霍宏博

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司；2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室

對老油田采取經(jīng)濟有效的綜合治理措施，是增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的保證［1］，調(diào)整井是綜合治理的重要手段［2］。但長時間注水開發(fā)，導致地下壓力系統(tǒng)紊亂，高低壓異常交互存在，使老油田調(diào)整井鉆井困難［3-5］。中原油田文東、濮城、衛(wèi)城區(qū)塊，勝利油田的勝坨、正理莊、純化區(qū)塊，江蘇油田黃玨區(qū)塊以及渤海的蓬萊油田等地區(qū)，調(diào)整井鉆井出水、井漏、井涌時有發(fā)生，由此引發(fā)的井塌、卡鉆、套管下不到位等次生事故使安全、效益受損［6-10］。曾有學者對調(diào)整井地層壓力預測展開過研究，趙寧［3］提出利用油藏數(shù)值模擬方法研究調(diào)整井鉆井壓力預測的方法；姚約東［11］利用油藏數(shù)值模擬預測調(diào)整井地層壓力取得良好的擬合效果；朱炳蘭［8］通過數(shù)值模擬計算實現(xiàn)了孔隙壓力歷史動態(tài)變化模擬；姜澤菊［12］描述了水驅(qū)高低滲互層之間的流動過程。前人研究結(jié)果表明數(shù)值模擬方法預測調(diào)整井區(qū)域壓力精度較高，且能夠反映區(qū)域壓力分布，但對調(diào)整井壓力預測側(cè)重于對單層的壓力分析，對存在層間滲透率差異地層的壓力情況研究較少，而渤海調(diào)整井實際鉆井過程中存在由于層間差異導致的漏噴共存的情況。筆者對垂向上滲透率差異較大且層間存在隔夾層的相鄰兩個小層進行數(shù)值模擬，分析籠統(tǒng)注水過程和泄壓過程層間的壓力差異，發(fā)現(xiàn)在注水未達到平衡前以及泄壓期間，高滲層和低滲層間壓力差始終存在，壓力差是調(diào)整井鉆井期間多種復雜同時發(fā)生的主要原因，并根據(jù)研究結(jié)果提出注水區(qū)域調(diào)整井安全鉆井的建議。

1 地層壓力預測

渤海X油田目的層為館陶組，主要為辮狀河沉積，地層為砂泥巖互層，儲層具有以下特點：受多個斷層控制，斷層封隔性較好；油層物性較好，縱向上相鄰儲層滲透率差異較大；砂泥巖互層多，泥巖封隔性好。

該區(qū)域自2002年開發(fā)，開發(fā)過程中暴露出油層層間矛盾突出、注入水突進明顯等問題，調(diào)整井鉆井期間多口井發(fā)生井涌、溢流等復雜情況。本文以渤海X油田為研究對象，對該區(qū)塊進行籠統(tǒng)注水開發(fā)的兩相鄰層位L50和L56開展研究。首先利用被開發(fā)油田的生產(chǎn)數(shù)據(jù)及測錄井數(shù)據(jù)建立油藏的地質(zhì)模型，對地層進行網(wǎng)格劃分，計算每個網(wǎng)格地層壓力隨時間的變化；再利用油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)（包括日產(chǎn)油、日產(chǎn)水、動態(tài)監(jiān)測的井底壓力等參數(shù)）與數(shù)值模擬預測的結(jié)果進行對比，觀察擬合情況，對模擬所選用的油藏參數(shù)進行修正和完善，得到地層中不同位置地層壓力和飽和度的變化規(guī)律。

1.1 地質(zhì)模型

根據(jù)鉆井、地震、錄井、測井等資料，建立目標區(qū)域地層的有效厚度、滲透率、孔隙度等分布規(guī)律的數(shù)值模型。

該區(qū)域邊界為斷層，封閉性較好。在縱向上，只考慮存在隔夾層的相鄰兩油層，隔層滲透率設為0，兩層的物性參數(shù)見表1。

1.2 流體模型

油田長時間注水后，導致地層中原油組分發(fā)生變化，輕質(zhì)組分最先被驅(qū)出，重質(zhì)組分增加［12］。根據(jù)油藏測試及最近原油取樣，得到地層流體參數(shù)如表2所示。

