华北油田油井开采对邻近京雄城际铁路的影响

李 鹏

(中国铁路设计集团有限公司,天津 300142)

目前,每年都有大量城际铁路工程建设,这些工程部分位于油田开采区[1-2],由于一般石油开采较深,仅靠理论分析并不能准确反映实际的油井开采是否会引起地表地面沉降[3-5]。 国内众多学者对石油开采诱发地面沉降开展相关研究,甄庆廷等以大庆地区地面变形对哈齐高铁的影响为例,在动态监测的基础上,建立地下水开采、采油注水、地面变形的耦合模型,预测地面变形发生、发展趋势[6];马传广等以盘营高铁为例,通过分析地下油气的开采诱发地面变形的原因,结合辽河油田地质条件、开采方式,推测辽河油田目前的开采方式不利于地面稳定[7];刘建军等根据油田的注采特点,分析地表变形的规律,同时也提出了相应的控制方法措施[8];石永高等对大庆油田地面形变进行了监测,明确了沉降区域范围[9];田红等对石油开采引起的油藏压实与地面沉陷预测进行了相关研究[10];李国和等根据地面沉降对高速铁路桥梁工程的影响进行了研究,并给出了相应的对策[11]。

以下通过理论分析、现场调查、InSAR 地面沉降监测等综合勘察技术手段,综合分析华北油田石油开采对北京至雄安城际铁路的影响,以期为实现国家资源有效利用和城际铁路工程建设安全提供部分经验。

1 城际铁路概况

北京至雄安城际铁路途经北京市大兴区,河北省廊坊市广阳区、固安县、永清县和霸州市,雄安新区雄县,线路全长91 km。 全线共设置黄村、新机场、固安东、霸州北、雄安5 座车站。 线路位于华北冲积平原,地形平坦,地势开阔。 植被主要为耕地,局部林地、苗圃地,村庄分布密集,沿线耕地主要种植小麦、玉米、红薯。 本段跨越多条等级道路及铁路、河流及灌溉沟渠、输水及输油管道。 沿线经过的地层主要有第四系全新统人工堆积层填土、粉质黏土、粉土、粉砂、细砂,第四系厚度大于300 m。 沿线经过地区属于暖温带亚湿润大陆性季风气候,四季变化明显,春季干旱多风,冷暖多变;夏季气温高、湿度大、雨水集中;秋季天高气爽、冬季寒冷干燥、少雨雪。 降雨量多集中在6 ～8 月,约占全年的70%,大风多集中在3、4 月。 按照对铁路工程影响气候分区为温暖气候区。 本段经过的河流主要为牤牛河、虹江河和雄固霸新河。

本区含油层主要位于寒武系下统馒头组、君山组、毛庄组、奥陶系等,为一层状油藏。 该区储层主要有第三系碎屑岩和潜山碳酸盐岩两种类型。 其中潜山储层以海相白云岩和灰岩为主,储集空间有缝、洞、孔,为高孔中渗透储层。 第三系碎屑岩储层岩性以长石砂岩、粉砂岩为主,为中孔中渗透储层。

本线李营至黄村段利用既有京九线地段维持既有线标准,设计速度不低于120 km/h;黄村至雄安段铁路等级为双线高速铁路,黄村至大兴机场段设计速度为250 km/h,大兴机场至雄安段为350 km/h。 黄村至新机场段正线线间距为4.6 m,新机场至雄安段为5.0 m。 黄村至新机场段最小曲线半径一般3 200 m,困难2 800 m;新机场至雄安段最小曲线半径一般7 000 m,困难5 500 m。 最大坡度为一般20‰,困难30‰。

