岩石扩容技术在海上油田增产增注的研究及应用

张斌斌，马宇奔，莘怡成，袁 征，郭宏峰，夏金娜，谭家文

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

海上众多油田已进入开发中后期，地层能量匮乏、产能不足问题突出，大泵提液、注水是目前维持海上油田增产的主要技术手段[1]。但是，储层污染造成的近井地带堵塞问题、注采井间连通性差引起的受效不理想问题、储层纵向上非均质性强等问题会导致注采井组低产低效，无法达到油田配产。针对该问题，较多采用酸化解堵、压裂等[2]处理方式。其中，酸化解堵存在改造半径有限、措施有效期短、多次作业后可能导致二次污染等问题；压裂技术目前已在陆地油田获得大规模应用，且可以有效解决此类问题[3]，但压裂工序复杂、设备多、规模大、作业成本高[4]，同时受海上平台空间的限制，为现场实践带来了诸多挑战。因此，有必要在酸化、压裂基础上引入新的技术，在保障措施效果的同时，降低作业成本、优化作业工序、减少作业风险，实现目标井的增产增注。

岩石扩容理论首先由OSBORNE[5]在1885 年提出，直至2002 年加拿大阿尔伯特省的油砂开采中首次将岩石扩容作为增注技术进行应用[6]。截至目前，该技术已在加拿大油砂井，国内陆地新疆油田SAGD 油砂井，华北油田、南海东、西部油田注水井中相继得到应用[7-12]。YUAN 等[7]应用数值仿真方法模拟了加拿大砂岩储层扩容过程。高彦芳等[8]建立了SAGD 井挤液扩容水力波及范围模型，定量评价了改造区域的形状。胡鹏程[6]应用小排量、变排量的水力扩容技术对裂缝性潜山油藏储层进行了改造，增加了地层渗流能力。孙林等[11]提出了海上电泵生产井不动管柱岩石扩容技术及其适用储层类型，通过矿场试验表明提产效果显著。任杨等[12]通过研究不同扩容压力下储层岩石的破坏情况，提出了扩容强化注水技术。暂堵转向技术通过向井中注入暂堵剂，改变液流方向，可以大幅提高储层改造效果[13-14]。目前，岩石扩容技术和暂堵转向技术均相对成熟，但暂未见以“岩石扩容+暂堵转向”的模式在海上注采井组间应用的相关案例。为此，基于数值模拟等方法，对技术原理、关键技术参数等进行了优化研究；通过矿场应用验证了技术的适应性、安全性及措施有效性，并对施工工艺进一步优化提供了指导。

1 作用原理

扩容现象是一种岩石的变形现象，它指的是在达到破裂点之前，多孔介质岩石的孔隙体积随压应力增加而增大的一种岩石力学特性。岩石扩容可以通过剪应力和孔隙压力增加而引起，能够在各种岩性中发生，根据其作用机理可以分为剪切扩容和张性扩容，见图1[15]。砂粒在剪切作用下由点或面接触变为相对翻滚或翻转，导致孔隙体积增大的现象称为剪胀。而由于孔隙压力增大导致的骨架孔隙等撑大的现象称为张性扩容。岩石的扩容可以造额外的孔隙度，从而提高岩体的渗透率，增加油藏接触面积，达到增产和增注的目的。

图1 岩石扩容机理

首先通过剪切扩容松化，即孔隙度增加，注入水流入，使孔隙压力继续增加；压力增加到一定程度时,砂粒彼此分离而造成张性微裂缝；这些张性微裂缝并没有连接起来,即没有形成一个连续的张破裂，而是无数微裂缝弥散在岩石介质中，形成破坏区。岩石扩容过程可分为储层应力调整、储层初始扩容区建立、扩容区扩展与深化3 个阶段，见表1。在压应力条件下，按照应力调整-扩容建立-扩展扩容实施扩容改造，进而产生大体积的扩容改造区，达到储层孔隙体积、渗透率增加的目的。

表1 岩石扩容实施阶段

2 岩石扩容参数优化

基于地质油藏、岩石力学、注采井间关系等数据，采用有限元数模软件方法建立耦合岩石力学扩容数值模拟数学模型，开展数模敏感性分析，优化扩容工艺参数，以实现井周围产生大体积、均匀、高孔隙度、高渗透性的扩容区的目的。

2.1 有限元计算模型

2.1.1 耦合有限元模型 本数值模拟考虑热固流3 相的全耦合有限元模拟，其偏微分控制方程如下：

式中：σ-总应力张量；k/μ-流度；Φ-孔隙度；βp和βT-流体在压力和温度作用下的压缩（膨胀）系数；εv-由压力（P）和温度（T）条件引起岩石变形而导致的体积应变；b-重力项；kT-热导张量；ρ-岩石的密度；cT-岩石的热容。

2.1.2 非线性弹性模型 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。比如，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），在岩土力学中，通常称这种和有效应力相关的岩石弹性模型为非线性弹性本构关系。DUNCAN 等第一次提出了关于砂岩的非线性弹性模型，本研究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性能，砂岩的弹性体积变形假定正比于平均有效主应力的对数。

