DQB-2區塊注采作業對壓力分布的影響

李佳燁

(大慶油田采油三廠三礦，黑龍江大慶 163113)

DQB-2區塊已進入三次加密調整后期。長期注水、注聚合物開發，形成了多壓力層系[1]。異常壓力給固井施工帶來極大困難。在鉆井過程中經常鉆遇淺氣層高壓區、大傾角易斜區和油層異常高壓區，發生淺氣層井噴、油氣水浸、管外冒以及井斜超標等復雜事故。B-2區新鉆16口三次加密井，投產后不久有2口油井發生管外冒，隨后對其中的12口井進行了硼中子壽命測井，發現竄槽率達19.6%。因此，開展了注水井壓力監測，探索出了注采因素對地層壓力的影響、超前注水對地層的壓降規律。通過計算分析壓力分布，提高了油井封固質量。

1 巖性特征對壓力的影響因素研究

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

通過油田開發的現場驗證，注入水總是首先沿著平面上滲透率最高的部位向前突進。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；向河流兩側邊緣部位粒度變細，泥質含量增多，砂體變薄，滲透性變差。在縱向上，由于沉積韻律不同，油水的運動特征也有明顯的差別。正韻律沉積，儲層砂體自下向上砂粒由粗變細，滲透性由好變差，注入水會沿正韻律油層下部高滲透層段推進較快；反韻律沉積，儲層砂體自下向上總體上砂粒由細變粗，滲透性由差變好，但變化不明顯，所以注入水會沿砂體上、中、下全面向前推進，波及的厚度較大，推進速度較慢，水淹層比較均勻。

注入水受儲層非均質性的控制是極其強烈的，目前的人工措施，無論是在注水井上控制，或是在生產井上控制采油，甚至關井，都難以改變河道砂體下切帶的油井先見水、先水淹的特點。

由于沉積時期是多期的，因此沉積砂體在縱向上也是多層的。再加上后期開發，注水井射開的層位也非常多，不是單一的儲層。通過注水開發，對儲層的壓力分布在平面和縱向上都有影響。所以，在研究具體井區的壓力分布規律時，就需要分層對比，逐一各個研究分析。在DQB-2區塊B2-06-54井區分布有采油井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井產量高，并且含水較多，注采比較平衡。而B2-6-61井位于砂體邊緣，儲層的物性較差，采液量比較少，含水較低，受驅水的效果不明顯；并且注入水后，易于在此處聚積，形成憋壓區，進而形成高壓區。在后期施工過程中，可以通過鉆井液密度的使用情況和壓力解釋進行驗證。數據見表2：

表1 已鉆井生產參數Table 1 Parameters of drilling production

表2 鉆井液密度和壓力解釋數據對比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，也就說明兩井在同一沉積砂體內，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態變化之中，層間、平面和層內矛盾也在不斷地發展和轉化，周圍各井因連通情況和滲透率高低等地質條件不同[2-4]，其反應就不一樣，有的見效快，有的見效慢；有的見水早，有的長時間不見水等。B2區沉積是陸相河流三角洲沉積，砂體一般都比較小而且零散，后期在地質構造作用下形成的斷層又比較多，因此在儲層砂體邊角部位、斷層附近井網往往難以控制，注采關系不完善。所以，需要對整個鉆井區域內的注采關系進行分析和研究，利用注采比值的變化，再通過編程繪制出注采比等值線圖，從而認清整個鉆井區域的壓力分布規律，以便在不同的局部區域采取相應的技術措施，減少復雜情況的發生。

2.1 總注采比計算分析

DQLSX油田B2區東部有S、P、G油層分3套層系開采。統計該區1513口油水井日注液量與日產量，然后計算出每口待鉆井周圍300 m范圍內累計日注量及累計日產量，可以計算出注采比。

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

由表3可見，B2區各套井網累計總注采比在1～2之間，平均為1.26，總體上處于注采平衡狀態。

由于不同的井網開采的儲層在物性上存在較大差異[5-6]，因此，在注液開發的過程中對注入液的流動影響很大。對開采儲層物性好的二次加密井聚驅井網，注采在局部相對平衡，但對于開采儲層物性差的三次加密井網，在局部就會出現嚴重注采不平衡區域，在鉆井剖面就會出現異常高壓層，鉆遇到該層，發生油氣侵的概率就大大增加。

2.2 油水井注水增量對油藏壓力變化的影響[7-8]

對DQ油田B2區塊不同開采時期的實際壓力狀況與水量增幅的關系進行統計分析，找出壓力變化與水量增幅的相關性，建立地層壓力變化與注水增長幅度關系圖版，應用圖版計算出壓力上升值與注水增長幅度對應關系：y=-4.209 8x2+24.699x+1.787 3，R2=0.713 6，見表4。