表2 地層流體物性參數(shù)Table 2 Physical property parameters of formation fluids

1.3 地層壓力預測模型

建立注水對滲透率差異相鄰地層壓力影響模型的步驟包括：推導多孔介質(zhì)中流體流動的偏微分方程；流動方程的有限差分近似；有限差分方程求解；歷史壓力擬合；層間壓力對比分析，在對兩地層壓力模擬的基礎(chǔ)上分析層間壓力差異。采用黑油模型模擬注水對油藏壓力影響，基本假設如下：

（1）油藏中的滲流是等溫滲流；

（2）不考慮原油脫氣，只考慮油水兩相流動，各相流體滲流符合達西定律；

（3）油藏巖石不可壓縮，考慮各向異性；

（4）油藏流體微可壓縮。

根據(jù)流體質(zhì)量平衡定律和達西定律在直角坐標系建立推導滲流微分方程，不考慮垂向流動，建立二維平面滲流方程模型。

對流動性方程通過有限差分方法近似化處理，按照文獻［16］的方法推導有限差分方程

式中，x、y為模型橫向、縱向長度，m；α、β為單位轉(zhuǎn)換因子；kx、ky分別為橫向、縱向滲透率，D；Ax、Ay分別為橫向、縱向剖面面積，m2；pi，j為（i，j）網(wǎng)格的壓力，MPa；μl為流體黏度，mPa·s；Bl為流體體積系數(shù)；q為流體流量，m3/d；φ為孔隙度，%；Vb為網(wǎng)格總體積，m3；Cl為流體壓縮系數(shù)，MPa-1。

含油層位為封閉邊界，模擬均質(zhì)二維地層中地層壓力變化，對一個有限面積的含油層位進行網(wǎng)格劃分，并對注水井和生產(chǎn)井網(wǎng)格進行源匯處理。將油藏進行網(wǎng)格劃分并將地層屬性賦予網(wǎng)格，假設注水井注入壓力和生產(chǎn)井井底流壓固定，給定地層初始壓力，用ECLIPSE軟件模擬注水開發(fā)過程，注水井注水一段時間，之后停注，生產(chǎn)井一直生產(chǎn)。注水開始，地層經(jīng)歷不穩(wěn)定流動階段；當?shù)貙訅毫_到注水井井底壓力后，流體在注水井與生產(chǎn)井之間流動為穩(wěn)定流動；注水井停注后，地層由穩(wěn)定流動轉(zhuǎn)為不穩(wěn)定流動；當壓力傳導至模型邊界后，由不穩(wěn)定流動轉(zhuǎn)為擬穩(wěn)定流動狀態(tài)。

將預測結(jié)果與實際生產(chǎn)井的壓力進行對比，區(qū)塊41口生產(chǎn)井中，31口井的壓力變化規(guī)律基本一致，占比達76%，說明建立的機理模型基本能代替實際模型用于壓力的預測。

2 注水井停注泄壓引起的區(qū)域地層壓力變化

對同時開發(fā)兩個不同滲透率層位的油田進行模擬，兩層位之間滲透率為0，分析兩層位之間的壓力差。根據(jù)地質(zhì)建模的網(wǎng)格劃分，分別計算L50、L56兩個層位各個網(wǎng)格壓力的大小，分析網(wǎng)格中壓力情況。對X油田實際井網(wǎng)進行模擬，先對地層進行注水，直到達到注水穩(wěn)定的狀態(tài)；注水井停注，生產(chǎn)井正常生產(chǎn)，直到地層壓力降低至初始狀態(tài)。

分別模擬兩地層壓力隨時間變化的情況，L50層位和L56層位達到注水穩(wěn)定，兩層壓力相同。注水井停注第5 d壓力分布如圖1、圖2所示，L50層位和L56層位的地層壓力隨著生產(chǎn)井采油均降低，但不同層位壓降漏斗擴散速度不同。高滲層L50壓降漏斗擴散速度快，地層壓力降低迅速，而低滲層L56壓力降低速度較慢。

