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海上復雜河流相油田安全優(yōu)化注水研究-以PL19-3油田為例

文檔作者：顧偉民侯亞偉文檔來源：中海石油(中國)有限公司天津分公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2025年09月23日
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石油天然氣學報(江漢石油學院學報)2014年7月第36卷第7期
Journal of Oil and Gas Technology(J．JPI)Ju1．2014 Vo1．36 No．7
海上復雜河流相油田安全優(yōu)化注水研究
— — 以PL19-3油田為例
顧偉民，侯亞偉 (中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津300452)
[摘要]安全優(yōu)化注水對于海洋復雜河流相油田非常重要，海上油田的溢油進一步說明了這一點。通過斷
層研究、儲層連通性研究、安全合理井網(wǎng)研究、優(yōu)化注水研究以及動態(tài)監(jiān)測方案編制等方面進行探索，
力爭找到適合海洋復雜河流相油田的安全優(yōu)化合理的注水開發(fā)模式。不僅對PL這種復雜河流相油田今后
開展安全、合理注水開發(fā)起到指導性作用， 對其他相似油田和其他類型油田也具有一定的參考和借
鑒作用。
[關(guān)鍵詞]海上油田；復雜河流相；安全優(yōu)化注水；PL19—3油田
[中圖分類號]TE357．6 [文獻標志碼]A [文章編號]1000—9752(2014)07—0150—04
2011年6月，PL油田發(fā)生溢油事故。隨即該油田停產(chǎn)重新編制開發(fā)海洋環(huán)境影響報告書，重新修
訂油田總體開發(fā)方案。從斷層、儲層連通性、安全合理井網(wǎng)、優(yōu)化注水以及動態(tài)監(jiān)測方案編制等方面入
手進行相關(guān)研究，并取得一定認識。該類研究目前在海洋油田開發(fā)過程中屬于首次，不僅對PL這種復
雜河流相油田今后開展安全、合理注水開發(fā)起到指導性作用，對其他相似油田和其他類型油田也具有一
定的參考和借鑒作用，具有很強的實用性和操作性。
1 油田概況
PL19—3油田位于渤海海域的中南部，為一合作油田，2003年投入開發(fā)，是目前海上投產(chǎn)的最大油
田。截至2013年底，PL19—3油田投產(chǎn)6個平臺，有油井180口，注水井52口，年產(chǎn)油500×10 t，平
均含水65 ，采出程度10．3％。
2 地質(zhì)油藏特征
新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組是PL19-3油田的主要含油層段。劃分13個油組，分別命名為
L00 L120油組，其中明化鎮(zhèn)組下段主要含油目的層段為L00~L40油組，館陶組為L5O～L120油組。
PL19—3油田構(gòu)造為一個在基底隆起背景上發(fā)育起來的，處于郯廬斷裂帶上，受2組近南北向走滑
斷層控制的斷裂背斜。油田主體夾持在2組走滑斷裂帶之間。近北東走向的內(nèi)幕正斷層使PL19—3構(gòu)造
的形態(tài)進一步復雜化，主控走滑斷層及派生的正斷層將整個構(gòu)造由北至南切割成多個壘、塹相間的斷
塊。根據(jù)主要斷層將全區(qū)共劃分為多個區(qū)塊。
油田儲層巖性為巖屑長石砂巖和長石砂巖。該區(qū)明化鎮(zhèn)組為曲流河沉積，館陶組為辮狀河沉積，砂
體呈北東或近東西向展布。該區(qū)目的層段儲層單層厚度變化比較大，從不足1．0m 到大于25．0m，薄層
發(fā)育。館陶組主力砂體橫向疊加連片分布，連通性比較好，明化鎮(zhèn)組部分砂體具有一定的厚度，但橫向
變化比較大，儲層連通性差。明化鎮(zhèn)組和館陶組儲層埋藏淺，滲透性總體上比較好。明化鎮(zhèn)組下段及館
陶組上部為高孔～高滲儲層；館陶組下部為中孔～高滲儲層。
[收稿日期]2014—01—06
[作者簡介]頗偉民(1973一)，男，1996年大慶石油學院畢業(yè)，工程師，長期從事油田開發(fā)油藏工程研究。
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第36卷第7期 顧偉民等：海上復雜河流相油田安全優(yōu)化注水研究
油田在縱向上存在多套流體系統(tǒng)，不同斷塊、同一斷塊不同油組多屬于不同壓力系統(tǒng)，油層分布主
要受構(gòu)造控制，局部受巖性因素影響，油藏類型主要為構(gòu)造油藏和巖性一構(gòu)造油藏。驅(qū)動類型以人工水