表4 圖版計算壓力上升值與注水增長幅度的關系Table 4 Chart to calculate the relationship between pressure appreciation and water injection growth

統計分析結果表明，壓力恢復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曲線Fig.1 Correlation curve of change rate of water injection and static pressure of oil well

對2005—2015年水驅監測的有效數據點的注水量與地層壓力之間的關系進行擬合(圖1)。產液增幅在6%～8%范圍內時，注水量變化率低于10%，為油井地層壓力非敏感期，無論靜壓變化率還是絕對值，變化都不顯著；注水量變化率大于10%后，進入油井地層壓力敏感期，無論靜壓變化率還是絕對值都快速變化。定點擬合結果說明了壓力變化與注水量變化率之間存在相關性。

總之，局部注采比值較大的區域為注采不平衡區，有形成憋壓區進而形成高壓區的條件，注采比值越大，高壓區的地層壓力越大，對鉆井的影響就更嚴重。

3 超前注水對地層壓力梯度分布的影響

超前注水有利于建立有效的驅替壓力系統，提高單井產量和最終采收率。在考慮啟動壓力情況下，根據不穩定滲流數學模型[9]，繪制出不同壓力保持水平的壓力梯度與油井距離關系曲線，如圖2所示。

通過模擬計算超前注水后地層壓力分布及地層壓力梯度分布，計算結果表明地層壓力恢復程度不同，壓力梯度分布也不同(圖2)。當油水井間最小驅替壓力梯度大于啟動壓力梯度時，此時的最小驅替壓力可建立有效驅動系統。壓力保持水平越高，越有利于建立有效的壓力驅動系統。但是如果壓力過高，注水井周圍會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以不超過注水井周圍破裂壓力為最高界限。根據井區物性條件，通過計算地層壓力保持水平為原始水平的110%～120%可滿足設計要求，按平均滲透率計算為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 壓力預測方法應用

對B2區二次加密井、三次加密井、聚驅井網注采比進行統計計算，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3，甚至高達9。

以注采比值劃分壓力區域：注采比值在3與9之間，為高壓區；大于9，為嚴重的注采不平衡區，劃分為超高壓區；小于3，為正常壓力區。在注采比值大于9的區域，預計壓力系數為1.60～1.75。在注采比值大于3的區域，相對地層壓力系數有所降低，大致在1.45～1.55之間。在小于3的區域，預計地層壓力系數在1.38～1.45之間。

從部分壓力數據表的分析可知，壓力預測誤差小于0.05的比例為85.7%。但對于在斷層附近分布的待鉆井，由于儲層壓力分布同時受到斷層遮擋的影響，給壓力預測帶來較大難度，使壓力預測的精度下降，誤差值較大。

通過鉆前壓力預測[13-15]，在預計高壓區的區域提前采取鉆關降壓，降低地層壓力；在鉆井時，適當提高鉆井液密度或鉆井液密度采取兩段制的設計方法，在能控制的前提下，有目的地讓地層高壓流體浸入井筒，達到泄壓、降低地層壓力的目的。通過N3區648口井鉆井施工，對壓力預測數據和完井壓力解釋[16]進行對比，壓力預測小于0.05的符合率為90.36%，超過預期5.36個百分點。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區鉆井數據對比見表5。

高壓層的確定，對科學設計鉆井液密度起到了至關重要的作用。2014年在DQB-2區塊西部共施工283口井，初期由于注水井沒有充分降壓，鉆井液密度平均為1.60～1.65 g/cm3，后來逐漸調整為1.45～1.50 g/cm3，在鉆井過程中，Z412-309井、Z422-309井等8口井發生不同程度油水侵，復雜率僅占鉆井總數的2.204%。

表5 B2區與B3區施工數據對比Table 5 Comparison of B2 area and B3 area construction data

5 結論

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

(2)依據注采比的計算分析，局部注采比值較大的區域為注采不平衡區，易形成憋壓區。注采比值越大，高壓區的地層壓力就越大，對鉆井施工的影響就越嚴重。

(3)通過油水井注水增量對油藏壓力變化的影響研究，對2005—2015年水驅監測的有效數據點的注水量與地層壓力之間的關系進行擬合，說明產液增幅在6%～8%范圍內時，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，進入油井地層壓力敏感期。

(4)依據超前注水對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替壓力系統，以不超過注水井周圍破裂壓力為最高界限。根據井區物性條件，按平均滲透率計算為116.2%，計算地層壓力保持水平為原始水平的110%～120%可滿足設計要求。

(5)對B2區二次加密井、三次加密井、聚驅井網注采比進行統計計算，劃分出了高壓區壓力范圍等級，即注采比值在3～9之間為高壓區，大于9為超高壓區。預測對應的壓力系數在1.60～1.75之間。