海上疏松砂岩注水井扩容增注技术研究及应用

2023-11-11陈欢于继飞曹砚锋杜孝友闫新江艾传志

石油科学通报 2023年5期

陈欢，于继飞*，曹砚锋，杜孝友，闫新江，艾传志

1 中海油研究总院有限责任公司，北京100028

2 海洋油气高效开发全国重点实验室，北京 100028

0 引言

渤海油田以疏松砂岩储层为主，地层非均质性严重，层间矛盾比较突出。目前，渤海大多数油田以注水开发方式为主，注水水源类型复杂，清污混注比例高。随着渤海油田开发的不断深入，注水井近井地带存在微粒堵塞，导致注水井注入压力逐年升高，难以满足油藏配注量要求。

为解决注水压力过高、严重欠注的问题，海上油田开展了各种解堵措施[1]，包括酸化、酸压、大修、反循环洗井以及动管柱洗井作业，其中酸化解堵作业最为常见。但多轮次酸化后增注效果变差，增注有效期越来越短，作业成本逐年增加，作业量大且易污染油层，严重影响了油田的正常高效生产。而常规压裂技术[2]，容易发生水窜危害，成功率低、成本高，且受海上平台空间限制，造成大量注水井无法实施作业。针对海上注水井增注需求，急需探索一种成本低、增注有效期长、作业方便的注水井增注新技术，受国外“油砂SAGD扩容技术[3-6]”启发，首次提出了海上注水井扩容增注技术，即通过控制注水井井口注入排量和压力，逐级提压使井筒与地层产生压差，促使岩石发生剪切扩容和张性扩容，在注水井周围产生一个包含无数微观张剪裂缝网的高渗区域，增加注水井近井地带储层的孔隙度、渗透率，从而提高注水井的注入能力。

扩容技术最早运用在加拿大阿尔伯塔地区Mc-Murray油砂[7-8]的开发中，主要解决SAGD实施过程中出现预热周期长、预热不均匀等问题。2013 年，新疆油田借鉴加拿大油砂扩容技术的成功经验，在风城油田稠油SAGD井上进行了先导试验并推广应用[9-12]。针对扩容技术，国内外学者已开展相应的理论、室内实验和数值模拟研究[9-15]。Rowe[16]等提出了砂土的强度和扩容理论模型；Bolton[17]等总结了砂岩的扩容角，提出了扩容性能和临界强度角的理论关系；Lin[18-21]等针对新疆风城油田SAGD扩容进行岩石力学实验和数值模拟分析，分别阐明了油砂储层扩容的机理及油砂储层SAGD油藏数值模拟结果。海上注水井近井地带堵塞与油砂两口水平井之间的连通性很相似，但海上注水井远井筒地带和近井地带渗透率差异大，因此，不能单方面借鉴加拿大油砂SAGD扩容的经验指导海上注水井解堵，需要针对海上注水井进行岩石力学实验、扩容室内模拟实验和数值模拟分析，研究海上油田疏松砂岩地层的扩容机理及主控因素，为注水井扩容解堵作业提供指导建议和方法。

1 注水扩容机理

扩容现象是孔隙介质的一种变形和微裂缝区扩展现象，从微观上看，扩容行为可以被视为砂粒的重新排列。针对疏松砂岩质地松软、塑性强、渗透率高的岩土力学性质，林伯韬[22]引入土力学的理念，系统、深入地分析了疏松砂岩储层在微压裂过程中的扩容及微裂缝起裂机理，提出微压裂为孔隙弹性、塑性变形和断裂力学等多种力学变形的复杂力学机制，并列举了砂粒内嵌咬合的疏松砂岩和砂粒接触点少或基本不接触的疏松砂岩等两类疏松砂岩的微观扩容行为。

疏松砂岩压裂、微压裂储层力学变形及裂缝扩展影响因素较多，由于各因素相互关联且作用复杂，目前尚未具备多因素影响下刻画裂缝扩展规律的定量化表征。针对海上疏松砂岩注水过程，本文主要考虑孔隙弹性和塑性2 种变形机理。

疏松砂岩扩容孔隙介质岩体在受剪应力或者孔隙流体压力增加的荷载作用下，引起颗粒错动或分开，产生剪切扩容或流体压力扩容，形成大体积的微观剪胀裂缝，如图1 所示[23-24]。当剪切扩容发生的时候，尽管颗粒间的原始接触位置受到了其相互滚动的扰动，砂粒仍然互相接触；在张性破裂阶段，砂粒之间相互分离而不会互相接触。

