26-0077-04

[作者簡介]彭成勇(1981-)，男，碩士，工程師，主要從事非常規(guī)油氣開發(fā)增產(chǎn)工作， pengchy@cnooc.com.cn。

[基金項目]中海石油(中國)有限公司科研項目(CCL2012RCPS0259RSN)。

[收稿日期]2015-04-20