2 油田开采情况

2.1 油田现状

京雄城际铁路贯通方案经过华北油田的3 个采区,分别为岔河集油田、南孟油田及龙虎庄油田,见图1。

图1 京雄城际铁路沿线油气勘探分布

岔河集油田位于冀中坳陷霸县凹陷西部,牛东大断裂下降盘的宽缓断面上,为大型凹中隆的背斜构造。纵向上发育7 套含油层系,主要开采层位为东营组和沙河街组。 探明面积58 km2,储量7 833×104t,是一个受构造和岩性双重控制的中渗透复杂断块油田。 根据勘探资料,第四系覆盖层厚约340 m,下部基岩以泥岩、砂岩为主,钻至3 495 m 未见底。 含油层位于东营组和沙河街组砂岩层中,深度大于1 800 m。 根据开发调整方式及产量变化特点,划分为4 个开发阶段,即全面投产注水开发阶段、加密井网开发调整阶段、以注采结构调整为中心的调水增油阶段、综合治理稳产阶段。岔河集油田为华北最大的复杂断块砂岩油田,已开发15 个断块。 油田经历40 年的开发历程,目前已进入中高含水、低效开发阶段。 累计产油1 663 万t,累计产气184 902 万m3, 综合含水89.58%, 采出程度21.2%。

南孟油田位于霸县凹陷的北部,共有南孟府君山组、奥陶系馒头组、龙山组、沙四段4 套层系,为一层状油藏。 该区储层主要有第三系碎屑岩和潜山碳酸盐岩两种类型。 潜山寒武、奥陶储层则以海相白云岩和灰岩为主,储集空间有缝、洞、孔,为高孔中渗透储层。 沙四段碎屑岩储层储层岩性以长石砂岩、粉砂岩为主,为中孔中渗透储层。 油田含油面积3.4 km2,上报地质储量415.93×104t,可采储量98.44×104t。 根据勘探资料显示,第四系覆盖层厚约300 m,下部基岩以泥岩、砂岩、灰岩和白云岩为主,钻至3 495 m 未见底。 含油层位于寒武系馒头组和府君山组中,油藏深度大于1 780 m。 南孟油田于1976 年10 月投入开发,现有油井19 口,开井16 口,日产液218 m3,日产油34t,综合含水84%。 累积产油99.67 万t。 累产水190.94万m3。 采出程度 23.96%, 可采储量采出程度83.33%。 府君山、馒头组采出程度均较高,储量动用程度较低的层系是南孟奥陶系。 已进入开发后期,处于高采出程度、高含水开发阶段。

龙虎庄油田位于霸县凹陷的北部,储层有奥陶系、府君山组, 含油面积3.85 km2, 上报地质储量1150.66 万t,可采储量337.7 万t。 主要为储层岩性为一套厚层块状灰岩及白云岩,由于长期风化及溶蚀作用,缝洞发育,裂缝纵横交错,油层连通好,渗透性好。 根据勘探资料显示,第四系覆盖层厚约300 m,最厚可达600 m,下部基岩以泥岩、砂岩、灰岩和白云岩为主。 主力开采层为奥陶系,油藏深度大于2 000 m。龙庄油田现有油井18 口,开井15 口,日产液98 m3,日产油26 t,综合含水73%。 累积产油253 万t。 累产水111.6 万m3。 采出程度22.02%,可采储量采出程度75.02%。 油井主要采用间开压锥的生产方式生产。处于高采出程度、高含水开发阶段。

2.2 油井开采方式

油田投入开发以后,随着开采时间的增长,会不断地消耗油层本身能量,油层压力就会不断下降,使地下原油大量脱气,黏度增加,油井产量大大减少,甚至会停喷停产,造成地下残留大量死油无法采出。 为了弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力,实现油田高产稳产,并获得较高的采收率,必须对油田进行注水。

注水采油是利用注水设备把质量合乎要求的水从注水井注入油层,保持油层压力,驱替地下原油至油井,是一种人为地将水注人储油层孔隙中,以水作为驱替剂将更多的原油从油层中驱替出来的一种采油技术,注水可以提高油田开发速度和采收率,而且经济效益好,因此注水开采已成为众多油田开发的主要方式。

一般在油田天然水体不发育的情况下,为维持油藏总体压力,达到注入量与采出量的平衡(注采平衡),累积注入水量与累计产出液体量接近。 在正常油藏的注水开发过程中,当累计注入水量与累计产出量近似相等的情况下,油藏地层压力应保持在原始地层压力附近。