注水扩容技术不同于常规的大规模水力压裂，该技术通过控制井口注入排量和注入压力，逐级提压使井筒与地层产生压差，当井底注入压力在最小地应力和储层破裂压力之间时，会促使岩石发生剪切扩容和张性扩容，从而在井筒周围形成一定规模的扩容带。该区域储层厚度远大于常规线性张裂缝，在流体压力降低后扩容带可继续存在，增加注水井近井地带储层的孔隙度、渗透率，从而提高注水井的注入能力。

2 注水扩容室内实验

2.1 岩石力学参数

砂岩的变形性能通常随着其当前有效应力状态的变化而变化，高的有效应力状态将导致砂岩较低的变形能力(较高的弹性模量)；反之，在低的有效应力状态下，砂岩将表现为比较容易变形(较低的弹性模量)。采用砂土的孔隙介质非线性弹性模型来描述弱固结砂岩的非线性弹性变形行为。

式(1)中，k为砂岩的对数体积弹性模量，无量纲；e0为砂岩的初始孔隙率，%；p0为砂岩的初始平均主应力，kPa；p为当前状态的平均主应力，kPa；为抗拉强度，kPa；Jel为弹性体积变形，无量纲。

岩石在受到剪应力后的扩容能力通常用剪胀角来衡量。在岩石力学中，剪胀角的定义为砂岩在剪切变形中体积应变和剪切应变的比。通常来说，扩容发生在砂岩临近破坏或者峰后变形，曲线在屈服后直线段的斜率就是岩石的剪胀角。

弱固结砂岩的体积弹性模量是表征材料弹性模量随着其有效应力状态的变化而变化的指标。其值越小，使材料发生弹性变形的应力也越大，即材料刚度越大。

为了研究疏松砂岩扩容的影响，开展岩石力学三轴实验。实验岩芯选取海上B油田东营组疏松砂岩，由于岩石胶结疏松，岩石强度低，为获取高质量实验用岩芯，实验采用了液氮取心的方式，扩容实验所用仪器为GCTS公司的岩石样机。选取有效围压0.1 MPa、0.5 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa，孔压为0，测试环境温度为25 ℃，获得在不同围压下的应力应变曲线和体积应变曲线和在不同围压下的剪胀角，如图2、图3 和表1 所示。其中，体积应变正值代表压缩，负值代表膨胀。

表1 海上东营组砂岩弹性模量和剪胀角Table 1 Elastic modulus and dilatancy angle of Dongying formation in offshore oilfield

图3 疏松砂岩岩芯在不同围压下的体积应变曲线Fig.3 Volumetric strain curve of unconsolidated sandstone core under different confining pressures

如图2 和图3 所示，分别为人造岩芯A1、A2、A3 和A4 在不同围压条件下的三轴实验。在0.1 MPa、0.5 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa围压下，人造岩芯A1、A2、A3 和A4 的对数体积弹性模量分别为0.0056、0.0043、0.0065 和0.0058，剪胀角分别为55°、57°、43°和58°，对应的最大体积应变分别为5.2%、6.0%、8.0%和6.5%。在0.5 MPa围压下，岩芯A2 的对数弹性模量为0.0043，小于其它岩芯的对数体积弹性模，呈现高达8.0%的体积扩容量。由此可见，在低围压条件下疏松砂岩具有较强的剪胀效应。同时，在该围压下的剪胀扩容量随轴向形变的增加而增大。因此，现场可通过不间断注水使井壁周围区域有效围压降低，进而降低围压达到扩容的效果；或者根据地层埋深逐级提高相应的注入压力，从而使疏松砂岩储层产生较大轴向形变来增强扩容效果。

根据海上东营组疏松砂岩弹性模量和剪胀角计算结果，见表1，东营组砂岩对数体积弹性模量在0.0043～0.0065 之间，平均对数体积弹性模量为0.0056，远小于加拿大Athabasca油砂弹性模量0.009，砂岩刚度大，砂岩比较容易变形；东营组砂岩剪胀角在43°～58°之间，平均剪胀角为53°，远大于加拿大Athabasca油砂剪胀角(40°～45°)，容易产生扩容。综上所述，海上油田疏松砂岩储层中具备注水扩容增注技术的应用基础。

2.2 扩容模拟实验

通过水力扩容室内实验模拟现场注水井井筒注水扩容工况，研究不同排量、压力下扩容区的发展，实验岩芯样品采用直径50 mm、高度100 mm的人造岩芯。实验前，在人造岩芯的顶部钻直径10 mm、深度50 mm的圆孔来模拟直井井眼，采用高强度树脂来密封注入管线和样品上方注入孔之间的间隙，扩容室内实验装置示意图[24]如图4 所示。

图4 水力扩容实验示意图[24]Fig.4 Schematic diagram of hydraulic dilation experiment[24]

