低渗裂缝性储层注水井钻关泄压模拟

艾 池，高 见，冯福平，黄 芮，郑惠峰，王远航

（1. 东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318； 2. 东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318；3. 大庆钻探工程公司测井公司， 黑龙江 大庆 163310； 4. 中油大庆油田有限责任公司， 黑龙江 大庆 163514）

低渗裂缝性储层注水井钻关泄压模拟

艾 池1，高 见1，冯福平1，黄 芮2，郑惠峰3，王远航4

（1. 东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318； 2. 东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318；3. 大庆钻探工程公司测井公司， 黑龙江 大庆 163310； 4. 中油大庆油田有限责任公司， 黑龙江 大庆 163514）

针对注水后低渗裂缝性储层地层压力和注水井泄压时间难以确定，影响调整井安全钻井的问题。结合低渗裂缝储层渗流特点，运用变形双重介质渗流理论，建立泄压后储层动态地层压力模型。利用数值模拟技术，预测关井泄压和溢流泄压方式下泄压区地层压力分布随泄压时间变化规律。应用预测泄压过程中泄压区地层压力分布变化规律得出不同泄压方式注水井的钻关时间，制定注水井的钻关方案。研究表明，泄压区内裂缝连通低压处起提高泄压效率的作用；关井和溢流泄压过程，注水井井底压力不应作为衡量待钻点处地层压力的指标；应用对泄压区地层压力预测指导注水井进行钻关，满足安全调整井钻井实际应用。

地层压力；钻关泄压；低渗裂缝；数值模拟；调整井

在扶余低渗油藏注水开发过程中，除了天然裂缝，还存在注水动态裂缝[1,2]。这些裂缝增强地层非均质性，影响着储层地层压力分布。同时，低渗裂缝性储层存在“注水难，泄压难”。综上两点导致注水井钻关时间难以确定，影响油田注水开发，延误调整井钻井施工，也不利于调整井安全钻进储层。目前相关性的研究主要针对低渗裂缝双重介质渗流规律进行研究，考虑低渗裂缝性油藏压敏性、地层岩石裂缝双重介质以及低渗储层非线性渗流对地层压力影响[3-8]，应用油藏数值模拟技术对调整井地层压力预测[9-11]。没有结合低渗裂缝性储层注水井关井泄压和溢流泄压工况进行研究，难以指导调整井安全钻井。基于变形双重介质渗流理论，建立考虑低渗油藏压敏性、双重介质和低渗储层非线性渗流的动态地层压力数学模型。通过对动态地层压力数学模型求解，得出泄压过程储层地层压力分布规律，进而科学有针对性地制订出钻关方案。

1 建立低渗裂缝储层动态地层压力数学模型

1.1 低渗储层渗透率随有效应力变化特征

泄压过程中，裂缝和岩石基质孔隙流体压力逐渐下降，储层在应力的作用下孔隙度变小，渗透率变小，渗流阻力增大，裂缝及岩石基质的渗透率受有效应力变化影响规律如下：

式中：Kf—受压敏效应影响后渗透率，μm2；

K0—初始渗透率，μm2；

C —渗透率变化系数，1。

1.2 复合双重变形介质非线性油藏渗流方程

低渗裂缝储层中流体在裂缝和岩石基质中流动满足遵循质量守恒定律和达西定律，基于结合低渗裂缝性储层中流体流动存在建立复合双重变形介质非线性油藏渗流方程：裂缝系统：

基质系统：

式中：qw分别为流体单位时间注入或采出的质量，g/s；

Pf、Pm，分别为油、水两相的压力，atm；

μ为水两相的粘度，mPa·s；

Kf、Km，分别裂缝和基质的渗透率，μm2；

φf、φm分别为裂缝、岩石基质的孔隙度，f；

α、β为渗透率变化系数，1；

σ为基质岩块与裂缝间的窜流因子，μm2/cm2。

2 实例分析

2.1 关井泄压方式泄压区地层压力预测及分析

在应用已知稳态的地层压力分布，改变注水井边界条件为井底向内流量为零，对注水井关井泄压地层压力分布模型进行求解。

注水井关井泄压时，泄压区内的地层压力均有不同程度的降低，如图1。原有高压处流体会向低压处流动，使区间压差减小。同时，对距注水井0 和200 m裂缝处泄压前后地层压力对比，发现裂缝处地层压力由注水时高压在泄压连通低压处后压力略低于岩石基质。说明泄压时裂缝是地层流体由高压处流向低压处的主要流通通道，由于裂缝高导压能力，使裂缝影响的泄压区的区间压差快速平衡，提高泄压效率。

图1 沿注水井至待钻点方向地层压力分布图Fig.1 Formation pressure profile along the water injection well to the drilling point

图2中，关井泄压注水井井底压力和待钻点处压力泄压初始压力值不同，泄压速率也不同，关井泄压井口压力大小不能够衡量待钻点压力大小。若储层待钻点地层压力需降到18 MPa才可进行施工，预测注水井关井的时间为54 d，以此为参照制定关井泄压的钻关时间。注水井关井55 d后，待钻点钻井钻至储层1 200 m钻井液密度1.55 g/cm3，未发生钻井事故，与预测结果相符。

图2 关井泄压井底和待钻点处压力随时间变化图Fig.2 Pressure variation with time in shut-in pressure relief bottom hole and drilling point