式中：κ-砂岩的对数体积弹模；e0-砂岩的初始孔隙度；p0-砂岩的初始平均主应力；p-当前状态的平均主应力；pt-抗拉强度。

2.1.3 抛物线型D-P 弹塑性模型 采用D-P 弹塑性模型模拟弱固结砂岩的弹塑性变形，抛物线型D-P 弹塑性模型的屈服准则为：

式中：p-平均有效主应力；q-偏应力；pt-抗拉强度；β-D-P 准则的摩擦角；d'-D-P 准则的黏聚力。

2.2 计算结果分析

计算结果见图2。由图2 可知，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；在扩容区内剪裂缝和张裂缝共存。在扩容的过程中，地层同时产生剪切扩容和张性扩容，扩容的过程是岩石剪切破坏和张性破坏的竞争过程；在岩石扩容过程中，岩石的应力路径向着有效应力降低的方向发展，如果应力路径先遇到剪切破坏面，岩石发生剪切破坏，反之，岩石发生张性破坏。

图2 计算结果

扩容改造半径随总注入量的变化曲线见图3，由图3 可知，改造半径随着总注入量的增加而增大，在总注入量为1 000 m3时，改造半径为60～90 m。

图3 扩容改造半径随总注入量的变化曲线

开展了不同施工工况下数模敏感性测试分析，以明确不同施工工艺参数及泵注流程对扩容效果的影响规律（图4）。结果见表2，地应力预处理程度、震荡扩容、扩容排量、扩容压力等因素均会对扩容实施效果产生影响，应基于目标井特点，开展数模计算分析，优选工艺参数，以保障措施后效果。

表2 不同施工泵注流程对扩容实施效果的影响

图4 不同施工泵注流程

3 矿场应用

3.1 基本情况

为验证“岩石扩容+暂堵转向”的模式在海上注采井组间的应用效果，优选注采井组进行矿场试验，两口井均采用不动管柱施工工艺。目标储层为低孔低渗储层，措施前地层处于欠压状态，斜深4 000 m，垂深2 700 m，井底温度120 ℃。

目标井组低产低效原因主要有3 点：（1）储层物性差，非均质性强，垂向各小层间渗透率级差超过30；（2）平面上，主要生产层段砂体分布稳定，但局部砂体致密渗透率降低的现象，导致层间连通效果差，注水见效慢；（3）井周污染严重，压降试井测试表明，井周显示着较为严重的污染，注水井：S机械=17.5，油井：S机械=8.0。

3.2 现场实施情况

X1 井为油井（图5），泵注过程共计40 余小时，注入排量为0.16～1.20 m3/min，最大施工压力为29.7 MPa，累计挤注工作液1 356.5 m3，累计添加转向剂625 kg，累计添加黏土稳定剂和助排剂各3 000 kg。

图5 X1 井扩容泵注施工曲线

X2 井为水井（图6），泵注过程共计40 余个小时，注入排量为0.15～1.80 m3/min，最大施工压力为36.5 MPa，累计挤注工作液1 272.0 m3，累计添加转向剂450 kg。考虑施工安全因素及风险，施工最高排量、高排量注入时间均低于现场设计量。

图6 X2 井扩容泵注施工曲线

3.3 效果分析

X1 井扩容改造后，系统柔度从0.85 m3/MPa 上升至33.69 m3/MPa，增加了40 倍，扩容半径由施工初期的3.9 m 增加至70.0 m。平均渗透率从初期的0.86 mD增加至25.49 mD。流态由线性流逐步向双线性流、径向流转变。X1 井生产数据表明：岩石扩容作业起到了较好的稳产、增产作用，措施改造明显。（1）措施前间歇生产，措施后连续稳定生产，恢复该井产能；（2）该井计划日产油18.8 m3，目前日产油增加到50.0 m3左右，产量增加2.65 倍，达到了明显的扩容增产效果。

X2 井扩容改造后，扩容半径由施工初期的2.7 m 增加至74.9 m，平均渗透率由4.76 mD 增加至11.12 mD。该井于2022 年1 月28 日实施岩石扩容作业，措施前标定注入量130 m3，岩石扩容后初期注入量增加到185 m3左右，措施后注入量为291 m3，注入量增加明显，目前由于地层压力高，注入量维持在200 m3左右；措施前后吸水启动压力增加2.0 MPa，反映出地层的吸水能力增加。

从井组分析，X2 井、X1 井井组扩容后，油水井连通性增强，能够保持稳定高液量水井注水、油井稳定生产。另外，X1 井、X2 井动态响应较为明显，表明岩石扩容技术起到了较好的注采连通性，对本区域储层起到了较好的改造作用。

4 结论

（1）针对海上油田注采井组间受效性差、储层污染严重、纵向非均质性强等问题，提出采用岩石扩容+暂堵转向技术，具有改造效果好、作业成本低、在海上油田适用性强等特点。

（2）该技术增产增注效果明显、有效期长，措施后，储层渗透率提高2～3 倍，井组增产增注量在2 倍左右。

（3）该技术可以有效改善注采井间问题，措施后，X1 井、X2 井动态响应较为明显，为解决常规措施工艺对注采井距大、注采受效困难等方面的技术难题提供了借鉴。

（4）在岩石扩容施工中，储层物性差，油藏埋藏深，需要高压、高排量对低渗储层进行深度改造，而井下生产管柱、电泵电缆、套管的承压级别等限制了高压、高排量注入。因此，在后续推广应用中，应深化管柱风险分析，合理优化施工管柱、施工过程密切关注套压变化情况，选择合理的施工压力和排量，防止油、套连通，导致施工失败和井下安全事故。

岩石扩容技术集成了暂堵转向功能，有效改善了海上油田注采井组间连通性及储层非均质性，为解决此类海上油田低产低效问题提供了有力的技术借鉴。