在注水扩容过程中，采用柱塞泵对岩芯样品施加围压，注入泵按照给定的压力、排量条件进行水力扩容实验。水力扩容模拟实验的过程包括岩心加工、扩容设备安装、扩容裂缝形态、扩容压力排量曲线，采用CT成像技术对实验后岩芯进行扫描，研究不同流速、不同地应力及应力预处理对扩容裂缝形态的影响，实验结果如图5 至图7 所示。

图5 不同流速对流体扩容区的影响(相同应力条件围压5 MPa、偏应力5 MPa)Fig.5 Influences of dilation area on different fluid flow rates(Same stress condition: confining pressure 5 MPa,deviatoric stress 5 MPa)

从图5 可以看出，慢速注入有利于形成复杂缝网，高速注入容易形成单缝。在地层剪应力作用下，慢速注入时，岩芯内部的孔隙压力的升高比较缓慢，使其应力状态有一定的时间来调整，有利于复杂缝网区的发育。高速注入时，单缝扩展容易突破盖层的限制，沟通断层，造成地质事故，现场施工中应该避免。大部分相对高速的注水导致实验失败，其原因就是形成了简单的裂缝而导致实验失控。

从图6 可以看出，高地应力各向异性有利于复杂缝网区的发育。这是由于原地应力差异大时，地层原始剪应力就较高，当注水使孔压提高时，地应力状态更容易向着岩石屈服面(即剪切扩容开始)靠近，即更容易产生剪切裂缝。

图6 不同地应力各向异性对扩容区形态的影响(相似注入排量2.0～2.5 ml/min)Fig.6 Influences of dilation area on different different in-situ stress anisotropy (Similar injection rate: 2.0～2.5 ml/min)

从图7 可以看出，以低于最小主应力的恒定压力进行应力预处理有利于形成复杂缝网，即通过低速，高压注水或者水力震荡的方式，提高注水井井周的孔隙压力，改变其地应力状态，清除井周堵塞。由于预处理提高了注水井周围地层的孔隙压力，并改变了注水井周围岩石的微观结构，降低了注水井周围岩石的抗张强度。因此，应力预处理有利于降低扩容区起裂压力，促进扩容区的发展，图7(a)采用应力预处理后形成了复杂的缝网，而图7(b)未采用应力预处理只产生了单裂缝。

图7 预处理压力对扩容区形态的影响(相同应力条件围压15 MPa、偏应力15 MPa)Fig.7 Influences of dilation area on pretreatment pressure (Same stress condition: confining pressure 15 MPa, deviatoric stress 15 MPa)

3 注水扩容数值模拟

3.1 有限元模拟

通过扩容数值模拟可以预测现场扩容施工作业中扩容区的扩展范围、扩容压力和排量等施工参数，优化水力扩容施工方案。注水扩容数值模拟采用流—固—热耦合软件，根据岩石力学扩容工艺要求划分网格，偏微分控制方程如下。

式(2)中，σ为总应力张量，kPa；k为岩石渗透率，×10-3μm2；μ为流体粘度，mPa·s；φ为岩石孔隙度，%；βP和βT为流体在压力和热力作用下的压缩系数，无量纲；εv为固相体积应变，%；kT为热传导系数张量，W/K；cT为介质的热容系数，无量纲；b为重力，N。

疏松砂岩扩容模拟可以分为固体部分和流体部分，为了正确描述疏松砂岩储层的扩容性状，采用Drucker-Prager塑形模型描述疏松砂岩的弹塑性变形。

式(3)中，p为平均有效主应力，kPa；q为偏应力，kPa；pt为抗拉强度，kPa；β为摩擦角，°；d为粘聚力，kPa。

针对疏松砂岩的抛物线性D-P模型的材料参数，采用非线性弹性模型来模拟弱固结砂岩的弹性刚度对应力的敏感性，流体渗流部分的本构关系采用非线性渗透率模型。

为了准确模拟海上疏松砂岩变形特征及扩容效果，建立了疏松砂岩注水井的耦合有限元模型，如图8 所示。其中，有限元模型尺寸为2000 m×2000 m，可视为在无限大的地层模型中的注水井模型，注水井直径为20 cm，注水段的射孔高度为20 m，减少了边界条件对注水井的影响。有限元模型采用海上东营组储层物性参数及岩石力学特征参数，见表2。其中，储层物性及地应力参数均为室内实验及现场测试结果，能够真实反映储层地质条件及岩石力学特征。

表2 有限元计算岩石变形参数取值Table 2 Rock deformation parameters of FE calculation

注水扩容过程中形成的扩容区形态随着时间的变化如图9 所示，“VOIDR”为孔隙率，初始值是0.3333。按照渗透率增量，定义地层渗透率增加20%的区域截面积为扩容区。扩容区分为张性扩容区和剪切扩容区，当扩容区内张应力大于砂岩抗张强度产生的扩容区为张性扩容区。