圖1 停注第5 d的L50層位壓力分布Fig. 1 Pressure distribution of L50 after 5 days’ injection suspension

圖2 停注第5 d的L56層位壓力分布Fig. 2 Pressure distribution of L56 after 5 days’ injection suspension

3 注水和停注對調(diào)整井鉆井的影響

選擇區(qū)塊中剩余油飽和度較高的位置作為調(diào)整井井位，分析L50和L56兩層位調(diào)整井鉆遇區(qū)域的地層壓力隨時間變化情況，其中0～25 d，對L50和L56進行籠統(tǒng)注水，第20 d之后，注水井停注，生產(chǎn)井正常生產(chǎn)，兩地層的壓力變化如圖3所示，可以看出，對于該油田，調(diào)整井鉆井區(qū)域兩相鄰層位地層壓力在開始注水和停注泄壓階段均存在層間壓力差異。在注水井停注后的25 d層間壓力差異都不會消失，且在停注的初期，層間壓力差異逐漸增加，在第14 d達到最大，高達4.3 MPa，足以引起井涌等復雜情況發(fā)生。

圖3 地層壓力變化規(guī)律Fig. 3 Variation laws of formation pressure

4 注水區(qū)域調(diào)整井鉆井應對措施

據(jù)上述分析，需要在調(diào)整井鉆井前分析調(diào)整井井位所在區(qū)域注水對地層壓力的影響，據(jù)此制定相應的關(guān)停計劃，提前關(guān)停注水井。

井控規(guī)范［17］規(guī)定了油水井鉆井液密度設計附加安全值為1.5～3.5 MPa，氣井附加安全值3.0～5.0 MPa，其目的為預防裸眼段內(nèi)異常高壓造成的井控風險?？蓳?jù)此設計注水井停注計劃，當層間壓力降低至安全附加值所對應的時間即是注水井停注時間，此后，層間壓力差逐漸消失，鉆井液密度可滿足兩層壓力體系鉆井安全。

以渤海X油田為例，如圖4所示，此相鄰兩小層層間壓力差先增加再降低，在注水井關(guān)停后的第14 d達到最大。該油田儲層流體為油，不含氣，故鉆井液附加安全值1.5～3.5 MPa。影響該層位調(diào)整井鉆井的注水井至少應在鉆入目的層位前16～21 d停止注水，直至調(diào)整井此開次固井候凝結(jié)束，再進行注水作業(yè)。

圖4 層間壓力差隨時間變化Fig. 4 Variation of pressure difference between layers over the time

調(diào)整井鉆井液密度過高會導致壓差卡鉆，要根據(jù)注水井停注時間和層間壓差選擇合理的鉆井液密度附加值，若層間差異較高或為減少注水井停注時間，則根據(jù)油藏類型選取附加安全值上限；若高孔滲地層發(fā)育，為減少壓差卡鉆概率，應適當增加注水井停注時間，降低附加值。

調(diào)整井鉆井設計需制定復雜壓力應對措施，鉆遇漏噴同層區(qū)域，應先對漏失層進行堵漏，提高漏失地層承壓能力再提高鉆井液密度鉆進。

5 結(jié)論

（1）對相鄰的滲透率存在差異的封閉砂體籠統(tǒng)注水將造成層間壓力差異，非均質(zhì)程度越大，高、低滲層壓力差別越大。這是造成井涌等復雜情況的主要原因，調(diào)整井鉆井前需分析注水井影響，合理調(diào)整注水井停注時間，確保調(diào)整井鉆井安全。

（2）調(diào)整井鉆井期間，可能同時鉆遇兩套以上滲透率極差較大地層，實際情況更為復雜，因此從井控安全角度出發(fā)，不建議對縱向滲透率差異較大地層進行籠統(tǒng)注水。

（3）已投產(chǎn)油田調(diào)整井鉆井前，需進行停注后的地層壓力模擬，合理制定調(diào)整井鉆井前注水井停注時間。