2.3 现场油井调查

华北油田集中开采区距离线位较近,一般350 ～1 500 m,最近为霸107 号井距离线位DK83+505.7 左线中心仅10.3 m,其次为霸105 号井距离线位DK83+764.6 左线中心仅70.4 m,霸100 号井距离线位DK86+316.5 左线中心仅161.7 m;其余油井均在300 m 以外。 据现场调查,霸107 号井仍在正常采油。采油二厂南孟镇、岔河集镇等区块油井分布与线位的关系见图2、图3。

图2 南孟镇油井与铁路线路平面位置关系

开采油井距离线位最近约10 m,井深约3 000 m,开采深度2 700～3 000 m;该区日开采量400 ～650 m3,铁路附近采油井共63 口,注水井共4 口,目前均正常开采;油井采用注水开采的方式,对开采出的水油进行分离后,将水通过注水井注入地下。

3 变形分析

3.1 油井开采导致地表变形机理分析

(1)油藏压实是岩石所受压应力超过了岩石的抗压强度并发生塑性变形的过程,它会导致储层的孔隙度和渗透率发生不可逆转的变化。 随着石油的不断开采,必然造成储层孔隙压力的降低,使得岩石骨架的有效应力增大。 同时,上部岩层的荷重大部分转移到岩石骨架上,这样将导致储层的压实和表面的沉降, 并在垂直和水平方向上产生位移。 当油层压实产生变形较大时,会导致地面沉降。

(2)注水开采主要有以下几方面的影响。 ①在油田开采过程中,高压注水提高了地层压力,使得有足够的能量将原油驱动出来,但当地层压力高于原始压力或较大时,可能导致油层次生裂缝,引起油层破裂。 当压力超过一定界限后,岩石将产生裂缝,上覆岩层将被“举起”,造成地面上升。 ②油层富集区多构造发育,由于构造部位透水性强,稳定性差,高压注水将改变原始地应力,引起地应力不平衡,同时使裂缝扩张,注水沿裂缝进入构造接触面,加剧构造复活。

(3)油田注水需要大量的水,而其中一部分来自油田边缘的水源井,由于地下水被集中开采,导致地下水位急剧下降,土体重度增大,土颗粒间有效应力增大,最终引起地面沉降。 另外,由于注水井附近的地层应力一般总高于采油井附近的地层应力,引起地面形变的潜在因素仍存在。

3.2 地面变形理论分析

人为注采压力与地面变形有着密切联系,地层压力的变化量与地面垂向变形的回归方程为

式中,ΔH为地面垂向变形量;Δp为地层压力增量,掌握地层压力就可以预测地面变形量。 同时,地表变形会使油、水井套管承受拉伸应力作用,造成套管被拉断或变形。 根据相关统计,注入压力宜控制在原始地层压力以下0.5 ～0.8 MPa,压力变化范围控制在±0.19 MPa 之内。 对于明显的高压注水区,设法分步骤、分井网以合适的压力递减率(绝对值一般不高于0.3 MPa)降低注入压力,达到稳定的压力范围,同时重视注采平衡,达到采油控水目的。

3.3 油田开采与地面沉降分析

(1)铁路建设区地表地裂缝调查分析

拟建京雄城际铁路沿线穿越各地市现有地裂缝共2 条,距离评估区分别为2.9 km 和6.6 km。

①西坨村地裂缝

位于霸州南孟镇西坨村东永金渠渠底,距离京雄城际铁路正线DK77+500 桩号东南3.9 km。 该处地裂缝始发于2006 年,走向20°,倾向108°,倾角75°,长90 m,宽1.2 m,深0.3 m,耕植土和树叶部分填充。 该处地裂缝主要破坏林地,未造成明显人员财产损失。