图9 注水过程扩容区随不同时间的变化Fig.9 The dilation area changes with different time during the water injection process

从图9 中可以看出，扩容区可以近似为长条形椭圆，其中，椭圆的长轴平行于地层最大主应力方向，短轴平行于地层最小主应力方向；扩容区为一个大体积的高孔隙度区域；在注水扩容过程中，砂岩地层会同时产生剪切扩容和张性扩容，即扩容区内剪裂缝和张裂缝共存。

在注水扩容的过程中，扩容首先从岩石的剪切破坏开始，即最先产生剪切扩容，这时砂粒之间还相互接触。当注水压力继续升高超过局部的应力条件时，砂粒之间相互脱开而形成张性微裂缝，即产生张性扩容。图10 中灰色区域为注水井周围的张应力区。

图10 注水井周围的张应力区(“S22”是有效垂向应力，灰色为张应力区)Fig.10 Tensile stress area around the injection well (S22 is effective vertical stress, the gray area is the tensile stress area)

3.2 敏感性分析

为了测试砂岩岩石力学参数、储层初始条件等对注水扩容效果的影响，在上述基础模型之上开展了油藏埋深、地层渗透率、抗剪强度等数值模拟敏感性分析，数模参数选取表2 所示地应力梯度，其中，垂向应力梯度Sv=22.5 kPa/m，最小水平主应力梯度SHmin=15.0 kPa/m，最大水平主应力梯度SHmax=19.0 kPa/m。

(1)油藏埋深

油藏埋深影响地层的初始地应力状态。开展了在不同油藏埋深(埋深1800 m、2200 m和2600 m)注水扩容区面积随注水时间的变化，如图11 至图13 所示。其中，摩擦角=58°，剪胀角=51°，渗透率=0.5 μm2。

图11 不同油藏埋深对注水扩容压力的影响Fig.11 Influence of different reservoir buried depth on dilation pressure during water injection

从图11 可以看出，扩容压力是在地层的最小主应力39 MPa和最大主应力57.2 MPa之间，油藏埋深越浅，注水扩容压力越低。从图12 和图13 可以看出，扩容区的面积随着注水扩容时间的增加而增大；在同样的扩容注水量条件下，油藏埋深越浅，地层的平均有效应力低，初应力点离地层的破坏线近，容易扩容，注水扩容面积越大。

图12 不同油藏埋深对注水扩容区形态的影响Fig.12 Influence of different reservoir buried depth on dilation shape during water injection

图13 不同油藏埋深对注水扩容面积的影响Fig.13 Influence of different reservoir buried depth on dilation area during water injection

(2)地层渗透率

开展在不同地层渗透率(初始渗透率0.1 μm2、0.3 μm2和0.5 μm2)下，注水扩容区面积随注水时间的变化对扩容区的影响，如图14 至图16 所示。其中，摩擦角=58°，剪胀角=51°，油藏埋深=2600 m。

图14 不同地层渗透率对注水扩容压力的影响Fig.14 Influence of different formation permeability on dilation pressure during water injection

从图14 可以看出，地层渗透率越低，注水扩容压力越高；刚开始注水扩容压力高于最小主应力，低于最大主应力，15 h后超过最大主应力值。从图15 和图16 可以看出，在0.1～0.3 μm2范围内，扩容区的面积随着注水扩容时间的增加而增大；在相同的注水量条件下，地层渗透率越大，孔压增大能够波及到的距离越远，扩容面积越大。

图15 不同地层渗透率对注水扩容区形态的影响Fig.15 Influence of different formation permeability on dilation shape during water injection

图16 不同地层渗透率对注水扩容面积的影响Fig.16 Influence of different formation permeability on dilation area during water injection

4 注水扩容现场试验

海上B油田在2016 年对8 口注水井尝试进行了注水扩容技术现场试验，均取得了良好的效果，如表3所示。其中5 口注水井注水量大幅度提高，注入压力保持不变或略有降低；3 口注水井注水压力显著降低，注水量略有升高或基本不变；8 口注水井视吸水指数提高倍比在1.5～3 之间，其中80%注水井增加倍比在2 倍范围内，扩容增注有效期大部分在173 天至368天不等。

表3 海上B油田高压注水扩容效果对比Table 3 Comparison of water injection capacity applying high pressure dilation in offshore oilfield B

扩容增注技术相对常规酸化波及范围广，能有效提高注水井的注入能力。以注水井B16 效果最为显著，视吸水指数增加接近3 倍，注水量大幅度升高，目前仍在有效期范围内。根据现场试验结果表明8 口注水井降压增注效果显著，8 口注水井扩容增注施工后注水量提高10%～240%之间，注水压力平均下降幅度在5%～50%之间。