霍宏博

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室

对老油田采取经济有效的综合治理措施，是增产、稳产、提高采收率的保证［1］，调整井是综合治理的重要手段［2］。但长时间注水开发，导致地下压力系统紊乱，高低压异常交互存在，使老油田调整井钻井困难［3-5］。中原油田文东、濮城、卫城区块，胜利油田的胜坨、正理庄、纯化区块，江苏油田黄珏区块以及渤海的蓬莱油田等地区，调整井钻井出水、井漏、井涌时有发生，由此引发的井塌、卡钻、套管下不到位等次生事故使安全、效益受损［6-10］。曾有学者对调整井地层压力预测展开过研究，赵宁［3］提出利用油藏数值模拟方法研究调整井钻井压力预测的方法；姚约东［11］利用油藏数值模拟预测调整井地层压力取得良好的拟合效果；朱炳兰［8］通过数值模拟计算实现了孔隙压力历史动态变化模拟；姜泽菊［12］描述了水驱高低渗互层之间的流动过程。前人研究结果表明数值模拟方法预测调整井区域压力精度较高，且能够反映区域压力分布，但对调整井压力预测侧重于对单层的压力分析，对存在层间渗透率差异地层的压力情况研究较少，而渤海调整井实际钻井过程中存在由于层间差异导致的漏喷共存的情况。笔者对垂向上渗透率差异较大且层间存在隔夹层的相邻两个小层进行数值模拟，分析笼统注水过程和泄压过程层间的压力差异，发现在注水未达到平衡前以及泄压期间，高渗层和低渗层间压力差始终存在，压力差是调整井钻井期间多种复杂同时发生的主要原因，并根据研究结果提出注水区域调整井安全钻井的建议。

1 地层压力预测

渤海X油田目的层为馆陶组，主要为辫状河沉积，地层为砂泥岩互层，储层具有以下特点：受多个断层控制，断层封隔性较好；油层物性较好，纵向上相邻储层渗透率差异较大；砂泥岩互层多，泥岩封隔性好。

该区域自2002年开发，开发过程中暴露出油层层间矛盾突出、注入水突进明显等问题，调整井钻井期间多口井发生井涌、溢流等复杂情况。本文以渤海X油田为研究对象，对该区块进行笼统注水开发的两相邻层位L50和L56开展研究。首先利用被开发油田的生产数据及测录井数据建立油藏的地质模型，对地层进行网格划分，计算每个网格地层压力随时间的变化；再利用油井生产数据（包括日产油、日产水、动态监测的井底压力等参数）与数值模拟预测的结果进行对比，观察拟合情况，对模拟所选用的油藏参数进行修正和完善，得到地层中不同位置地层压力和饱和度的变化规律。

1.1 地质模型

根据钻井、地震、录井、测井等资料，建立目标区域地层的有效厚度、渗透率、孔隙度等分布规律的数值模型。

该区域边界为断层，封闭性较好。在纵向上，只考虑存在隔夹层的相邻两油层，隔层渗透率设为0，两层的物性参数见表1。

1.2 流体模型

油田长时间注水后，导致地层中原油组分发生变化，轻质组分最先被驱出，重质组分增加［12］。根据油藏测试及最近原油取样，得到地层流体参数如表2所示。

表2 地层流体物性参数Table 2 Physical property parameters of formation fluids

1.3 地层压力预测模型

建立注水对渗透率差异相邻地层压力影响模型的步骤包括：推导多孔介质中流体流动的偏微分方程；流动方程的有限差分近似；有限差分方程求解；历史压力拟合；层间压力对比分析，在对两地层压力模拟的基础上分析层间压力差异。采用黑油模型模拟注水对油藏压力影响，基本假设如下：

（1）油藏中的渗流是等温渗流；

（2）不考虑原油脱气，只考虑油水两相流动，各相流体渗流符合达西定律；

（3）油藏岩石不可压缩，考虑各向异性；

（4）油藏流体微可压缩。

根据流体质量平衡定律和达西定律在直角坐标系建立推导渗流微分方程，不考虑垂向流动，建立二维平面渗流方程模型。

对流动性方程通过有限差分方法近似化处理，按照文献［16］的方法推导有限差分方程

式中，x、y为模型横向、纵向长度，m；α、β为单位转换因子；kx、ky分别为横向、纵向渗透率，D；Ax、Ay分别为横向、纵向剖面面积，m2；pi，j为（i，j）网格的压力，MPa；μl为流体黏度，mPa·s；Bl为流体体积系数；q为流体流量，m3/d；φ为孔隙度，%；Vb为网格总体积，m3；Cl为流体压缩系数，MPa-1。

