油田注水开发后地层压力分布规律研究

油田注水开发后地层压力分布规律研究

大庆油田是第一个向佛斯塔纳开发的大型非均质和平砂岩油田。由于油层在纵向上和横向上均存在着严重的非均质性,从而在纵向上形成了正常压力层和异常压力层并存,在平面上形成了正常压力区与异常压力区交错分布的复杂情况。1长期注较大时地层压力的变化油田在原始状态下,各油层具有统一的压力系统,油层压力随着深度增加而呈线性增加。当油田注水开发以后,地层压力在纵向上的分布特征发生了极大的变化:当油层或其局部形成长期注大于采的情况时,致使地层压力有很大的提高,从而形成高压层,甚至是异常高压层;而当油层或其局部形成长期采大于注的情况,地层压力会有很大程度的降低,从而形成欠压层,甚至是异常欠压层;而对于注采平衡或接近平衡的油层,地层压力变化不大,则为正常压力层。高压层、欠压层和正常压力层交替出现,从而在纵向上构成典型的多压力层系剖面(图1)。2异常层压力的水平分布特征2.1井区注水层注意事项岩性高压区是指因岩性因素而形成的异常高压层在平面上的分布。此类高压区主要是分布在大庆长垣南部的太平屯油田、高台子油田和葡萄花油田。这些油田的共同特点是仅发育单一油层组(葡一组),其砂体规模比大庆长垣北部油田小,砂岩的渗透率低,一般小于98.7×10-3μm2。在主力油层发育差的井区,因主力油层吸水厚度降低,所以就增加了岩性尖灭层、差油层等易形成异常高压小层的吸水强度,形成憋压层,从而使注水井套管在蹩压层位发生套变。注水井套损后被迫采取笼统注水,使层间矛盾进一步加剧,从而形成以套损注水井为核心,以各类憋压小层在平面上的叠加面积为分布范围的岩性异常高压区。这类高压区具有以下特点:①纵向上钻遇岩性憋压层;②主力油层发育差或主力油层砂岩厚度不足油田平均厚度的50%;③压力源——注水井静压梯度一般高于17.0kPa/m;④注水井多在高压异常层位发生套变。2.2纯油区整体高压区套损高压区是指油田某一开发区块油水井套管发生成片损坏,形成套损区。套损区内的套损注水井不能分层注水,而套损采油井则不能正常采油,严重的被迫关井停产,使层间、层内及平面三大矛盾进一步加剧,从而形成异常高压区。杏十三区纯油区东部萨二组套损区就是这类高压区的典型代表。该区约70%的油水井在萨二组发生套损。其中55%的采油井因套损被迫关井停产,而注水井则继续注水,形成套损异常高压区。该区首钻摸底井杏13-22-141井RFT测试结果表明萨二组9号小层压力系数高达1.77。区内66口调整井有12口钻进中发生不同程度的油气水显示,19口井发生固井后管外冒油气水,7口井发生井漏。2.3注采不平衡型高压区油田的断层走向大多数为北西向、北西西向,倾向为北东向的正断层。断层与注水井排相交形成锐角区,当该三角区位于断层上升盘时,使注水井水驱面积减少,形成注大于采的状况,从而形成高压区。杏树岗油田北部的杏5-丁3-111井区则是此类高压区的典型代表。该区由杏五区三排注水井与255号断层上升盘配合形成注水井-断层锐角区,该三角区内井网不完善,杏5-3-19、20、21三口注水井北侧无一口采油井,形成死油区。随着注水压力在该地区的不断积累,使该区整体压力升高,而随着位于该三角区顶角的采油井杏5-2-17井套损关井,使该区的注采不平衡进一步加剧,从而形成异常高压区。该区杏5-丁3-110、111两口一次加密调整井均因发生严重井涌,多次压井无效而报废。杏5-3-611、613等7口二次加密调整井因该区异常高压进一步加剧而发生严重油气水浸及固井后管外冒的复杂情况。2.4高含水关井周边地下水位下降明显在油田开发过程中,采油井高含水后,往往采取机械、化学方法对高含水层位进行堵水,如果堵水无效,一般采取采油井关井停产的措施。而此时注水井则继续注水,使注采失衡,形成只注不采的状况。因此,在高含水关井采油井附近形成异常高压区。葡萄花油田北部的葡82-78井区就是此类高压区的典型代表。该区采油井葡82-78井因100%含水而关井,而其两侧的注水井葡82-76和葡82-80井则继续注水,由于只注不采使葡82-78井附近油层压力迅速增高,从而形成异常高压区。葡81-78井钻开油层后发生严重井涌,采用密度为1.90g/cm3的钻井液也不能平衡地层压力,被迫采取特殊工艺技术提前完钻,固井后又发生管外喷冒而被迫修井。2.5异常高压区的形成油田注水开发后,在某些大断层两侧地层压力产生差异后,使断层附近的采油井成片套损关井,在断层附近形成死油区,随着相应注水井的继续注水,从而形成异常高压区。杏树岗油田北部的杏6-丁4-泄139井区就是此类异常高压区的典型代表。位于该区261、262号断层北侧的六区四排采油井套管成片损坏,其中9口采油井关井报废,形成较大范围的断层带死油区。而六区三排注水井继续注水,在261、262号断层北侧只注不采,注采严重失衡,形成异常高压区。