②曹庄地裂缝

位于霸州岔河集乡曹庄村北1 000 m 路西的林地内,距离京雄城际铁路正线DK87+000 桩号东南7.1 km。 该处地裂缝始发于2005 年,共有两条地裂缝组成,呈“人”字形分布,其中1 号地裂缝于2005 年6 月16 日出现,走向5°,倾向90°,倾角80°,长16 m,宽0.9 m,深0.5 m,耕植土和树叶部分填充;2 号地裂缝于2005 年7 月23 日出现,走向75°,倾向335°,倾角79°,长9.8 m,宽1 m,深0.4 m,耕植土和树叶部分填充。 该处地裂缝主要破坏林地,未造成其他财产损失。

(2)铁路建设区地面沉降现状

沿线区域累计沉降量均在300 ～700 mm 内,总体呈现东北、西南大,中部较小的特征;沿线区域沉降速率变化较大,总体趋势由东北向西南逐渐递增,根据地面沉降发育程度分级,京雄城际铁路沿线地面沉降发育程度均为中等,按照沉降速率,沉降发育程度多为中等、强发育。 沿线各段地面沉降发育程度见表1。

表1 京雄城际铁路沿线各段沉降速率特征

(3)InSAR 地面沉降监测

对京雄城际铁路沿线范围历史沉降情况及现状进行监测,并采集欧空局Sentinel-1A/1B 数据作为缓慢地面沉降监测数据,基于外业实测数据,采用TSDI InSARpro 软件,将相对沉降量结果校正为绝对沉降量,评价InSAR 结果的精度。 提取铁路沿线特定缓冲区范围内沉降监测结果、沿线位方向沉降纵断面以及垂直线位方向沉降纵断面。 本次监测范围为北京至雄安城际铁路DK48+000 ～DK113+400,监测数据共计47 景。 为了更完整地描述形变区域的范围和形变中心,对PS 点采用克里金插值,然后生成等值线,等值线叠加显示结果见图4。

根据InSAR 监测结果,沉降区域位于雄县北部和固安县南部,沉降速率范围为:30 ～119 mm/a,为大范围区域沉降,存在几处漏斗形沉降。 线位在DK86 ～DK113+400 段落穿过该沉降区,线位穿过处地面沉降速率范围为30～83 mm/a。

(4)油田开采与地面沉降对比分析

经对比分析,沉降漏斗中心呈北东-南西向串珠状分布于线位北西侧,而大部分采油井分布于线位南东侧,离沉降中心大于2 km,且采油井分布地点均为沉降缓慢区域,见图5。

图5 油田开采与地面沉降对比分析

由岔河集、南孟、龙虎庄油田地层综合柱状图可知,第四系覆盖层一般厚度300 ～400 m,最深可达600 m,松散堆积层以下为基岩层,主要岩性为泥岩、砂岩、白云岩和灰岩,采油层位于砂泥岩及灰岩中,深1 000 ～3 500 m,油藏以上基岩厚500 ～2 500 m 不等,采油注水压力20～30 MPa,石油承压小于注水压力,表明基岩的骨架支撑好,且石油主要存在于基岩裂隙和细小孔洞中,不存在大面积承压现象,不同于松散堆积物的固结沉降。 由于注水开采浅层地下水和深层地下水都不会补给基岩裂隙水,因此表层第四系松散堆积物也不会受采油影响产生固结沉降。 综上所述,油田开采不会引起地面沉降地质灾害。

4 结论

(1)本区含油层位于含油层主要位于寒武系下统府君山组、馒头组、毛庄组、奥陶系和沙四段四套层系,为一层状油藏,储层主要有第三系碎屑岩和潜山碳酸盐岩两种类型,一般开采深度在2 700 ～3 000 m;开采方式为注水开采,不同于采煤等存在采空问题,采油是液体置换,不存在类似采空导致油藏地层失去支撑引起地层弯曲变形;且由于注采平衡,深部采油不会导致油藏层系间压力变化,并没有改变液体(油水)环境,故可以不考虑深部采油对地表的不利影响。

(2)华北油田采油对京雄城际铁路基本无影响,但个别采油井距线路较近,须根据相关要求进行搬迁。同时密切关注和了解油田注水采油范围、压力及变化趋势,研究注水压力的变化对地面隆起程度、范围的影响。