水驱开发断块型油藏注采参数调整——以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例

吕端川，吴伟

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163000）

水驱开发断块型油藏注采参数调整
——以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例

吕端川1，吴伟2

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163000）

为了实现断块型油藏安全有效的水驱开发，需要保证断裂面两侧断块内现有注采关系下的平衡地层压力差小于断裂的最大静摩擦力。文中以断块为计算单位，把相同井网下注水井作为注液单元，采油井作为采液单元，求取断块内平衡地层压力。将断裂两侧断块内平衡地层压力差值与断裂最大静摩擦力进行比较，结果表明，F断裂两侧断块内现有注采条件下的平衡地层压力差满足安全生产的要求，但断块平衡地层压力比原始地层压力高，可以通过降低采油井的井底流压，使断块内平衡地层压力回落至原始地层压力。

水驱开发；断块型油藏；平衡地层压力；注采参数

断块型油藏与其他岩性油藏不同的是，由于受断裂的遮挡，其在注水开发时需要考虑断裂的开启压力。对于由断裂所分割的独立油藏来说，断块内的平衡地层压力差不可以超过控圈断裂的破裂压力，否则控圈断裂开启，油藏被破坏，将导致漏油事故［1-6］。

前人总结了断块内平衡地层压力计算的不同方法，涉及渗流力学、数值模拟、物质平衡、经验总结等，每一种方法都有其局限性［7-13］。渗流力学方法和传统物质平衡方法对参数的设置和数据的收集要求较高，且计算过程繁琐，数值模拟方法不可能完全体现出地下的流体压力情况，经验总结方法不具有普遍适用性。本次研究根据物质平衡方法，以区块为单位计算断块内的平衡地层压力，且依据该计算结果对各断块的注采参数进行调整。

1 研究区概况

F断裂两侧断块位于大庆油田北二西西部断层发育区，整体构造平缓。研究区开发历史长达40多年，主力含油层位有萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层，目前二次井网的目的层为萨尔图油层。在松辽盆地北部构造经历的断陷、坳陷和反转3个变形阶段中，根据对断层区地震资料解释，判断研究区二次井网目的层位的断裂形成于坳陷阶段的登娄库-嫩江组断层系。根据测井、钻井、试油等资料，判断研究区二次井网目的层位的沉积相类型主要为三角洲平原沉积，砂体连片发育。萨尔图油层自上而下分3个油层组，砂体厚度为5～25 m，渗透率平均值为0.22 μm2。

F断裂两侧FE和FW断块内砂层水淹程度不同。其中：FE断块内高水淹砂层比例为5.6%，中水淹砂层比例为15.3%，低水淹砂层比例为25.1%，未水淹砂层比例为54.0%；FW断块内高水淹砂层比例为8.9%，中水淹砂层比例为21.4%，低水淹砂层比例为22.5%，未水淹砂层比例为47.2%。2个断块内油水界面彼此独立，在进行注水开发时，为了实现安全作业，2个断块内的平衡地层压力需要满足断块间平衡地层压力差小于F断裂开启压力的条件。