该区15口调整井发生不同程度油气水显示,其中杏6-3-141、杏6-丁1-140两口井用2.05～2.20g/cm3重泥浆发生井涌多次压井无效而报废,泄压井杏6-丁3-泄139井经RFT测试,萨二组4号小层地层压力系数高达2.05。2.6高含水油层封闭系统异常高压区大庆长垣北部的喇、萨、杏油田的基础井网主要是开采渗透性好、厚度大(>1.0m)的油层,长期注水开发造成基础井网主力油层水淹,采油井高含水。为降低油井含水,一般对这样的高含水油层采取机械或化学方式封堵,而此时如果注水井继续注水,则使这些堵水层压力迅速升高,如果采油井成片堵水,并且堵水层位一致性较好,那么在堵水区域则形成异常高压区。杏树岗油田南部的杏186井区就是此类高压区的典型代表。该区位于305号断层北侧,区内7口基础井网采油井中,有6口井对主力油层葡一组2—3号层进行了封堵,形成主力油层异常高压区,区内8口设计调整井实钻证实:封堵层平均地层压力系数1.77,最高达到1.86。2口设计调整井钻开封堵层后发生井涌,1口井固井质量在高压层及以上层位不合格。2.7井内高压区井涌率高由于固井质量或套管损坏等因素,使注入水窜入浅部的非开采地层,从而形成只注不采的状况,在具备构造或岩性压力封闭条件的情况下形成浅层异常高压区。杏树岗油田北部的杏4-丁2-216井区就是这类高压区的典型代表。由于杏4-丁2-216井固井质量不好,使注入水窜入萨零组地层中。由于只注不采使萨零组地层憋压,从而形成异常高压区。区内杏4-30-616井用1.67g/cm3钻井液钻开萨零组底部砂层发生井涌,采用1.98g/cm3钻井液压住井涌。区内另一口设计井杏4-30-615井采用1.95g/cm3钻井液完钻,电测后下钻通井也发生井涌显示,固井后发生管外冒水,外溢量达70m3/d。2.8嫩片段标准层覆岩油田早期注水开发时,早期的固井技术使有些井固井质量得不到充分保证,造成层间混窜,尤其是标准层进水,使油水井发生套损,注水井套损后因不能及时发现等原因而继续注水,使嫩二段油页岩在形成浸水域的同时,形成很高的地层孔隙压力。萨尔图油田北部的北2-丁3-642井及杏树岗油田北部的杏4-41-618井RFT测试证明了嫩二段标准层存在异常高压。嫩二段耐压试验证明注水井井口压力超过10.8～12.8MPa压力时可压开标准层,而一般的注水压力都高于这个压力,因此,超压注水就相当于对标准层油页岩起到了压裂的作用,从而使油页岩发育的水平层理被压开形成水平裂隙(位于杏树岗油田杏1-3区嫩二段套损区内的杏2-3-4井,岩石密度测井在标准层油页岩处曲线发生明显跳跃,显示标准层裂隙的存在)。上述情况发生后,使标准层油页岩具有渗透性及储存空间,这样对钻井就带来了比较严重的危害性,形成以浸水域的嫩二段标准层油页岩异常高压区。萨尔图油田南部的南7-4-25井区,就是这类异常高压区的典型代表。该区位于萨尔图油田南七—八区嫩二段套损区的西部,在钻二次加密调整井中,有4口设计井钻开嫩二段标准层后发生严重水浸,采用1.85g/cm3的钻井液仍不能平衡地层压力。该区5口发生固后管外冒水的井有3口井进行了噪声测井,证实出水层位为嫩二段标准层油页岩。2.9未钻至油层的高压地层上窜此类高压区仅在葡萄花油田北部发现。由于葡萄花油田油层隔层存在原生裂隙,因此在高压注水条件下,某些原生裂隙使隔层的作用丧失,高压油气在异常高压部位上沿裂隙窜至油层顶部并继续上窜至泥岩部位,形成油气上窜泥岩高压区。通过对葡74-83取心井岩心观察,葡一组之上的姚2+3段地层为黑色泥岩,质纯性脆且“擦痕发育”,岩心经轻敲打后沿擦痕面断开,擦痕面与层面夹角大于70°,一般垂直于层面,这就为聚集于油层顶部的高压油气沿姚2+3段地层继续上窜提供了客观条件。在一次加密调整井钻井初期,葡萄花油田北部有8口井发生未钻至油层就发生油气显示现象。此类复杂情况,均发生在套损注水井纵向上钻遇的第一个砂体严重蹩压方向所对应的调整井。例如葡63-64井位于葡一组1号小层砂岩体的砂岩尖灭方向边缘,受注水井葡64-64井影响,在63-64井点附近形成异常高压,发生油气上窜。葡63-64井钻至距顶45m发生油气浸显示,钻井液密度由1.25g/cm3加至1.40g/cm3油气显示消失。2.10异常高压区的主要情况所谓隐蔽型异常高压区,是指利用已有油田动静态开发资料,而无法在钻井前进行预测或很难预测的异常高压区。此类高压区一般是因井网控制不住砂体变化而存在的岩性高压层的平面展布范围。由于此类高压区的隐蔽性强,难以预测防范,因此,其危害性极强。葡北油田葡110-56井区异常高压区就是这类高压区的典型代表。该井区通过动静态资料分析属于注采基本平衡区,钻井前分析不存在异常高压层。但距注水井葡110-56井300m的设计井葡10-9-56井,采用1.80g/cm3钻井液完钻后发生严重井涌。密度加至1.89g/cm3循环正常。经过对测井曲线分析,葡一组8号小层为异常高压层,地层压力系数高达1.85,通过对钻井前后砂体平面图的分析表明,葡一组8号小层是距葡10-9-56井650m之外的注水井葡10-9-56井(厚度变化为3.2m),