含油层位为封闭边界，模拟均质二维地层中地层压力变化，对一个有限面积的含油层位进行网格划分，并对注水井和生产井网格进行源汇处理。将油藏进行网格划分并将地层属性赋予网格，假设注水井注入压力和生产井井底流压固定，给定地层初始压力，用ECLIPSE软件模拟注水开发过程，注水井注水一段时间，之后停注，生产井一直生产。注水开始，地层经历不稳定流动阶段；当地层压力达到注水井井底压力后，流体在注水井与生产井之间流动为稳定流动；注水井停注后，地层由稳定流动转为不稳定流动；当压力传导至模型边界后，由不稳定流动转为拟稳定流动状态。

将预测结果与实际生产井的压力进行对比，区块41口生产井中，31口井的压力变化规律基本一致，占比达76%，说明建立的机理模型基本能代替实际模型用于压力的预测。

2 注水井停注泄压引起的区域地层压力变化

对同时开发两个不同渗透率层位的油田进行模拟，两层位之间渗透率为0，分析两层位之间的压力差。根据地质建模的网格划分，分别计算L50、L56两个层位各个网格压力的大小，分析网格中压力情况。对X油田实际井网进行模拟，先对地层进行注水，直到达到注水稳定的状态；注水井停注，生产井正常生产，直到地层压力降低至初始状态。

分别模拟两地层压力随时间变化的情况，L50层位和L56层位达到注水稳定，两层压力相同。注水井停注第5 d压力分布如图1、图2所示，L50层位和L56层位的地层压力随着生产井采油均降低，但不同层位压降漏斗扩散速度不同。高渗层L50压降漏斗扩散速度快，地层压力降低迅速，而低渗层L56压力降低速度较慢。

图1 停注第5 d的L50层位压力分布Fig. 1 Pressure distribution of L50 after 5 days’ injection suspension

图2 停注第5 d的L56层位压力分布Fig. 2 Pressure distribution of L56 after 5 days’ injection suspension

3 注水和停注对调整井钻井的影响

选择区块中剩余油饱和度较高的位置作为调整井井位，分析L50和L56两层位调整井钻遇区域的地层压力随时间变化情况，其中0～25 d，对L50和L56进行笼统注水，第20 d之后，注水井停注，生产井正常生产，两地层的压力变化如图3所示，可以看出，对于该油田，调整井钻井区域两相邻层位地层压力在开始注水和停注泄压阶段均存在层间压力差异。在注水井停注后的25 d层间压力差异都不会消失，且在停注的初期，层间压力差异逐渐增加，在第14 d达到最大，高达4.3 MPa，足以引起井涌等复杂情况发生。

图3 地层压力变化规律Fig. 3 Variation laws of formation pressure

4 注水区域调整井钻井应对措施

据上述分析，需要在调整井钻井前分析调整井井位所在区域注水对地层压力的影响，据此制定相应的关停计划，提前关停注水井。

井控规范［17］规定了油水井钻井液密度设计附加安全值为1.5～3.5 MPa，气井附加安全值3.0～5.0 MPa，其目的为预防裸眼段内异常高压造成的井控风险。可据此设计注水井停注计划，当层间压力降低至安全附加值所对应的时间即是注水井停注时间，此后，层间压力差逐渐消失，钻井液密度可满足两层压力体系钻井安全。

以渤海X油田为例，如图4所示，此相邻两小层层间压力差先增加再降低，在注水井关停后的第14 d达到最大。该油田储层流体为油，不含气，故钻井液附加安全值1.5～3.5 MPa。影响该层位调整井钻井的注水井至少应在钻入目的层位前16～21 d停止注水，直至调整井此开次固井候凝结束，再进行注水作业。

图4 层间压力差随时间变化Fig. 4 Variation of pressure difference between layers over the time

调整井钻井液密度过高会导致压差卡钻，要根据注水井停注时间和层间压差选择合理的钻井液密度附加值，若层间差异较高或为减少注水井停注时间，则根据油藏类型选取附加安全值上限；若高孔渗地层发育，为减少压差卡钻概率，应适当增加注水井停注时间，降低附加值。

调整井钻井设计需制定复杂压力应对措施，钻遇漏喷同层区域，应先对漏失层进行堵漏，提高漏失地层承压能力再提高钻井液密度钻进。

5 结论

（1）对相邻的渗透率存在差异的封闭砂体笼统注水将造成层间压力差异，非均质程度越大，高、低渗层压力差别越大。这是造成井涌等复杂情况的主要原因，调整井钻井前需分析注水井影响，合理调整注水井停注时间，确保调整井钻井安全。

（2）调整井钻井期间，可能同时钻遇两套以上渗透率极差较大地层，实际情况更为复杂，因此从井控安全角度出发，不建议对纵向渗透率差异较大地层进行笼统注水。

（3）已投产油田调整井钻井前，需进行停注后的地层压力模拟，合理制定调整井钻井前注水井停注时间。