2 断块内平衡地层压力的计算

传统的物质平衡方法是指区块内注液量和采液量在满足一定注采比关系下的物质平衡：

式中：Qi为日注液量，m3；Qj为日采液量，m3；R为注采比。

2.1 注液单元的计算

利用吸水指数、注水井的井底流压、地层压力等参数，运用式（2）计算区块内日注液量：

式中：I为吸水指数，m3/（MPa·d）；pl为注水井井底流压，MPa；p为地层压力，MPa。

利用区块内单口注水井的日注液量、注水井的井底流压、同深度注水井测得静压等参数，运用式（3）计算单口井的吸水指数：

式中：Qdwi为单口注水井日注液量，m3；pe为注水井静压，MPa。

2.2 采液单元的计算

利用区块内的注采比、原油体积系数、无因次采液指数、初期采液指数、地层压力、油井井底流压等参数,运用式（4）计算区块内的日采液量：

式中：Bo为原油体积系数；α为无因次采液指数；J为初期采液指数，m3/（MPa·d）；pwf为油井井底流压，MPa。

利用区块内现今采液量、初期采液量等参数，运用式（5）计算无因次采液指数：

式中：Qjn为现今采液量，m3；Qjb为初期采液量，m3。

利用区块内单口采油井的初期日采液量、原始地层压力、初始井底流压等参数，运用式（6）计算初期采液指数：

式中：Qdjb为单井初期日采液量，m3；pb为原始地层压力，MPa；pwfb为油井初始井底流压，MPa。

利用单井日采油量和单井日采水量这2个参数，运用式（7）计算单井日采液量在地下的体积：

式中：Qdoj为单井日采油量，t；Qdwj为单井日采水量，m3。

利用油田实际生产数据，运用式（8）计算原始地层压力：

式中：g为重力加速度，m/s2；a，b为系数，由研究区确定；Hm为油层中部深度，m；Hk为补心海拔，m。

2.3 平衡地层压力的计算

2.3.1 计算方法

根据注液量与采液量相等的关系，将注液量与采液量的计算式简化后得传统物质平衡等式：

式中：No为采油井井数；Nw为注水井井数。

但是计算时需要的参数较复杂，且出现重复计算，易累积误差，使结果偏离实际压力较大。为此提出以断块为单位，将注水井和采油井分别作为独立的注液单元和采液单元进行计算。将各计算参数代入式（1），得到断块内平衡地层压力的计算式：

注水井现今井底流压、注水井现今静压、采油井现今井底流压、采油井原始地层压力可以根据油田生产动态资料获取；原油体积系数可根据油田生产实践计算所得，为常数。

2.3.2 计算值与实测值对比

F断裂两侧FE断块和FW断块的面积分别为0.29，0.22 km2（见图1）。由于只在FE断块内进行了地层压力的实测，因此，以FE断块为例，进行平衡地层压力计算值与实测值的对比。

图1 F断裂两侧井网分布

采油井参数确定。二次井网油井B1-D1-429的现今井底流压为1.93MPa。FE断块内2口油井B1-D1-429，B1-D1-430的现今日采液量分别为11.08，10.09m3，计算得到断块内日采液量为21.17m3，初期日采液量分别为14.65，3.70m3，由式（5）计算得到无因次采液指数分别为0.75，2.72，平均值为1.74；初始井底流压分别为1.15，1.50MPa，根据其射孔深度（分别为944.9，929.8 m）、补心海拔（分别为153.2，152.8 m）数据，由式（8），结合研究区实际，得到参数 a，b 分别为38，0.082，原始地层压力分别为10.08，9.96MPa，平均为10.02MPa；由式（6）计算得到初期采液指数分别为1.64，0.43m3/（MPa·d），平均为1.04m3/（MPa·d）。

芨岭岩体是龙首山地区最大的岩体，岩体南带岩性主要是富钠的中酸性花岗质岩类，在岩浆演化过程中钠被交代进入热液，形成富钠的再平衡混合岩浆水，岩构造破碎带迁移富集，形成沿马路沟断裂及其次级断裂发育碱交代型铀矿化；而岩体北带主要分布墩子沟群燧石条带灰岩(大理岩)，相对富硅，在岩浆混染作用下形成相对富硅质溶液，因而形成沿革命沟断裂分布的硅质脉型铀矿。

注水井参数确定。二次井网水井B2-6-428的现今井底流压为21.86MPa，静压为14.15MPa，现今日注液量为58.33m3，水井B2-6-429的现今日注液量为51.00m3，得到断块内现今日注液总量为109.33m3，由式（1）、式（2）计算得到现今吸水指数平均为7.09m3/（MPa·d），区块整体的吸水指数为14.18m3/（MPa·d），由式（4）计算得到断块内的注采比为5.16。

以井为单位，将各参数按照平均值求取后代入传统物质平衡等式（见式（9）），计算得到F724-W断块的平衡地层压力为8.62MPa。

以断块为单位，将各参数按注水井和采油井分别代表的注液部分和采液部分求取后，代入传统物质平衡等式，得到FE断块的平衡地层压力为12.27MPa。

以断块为单位，将各参数按照注水井和采油井分别代表的注液部分和采液部分求取后，代入调整后的物质平衡等式（见式（10）），计算得到FE断块的平衡地层压力为11.73MPa。