2.2 溢流泄压方式泄压区地层压力预测及分析

应用已知稳态的地层压力分布，改变注水井边界条件为井底为井筒内静液柱压力，对注水井溢流泄压地层压力分布模型进行求解。

注水井溢流泄压时，受注水井影响范围内的地层压力均有不同程度的降低，如图 3。井口敞开进行放喷，地层流体流动是双向的。一方面，靠近注水井周围的地层流体沿井筒流向井口；受井口敞开放溢流影响，井底压力迅速下降和井筒内静液柱压力平衡。另一方面，高压地层流体受压差作用向低压处即生产井以及泄压区边缘流动。

图3 沿注水井至待钻点方向地层压力分布Fig.3 Formation pressure distribution along the water injection well to the drilling point

图4中，溢流泄压注水井井底压力快速下降与井筒内静液柱压力平衡，待钻点出压力缓慢下降，注水井井口压力大小不能够衡量待钻点压力大小。

图4 溢流泄压井底和待钻点处压力随时间变化图Fig.4 Pressure variation with time in the overflow pressure relief bottom hole and drill point

若待钻点处地层压力需降到19 MPa才可进行施工，预测溢流泄压的时间为15 d，以此为参照制定溢流泄压的钻关时间。注水井溢流泄压15 d后，待钻井钻至储层1 300 m钻井液密度1.53 g/cm3，未发生钻井事故，与预测结果相符。

3 结 论

低渗裂缝性储层泄压过程需要考虑裂缝的影响，裂缝影响注采稳定时泄压区初始的地层压力分布；泄压过程中，裂缝导压能力高于岩石基质，裂缝连通泄压区低压处，使高压处压力与低压处压力快速平衡，提高泄压速率。低渗裂缝性储层注水井关井和溢流泄压方式下的泄压，注水井井底和待钻点处初始泄压压力不同，泄压速率不同，无明显相关性。因此，注水井井口压力都不能作为待钻点处泄压后压力的参考指标。通过对注水井关井和溢流泄压方式下，泄压区地层压力预测，依据预测制定注水井钻关泄压时间，应用指导注水井进行钻关泄压，降低了钻井复杂事故发生率及钻井成本。

［1］ 王友净，宋新民，田昌炳，等．动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性[J]．石油勘探与开发，2015（2）：222-228．

［2］ 范天一，吴淑红，李巧云，等．注水诱导动态裂缝影响下低渗透油藏数值模拟[J]．特种油气藏，2015（03）：85-88+155．

［3］ 黄延章．低渗透油层渗流机理[M]．北京：石油工业出版社，1998，30-100．

［4］ 杨蕾，同登科．变形介质油藏-井筒耦合流动研究[J]．石油天然气学报，2006，28（6）：98-101．

［5］ 杨清立，杨正明，王一飞，等．特低渗透油藏渗流理论研究[J]．钻采工艺，2007，30（6）：52-54．

［6］ 李松泉，程林松，李秀生，等．特低渗透油藏非线性渗流模型[J]．石油勘探与开发，2008，35（5）：606-612．

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［8］ 冯金德，程林松，李春兰，等．裂缝性油藏单井渗流规律研究[J]．石油钻探技术，2007，35（3）：76-78．

［9］ 王西江，刘其成，王恩辉，等．双重介质油藏物模实验技术及渗流特征研究[J]．特种油气藏，2007（2）：97-100+110．

［10］杨仁锋，姜瑞忠，刘世华，等．特低渗透油藏非线性渗流数值模拟[J]．石油学报，2011，32（2）：299-306．

［11］姚约东，李相方．动静态结合预测调整井地层压力的方法[J]．石油钻探技术，2009，37（4）：32-34．

Time Prediction of Injection Well Decompression in low Permeability Fractured Reservoir

AI Chi1，GAO jian1，FENG Fu-ping1，HUANG Rui2，ZHENG Hui-feng3，WANG Yuan-hang4

（1. College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China; 2. College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China; 3. Well Logging Company of Daqing Drilling Group, Heilongjiang Daqing 163310, China; 4. Daqing Oilfield Company, Heilongjiang Daqing, 163511, China）

It is very difficult to determine formation pressure and water injection well decompression time of low permeability reservoir after water injection, which can affect safe well drilling. Combined with seepage characteristics of the low permeability fractured reservoir, based on deformable double media seepage theory, considering rock and fracture pressure sensitive effect, dynamic model of reservoir formation pressure after pressure relief was established. Numerical simulation technology was used to predict the change of formation pressure distribution with the decompression time under shutting pressure relief and overflow pressure relief. Well drilling and shutting time of water injection well under different pressure relief mode was determined, so well drilling and shutting time scheme was made. Research shows that cracks connection of low pressure area in the pressure relief zone can improve pressure relief efficiency; in shut-in and overflow pressure relief processes, injection well bottom pressure should not be as a index of drill point formation pressure; The prediction of formation pressure in the pressure relief zone can be used to guide the drilling and shutting of the water injection well, which can satisfy the practical application of the safe adjustment of well drilling.

formation pressure; drilling and shutting pressure relief; low permeability; numerical simulation; adjustment wells

TE319

A

1671-0460（2016）12-2845-03

国家高新技术研究发展计划（863）基金项目，项目号：2013AA064903。

2016-05-26

艾池（1957-），男，教授，博士生导师，1982年毕业于东北石油大学钻井工程专业，2003年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事油气井工艺理论、油气井工程力学与储层增产措施等方面的教学和科研工作。E-mail：aichi2001@163.com。

高见（1991-），男，从事低渗储层地层压力研究。E-mail：gaojian920422@163.com。