驅(qū)為主，邊水和底水驅(qū)動同時存在。屬于正常的溫度壓力系統(tǒng)。地面原油性質(zhì)為中、重質(zhì)油。平面上各
斷塊之間原油性質(zhì)變化較大，分區(qū)性較強，縱向上隨深度增加密度變小。地層原油具有飽和壓力高、地
飽壓差較小、溶解氣油比低、黏度變化大等特點。整體的地下流體變化規(guī)律與地面流體規(guī)律一致。水型
為碳酸氫鈉型。
3 油藏開發(fā)特征
1)油井初期產(chǎn)能高，但遞減率大；
2)儲層非均質(zhì)性強，造成層間注采不均衡；
3)注水后地層壓力逐步回升，但層間壓力差異大；
4)局部地層虧空，氣油比上升；
5)初期油層動用程度較高。
4 安全優(yōu)化注水研究
4．1 “通海底” 斷層排查
PL油田溢油與“通海底”斷層密切相關(guān)。以海床以下100m 即150ms(地震波反射時間)為“通
海底” 斷層的門限深度，將“通海底” 斷層分為3類：① 斷層延伸到海床的；② 斷層延伸到海床50m
即93ms以內(nèi)；③ 斷層延伸到海床以下50m到100m 即93ms到150ms。
根據(jù)以上斷層的分類，對PL19-3油田構(gòu)造主體部位的全部斷層進行了逐條排查，最終確定PL19—3
油田“通海底” 斷層近4O條。
4．2 臨界失穩(wěn)壓力及斷層開啟壓力研究
利用陣列聲波測井資料結(jié)合三口取心井的巖石力學試驗數(shù)據(jù)建立PL19—3油田基于測井資料的巖石
力學測井解釋模型，在準確獲得巖石力學參數(shù)的基礎(chǔ)上利用黃氏地應力模型獲得連續(xù)的地應力剖面；利
用FMI電阻率成像測井資料和交叉偶極橫波資料統(tǒng)計出井壁崩落位置長軸方向的優(yōu)勢方位和快橫波方
位確定了PL19—3油田最大水平主應力方位。
4．2．1 巖石力學參數(shù)模型的建立
利用地層的縱橫波時差△ 、△ 。和體積密度及伽馬等測井資料可得到動態(tài)彈性參數(shù)，在靜載荷作用
下(三軸巖石力學試驗)測得的是靜力學參數(shù)。在搞清動、靜力學參數(shù)性質(zhì)的基礎(chǔ)上，通過回歸分析建
立其相互關(guān)系，實現(xiàn)由動力學到靜力學參數(shù)的轉(zhuǎn)換。
4．2．2 地應力測井解釋模型的建立與地應力大小的確定
1983年黃榮樽等提出了一個新的地應力計算模式_1]，即：
r ／ ．． 、
JI 一 (¨ + )×( 一 )+ap
(1)
I ? ===( + l×(d 一aP )+ap
L k 11 ／
式中： i 為最小水平主應力，MPa10"h? 為最大水平主應力，MPa10" 為垂直應力，MPa； 為泊松比，1；口
為孑L隙彈性(Biot)系數(shù)，1；P 為地層孑L隙壓力，MPaI81、 為構(gòu)造應力系數(shù)(由Kaiser聲發(fā)射和水力壓裂
試驗確定)，1。
通過壓裂充填井的小型壓裂試驗可獲得最小水平主應力數(shù)值。
4．2．3 地應力方向確定
應用以下2種方法來確定最大水平主應力方向：①應力崩落橢圓井眼的長軸可用來研究構(gòu)造應力的
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石油天然氣工程 2014年7月
方向以確定最大水平主應力方向；②用快橫波方位確定最大水平主應力方向。
4．2．4 斷層失穩(wěn)性研究 ．
通過斷層受力模型分析，得到作用在斷面上的正應力 與剪應力r計算公式 。 (如圖1所示)：
(盯l+ 盯3) ( 1一 3)cos2a
一— 一一— — — 一
( l一 3)sin2a
一— — 一
根據(jù)斷層滑動準則，假設(shè)在油田開發(fā)的過
程注水對地層構(gòu)造應力的影響可以忽略不計。
根據(jù)美國學者Byerlee綜合各種不同類型巖石的
實驗室摩擦試驗資料同時結(jié)合蘭吉利油田研究
注水誘發(fā)地震的試驗，進一步驗證了在實驗室
得到的斷層滑動準則可以用于天然斷層。
斷層滑動準則：
r— ro+ ( 一P。j (4)
臨界失穩(wěn)孔隙壓力：
P0一 一 — (5)
式中： 為內(nèi)聚力，MPa； 為內(nèi)摩擦因數(shù)，1；
r為剪應力，MPa； 為正應力，MPa；P。為孔
隙壓力，MPa。
-__I— O"1最大主應力
亡====> 中間主應力
匕= > 最小主應力
(2)
(3)
走滑斷層
圖1 不同斷層模型受力分析示意圖
根據(jù)PL19-3油田實際資料，應用建立的穩(wěn)定性評價模型，計算得到斷層失穩(wěn)壓力及失穩(wěn)壓差。
4．3 儲層展布及連通性研究
研究表明， 目前油田主要生產(chǎn)層位的砂體具有以下特點：儲層單層厚度總體比較?。恢髁ι绑w展布
方向多為北東向；同一砂體在不同區(qū)塊發(fā)育程度不同；不同區(qū)塊主力砂體不盡相同。