在完成断块平衡地层压力计算的2个月之后，实测了B1-D1-429井和B1-D1-430井的静压。测试结果显示，在油层中部静压分别为9.76，13.25MPa，平均为11.50MPa。

通过计算值与实测值的对比，认为以断块为单位，按照调整后的物质平衡等式计算值与实测值接近，可以进行平衡地层压力的预测。

2.4 FW断块和FE断块内平衡地层压力的计算

FW断块内二次井网油井B1-D1-428，B2-6-427的现今井底流压分别为2.32，2.02MPa，断块内油井的平均现今井底流压为2.17MPa。根据其射孔深度（分别为934.4，935.6 m）、补心海拔（分别为153.3，155.7 m）数据，由式（8）计算得到原始地层压力分别为10.00，9.99MPa，平均为9.99MPa。二次井网水井B2-6-426的现今井底流压为21.12MPa，静压为12.62MPa。研究区原油体积系数为1.35，结合日产数据（断块内日产液量为36.54m3，日注液量为97.33m3），将各参数代入断块内平衡地层压力计算式（10）中，得到FW断块的平衡地层压力为10.96MPa。

根据FE和FW断块内平衡地层压力计算结果，结合各断块内的采液量和注水量数据，分别绘制各断块内的注采平衡模板（见图2、图3）。

图2 FE断块内注采压力平衡图版

图3 FW断块内注采压力平衡图版

3 F断裂可承受最大压差的计算

断裂形成后，其破裂压力小于完整岩层的破裂压力。静止期的断裂再次发生破裂的最小应力值等于断面上的最大静摩擦力［14-16］。根据Byerlee滑动准则，利用断面摩擦因数、断面所受最大主应力、断面所受剪应力、地下流体压力变化量等参数，运用（11）计算断面上最大静摩擦力f：

式中：μ为断面摩擦因数；σn为3 个主应力 σ1，σ2，σ3在断面上引起的正应力，MPa；τn为3个主应力在断面上引起的剪应力，MPa；Δp为断裂所能承受的两侧断块内平衡地层压力的最大压力差，MPa。

根据F断裂的埋深、倾角、走向等断层属性、断面摩擦因数以及研究区地层压力，计算得到在注水层位萨尔图油层范围内，F断裂所能承受的两侧断块内的平衡地层压力的最大压力差为3.60～6.00MPa。

4 注采参数的调整

根据上述断块内平衡地层压力的计算结果，F断裂两侧断块的平衡地层压力差为0.77MPa，小于F断裂的可承受最大压力差，不会造成F断裂的活动，此时断裂是静止的。

根据平衡地层压力与原始地层压力的比较，FE断块内平衡地层压力超过原始地层压力1.71MPa，FW断块内平衡地层压力超过原始地层压力0.97MPa。为了保持地层压力的稳定性，根据注采压力平衡图，可以在保持注水井井底流压的前提下，降低采油井的井底流压，以使平衡地层压力值逐渐回落到原始地层压力大小。在FE断块内采油井的井底流压由1.93MPa降低到1.50MPa时，则平衡地层压力预计回落至10.43MPa；在FW断块内采油井的井底流压由2.17MPa降低到1.50MPa时，则平衡地层压力预计回落至10.38MPa。此时两断块间的平衡地层压力差仅为0.05MPa，远远小于F断裂的最大静摩擦力，不会使断裂发生活化，能够保证断块内安全生产。

5 结论

1）断块型油藏在注水开发过程中，小砂层内的地层压力变化明显，为了满足生产作业，注入压差和生产压差等参数需要根据平衡地层压力的改变而调整。

2）断块型油藏在注水开发过程中，平衡地层压力可以根据物质平衡法计算。并且以断块为单位，将断块内注水井和采油井分别表示注液部分和采液部分，以减少参数的叠加复合，达到更准确预测平衡地层压力的目的。

3）F断裂两侧FE断块和FW断块内，现有注采条件下的平衡地层压力差值小于断裂滑动时的最大静摩擦力，能够保证油藏安全生产。

4）水驱开发导致FE和FW断块内平衡地层压力升高，根据注采压力平衡图，可以在保持注水井井底流压不变的情况下，减小采油井的井底流压，以增加采油井的生产压差，使地层压力回落。

［1］李宗信，李幼琼，彭鹏商.复杂断块油田滚动开发技术研究［J］.断块油气田，1995，2（3）：24-28.

