复杂断块油藏注气驱地质溢油风险分析：以Q油田为例

路 强，张 雨，尹彦君，王中华，陈秋月

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300450)

Q油田位于渤海西部海域，表现为复杂断块油气田特征，油田于2004年4月投产，采用衰竭式开采，生产期间地层压力下降快，产量持续递减。2015年开始，油田呈现当年现金流为负、不能收回当年生产操作成本的状态，2016年5月油田临时关停，关停前采出程度仅为9.44%。为提高资源利用率，充分动用地下剩余储量资源，必须改变油田开发方式，因此提出注气驱[1]的方式挖潜该油田。Q油田断层分布广泛，是影响油田注气的重要因素。在油田注气开发过程中，地层压力发生变化，引起岩石性质和地应力改变，可能会造成断层失稳[2]。因此，断层是本区地质溢油的主要风险，需要开展断层封闭性研究[3-7]，保障合理注气[8]，避免发生溢油事故。

1 油田区域的断层分布情况

Q油田分布区内正断层发育，油田区域被海四断层分割为东块(上升盘)和西块(下降盘)，海四断层两盘被众多次级断层复杂化[9](见图1)。

海四断裂下降盘被一系列呈近EW向分布的次级断裂分割，构造上倾方向受海四断裂所遮挡，形成了众多的断块构造，是Q油田主要的油藏分布区。在沙河街地层内，主要断裂系统基本一致，F2/F3、F7、F9和F11为通天断层(断层纵向上近于延伸至海底)(见图2)。海四断裂上升盘在地层的构造上倾的方向上缺乏近南北向断层的遮挡，该区有利的断块构造相对不发育。

2 油田注气方案

W4井区剩余储量最大、井网相对完善，由F7、F8断层和海四断层遮挡形成，优选W4井区开展注气方案设计。W4井区开发层系为沙二段，采油井W4井转注气，W5井复产采油。方案设计注入井最大井底压力为34.87 MPa，注入井附近压力场显示距离井底30 m处地层压力为28.79 MPa(见图3)。

3 断层风险分析

3.1 开发层系与断层的位置关系

W4井南邻F8断层，F8断层面北倾，W4井点自浅至深(从沙二段Ⅰ到Ⅴ油组)逐渐靠近断层F8，其中沙二段Ⅰ油组距离最远(约为72 m)，沙二段Ⅴ油组距离断层最近，约为30 m。

由于W4井距F8断层较近，在注水压力过大时，有可能造成封闭断层F8的开启，油气沿层纵向进入其它层位储层之中。但F8断层未与海四断裂相交，也未与其它通天断层相交，因此，只要保持合理的注入压力，地层压力保持在合理水平，F8断层开启造成的溢油风险较小。

3.2 断层封闭性分析

断层封闭性研究是油气勘探开发领域中的重要内容，国内外学者已从不同的侧面对断层的封闭性问题进行了探索，并逐步由定性研究向定量研究发展[10-15]。

3.2.1 断层封闭性定性分析

从油气分布看，断层将油田切割成多个断块，不同断块有独立的油水系统。生产动态显示，不同断块压力变化不同，断块间不存在压力变化联动现象(见表1)。因此，海四断层及近EW向分布的次级断层现今状态是封闭的。

通天断层F7距离注入井W4距离大于200 m，由图4可知，断层附近压力小于25 MPa，小于W4断块原始地层压力(26.63 MPa)，因此注采方案设计的注入压力，不会造成断层F7开启。

表1 断层两侧最大压差统计表

由于W4井距F8断层较近，最小间距为30 m，由图4注入井附近压力场分布可知，距离井底30 m 处地层压力为28.79 MPa，参考表3中压力值，F8断层不会开启。另外，F8断层未与海四断层相交，也未与其它通天断层相交，因此F8断层开启造成的溢油风险较小。

3.2.2 断层紧闭指数

周新桂[16]、田辉[12]等人对此进行了定量表征，并提出了断层紧闭指数的概念。断层紧闭指数(IFT)可以表述为断面正应力σn与断层带岩石抗压强度σc的比值[6-7]，即：

(1)

当IFT>1时，因泥岩变形导致断层裂缝闭合，断层呈封闭状态[13]，且IFT值越大，封闭性能越好；0≤IFT≤1时，断面正应力不足以使断裂带物质发生挤压变形，对断层封闭性影响较小；IFT<0时，表明断层面正压力为拉张应力，断层开启。

对Q油田注采井组(W4)涉及的断层紧闭系数进行计算，如表2所示。

表2 W4井组断层紧闭系数计算结果表

从F7、F8断层紧闭系数计算结果来看，沙一、沙二、沙三的断层封闭系数均大于1，说明目前断层呈闭合状态。

3.2.3 断层封闭系数

童亨茂[5]给出了断层开启与封闭的一种方法，他认为断层的开启与封闭性与断面正压力和流体压力的耦合关系有关，根据流体压力和断面上的正压力来确定断层的张开与封闭，为此提出断层封闭系数的概念：

(2)

当If>1时，断层封闭，值越大，封闭程度越高；当If<1时，断层开启，值越小，开启程度越大。

其中，σn为断层在断面上的正应力：

(3)

P为流体压力：

P=fρwgh

(4)

式中：ρs为上覆岩石的平均密度，g/cm3；h为断层深度，m；θ为断层倾角，(°)；μ为泊松比；n为与非线性压缩有关的常数，一般岩石采用0.67；σta、σti为水平方向的构造应力，MPa；φ为断层走向与构造主压应力夹角，(°)；f为异常压力系数；ρw为水的密度，g/cm3。

对Q油田注采井组对应的断层进行封闭系数计算，根据油田实际情况，依次对相关计算参数进行选取，其中：1)在不考虑构造应力的情况下，成岩作用很好的砂岩一般μ为0.25左右,而含水的泥岩μ可接近0.5[15]，依据单井测井解释数据及断点位置，明确断层带处为泥岩，鉴于泥岩的含水性未知，故保守取值μ为0.45；2)由于渤海湾盆地属于张性盆地，且盆地处于稳定期，因此构造应力较小或为零[14]，故本次计算暂不考虑构造应力问题。因此(2)式可简化为：

(5)

表3 W4井组断层封闭系数计算结果表

从F7、F8断层封闭系数计算结果来看，S1、S2、S3的断层封闭系数均大于2，说明目前断层的封闭性高(见表3)。F7、F8断层断面的正应力处于52.08～61.49 MPa，当流体压力超过该范围值时，断层开启。为了避免断层开启，井组目标层段注入流体压力必须要小于52 MPa，为安全起见，以临界压力值的80%为安全值，建议将其控制在40 MPa以下。

通过参考Q油田W6井压裂记录、探井地漏数据，以及地层系数折算的方法，确定的最大允许注入压力为36.4 MPa(见表4)。因此，开发方案确定的注入压力值较为安全，不会造成断层开启溢油。

表4 W4井组最大允许注气压力计算表

4 结论

1)注采井组范围内，F7断层为通天断层，注入井距离F7断层大于200 m，断层附近压力小于原始地层压力，因此F7断层开启造成的溢油风险较小；F8断层不与通天断层相交，因此F8断层不会发生溢油。

2)断层两侧最大压差显示，F7断层两侧压差达到5.16 MPa时，F7断层两侧断块间不存在压力联动现象，F7断层封闭性良好。

3)通过定量计算分析，F7、F8断层的断层封闭系数大于2，断层紧闭系数大于1，断层闭合程度高。

4)综合分析认为，只要保持注入压力小于36.4 MPa，断层就不会开启，更不会发生溢油事故。