通過各區(qū)注采對應率研究，PL19-3油田注采對應率主要受兩方面因素影響：儲層平面及縱向發(fā)育
狀況；注水井射開層位和油井生產(chǎn)層位的對應關(guān)系。
4．4 地層壓力保持及合理生產(chǎn)壓差研究
4．4．1 合理地層壓力保持水平
根據(jù)渤海油田多年注水開發(fā)經(jīng)驗及油田注水物理模擬試驗、PL19～3油田原ODP (總體開發(fā)方案)
方案設(shè)計、油田實際生產(chǎn)情況，綜合分析認為油田地層壓力維持在原始地層壓力的85 ～100 為宜。
4．4．2 合理生產(chǎn)壓差確定
根據(jù)油田合理生產(chǎn)壓差理論計算結(jié)果，以及生產(chǎn)井實際開發(fā)效果與生產(chǎn)壓差之間的關(guān)系，以不降低
原油采收率為前提，同時考慮油井生產(chǎn)穩(wěn)定性及油藏管理措施，綜合提出油藏合理生產(chǎn)壓差一般為
3．0～5．0MPa，平均4．0MPa。油田各生產(chǎn)井的生產(chǎn)壓差也需要根據(jù)實際情況進行深入分析，以達到精
細油藏管理的目的。
4．5 地層破裂壓力研究
根據(jù)相關(guān)公式以及PL油田實際數(shù)據(jù)分析，確定不同深度儲層及注水井不同注水段地層破裂壓力公
式如下：
r
Pf— H× J (6)
上UU
式中：Pr為地層破裂壓強(面質(zhì)量)，g／cm2；G為油層破裂壓力梯度(體質(zhì)量)，g／cm3；H為注水井的垂深，m。
4．6 合理注入壓力及注入能力研究
4．6．1 合理注入壓力研究
根據(jù)研究，當注水井與“通海底” 斷層之間距離大于100m 時，注水井最大注水壓差在
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第36卷第7期 顧偉民等：海上復雜河流相油田安全優(yōu)化注水研究
4．9～9．5MPa之間，平均為6．9MPa。當注水井與“通海底” 斷層之間距離小于100m時，PI 油田暫定
初期注水井最大注水壓差為3．0MPa左右。
4．6．2 注入能力研究
使用油田實際確定的注水井吸水指數(shù)、最大注水壓差、吸水厚度等參數(shù)，同時考慮井組注采平衡確
定單井及油田注水量，同時隨著油田生產(chǎn)的變化，注水量也將進行調(diào)整。如注水井實際注人能力達不到
配注要求，注水實施過程中可結(jié)合工藝增注措施，進行增注以滿足配注要求。
4．7 合理井網(wǎng)研究
根據(jù)目前PL油田實際地質(zhì)和油藏狀況，除分析目前井網(wǎng)的合理及經(jīng)濟井距外，重點針對目前油田
實際構(gòu)造及現(xiàn)有井網(wǎng)特點，引入不同井網(wǎng)配置下壓力場研究內(nèi)容， 目的是找到不同井網(wǎng)下到斷層間安全
距離，即注采井網(wǎng)中注水井到斷層距離特別是“通海底” 斷層的距離不低于100m，同時應努力確保注
水井到斷層之間存在油井生產(chǎn)，進行有效泄壓。
4．8 油田生產(chǎn)監(jiān)測
根據(jù)油田開發(fā)需要，油井靜壓監(jiān)測應達到一年兩次；油井流壓監(jiān)測應根據(jù)需要隨時監(jiān)測；油井油、
套壓監(jiān)測應根據(jù)需要隨時監(jiān)測；產(chǎn)液剖面測試每年進行一次。注水井地層靜壓監(jiān)測應達到每年一次；分
層靜流壓監(jiān)測應達到一年兩次；井口壓力監(jiān)測應達到實時監(jiān)測，吸水剖面測試每年一次；示蹤劑監(jiān)測根
據(jù)需要進行監(jiān)測。新井根據(jù)需要進行隨鉆測壓。地面水質(zhì)監(jiān)測每天1次。監(jiān)測工作量可根據(jù)油田實際生
產(chǎn)情況進行必要調(diào)整。
5 結(jié)論及認識
1)安全優(yōu)化注水在海上復雜河流相油田日益重要，需要根據(jù)本油田實際認真分析研究。
2)“通海底”斷層的存在為安全注水開發(fā)增加難度，斷層性質(zhì)判定、失穩(wěn)性研究應給與足夠重視。
3)積極開展與深化儲層連通、破裂壓力研究，充分了解儲層壓力分布狀況，是油田安全優(yōu)化注水
的基礎(chǔ)。
4)在油田開展安全優(yōu)化注水過程中，注采井網(wǎng)安全性直接影響油田生產(chǎn)的安全。
5)優(yōu)化注水的同時強化油田生產(chǎn)監(jiān)測，確保油田安全、環(huán)保、高效開發(fā)。
。 [參考文獻]
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[編輯] 黃鴯

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