［2］窦松江，周嘉玺.复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对策［J］.石油勘探与开发，2003，30（5）：90-93.

［3］曾祥平，杨海中，王宏，等.低序级断层识别技术在复杂断块油藏注采调整中的应用［J］.石油勘探与开发，2006，33（5）：614-617.

［4］胡光义，范廷恩，宋来明，等.应用滑动准则判断断层稳定性［J］.断块油气田，2012，19（4）：450-452.

［5］雷红光.红山咀南部小断块油藏的开发认识［J］.石油勘探与开发，1992，19（1）：71-74.

［6］刘洪杰，陈鸿，王海更，等.海上复杂断块油田合理注水压力研究［J］.断块油气田，2015，22（2）：228-233.

［7］胡文瑞.中国石油二次开发技术综述［J］.特种油气藏，2007，14（6）：1-4，16.

［8］刘建中，周胜民，李自平，等.油田套管损坏的压力与压差联合作用机制［J］.石油勘探与开发，2001，28（2）：97-99.

［9］刘永贵，孔凡军，杨海波，等.利用井底压力采集短接准确计算地层压力的方法［J］.探矿工程（岩土钻掘工程），2004，31（6）：54-57.

［10］刘德华，孙敬.利用生产动态资料确定合理地层压力［J］.石油天然气学报，2009，31（3）：119-122.

［11］蒋廷学.压裂前合理地层压力的界限及其现场评价方法研究［J］.石油钻采工艺，1999，21（3）：85-88.

［12］何金钢，宋考平，杨晶.大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验［J］.科学技术与工程，2014，14（11）：181-183.

［13］石广志，冯国庆，张烈辉.某边水油藏开发数值模拟研究［J］.天然气勘探与开发，2006，29（2）：21-24.

［14］刘子晋.水力压裂求地应力在大庆油田的应用［J］.华北地震科学，1985，3（1）：87-94.

［15］吕端川，吕延防，王岐，等.断层泥摩擦系数的影响因素［J］.大庆石油地质与开发，2015，34（3）：42-46.

［16］李宏，谢富仁，王海忠，等.乌鲁木齐市断层附近地应力特征与断层活动性［J］.地球物理学报，2012，55（11）：3690-3698.

（编辑 史晓贞）

Injection-production parameter adjustment of water flooding development:taking two fault-blocks on both sides of F Fault of Daqing Oilfield Bei′erxi as examples

LYU Duanchuan1,WU Wei2
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.No.6 Oil Production Plant,Daqing Oilfield Co.Ltd.,PetroChina,Daqing 163000,China)

In order to realize the safe and effective water flooding development for fault-block reservoir,the balance formation pressure difference of the fault-blocks on both sides of the fault is ensured to be less than the fault maximum static friction force under existing injection-production relationship.Under the same well pattern,taking fault-block as the calculating unit,the injection wells as the injection fluid unit,and the production wells as the liquid production unit,the fault-block balance formation pressure was calculated to compare the balance formation pressure difference of the fault-blocks on both sides of the fault with the fault maximum static friction force.The results show that under the condition of current injection-production the balance formation pressure difference of F Fault meets the requirements of safety in production,but the fault-block balance formation pressure is higher than the original formation pressure.Reducing the production wells bottom hole flowing pressure can return the balance formation pressure to the original formation pressure.

water flooding development;fault-block oil reservoir;balance formation pressure;injection-production parameter

国家自然科学基金项目“考虑断层岩成岩程度的张性断层侧向封闭性定量评价”（41602154）

TE347

A

10.6056/dkyqt201706017

2017-05-18；改回日期：2017-09-14。

吕端川，男，1987年生，在读博士研究生，研究方向为地质资源与地质工程。E-mail：duan227@126.com。

吕端川，吴伟.水驱开发断块型油藏注采参数调整：以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例［J］.断块油气田，2017，24（6）：813-816.

LYU Duanchuan，WU Wei.Injection-production parameter adjustment of water flooding development：taking two fault-blocks on both sides of F Fault of Daqing Oilfield Bei′erxi as examples［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：813-816.