林 海 张晓诚 谢 涛 庹海洋 刘海龙 孙 金

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459；2. 中国科学院深海科学与工程研究所， 海南 三亚 572000)

疏松砂岩油藏的存在比较普遍，我国的渤海湾油田、大港油田、孤岛油田等皆已勘探开发出此类油藏[1-4]。渤海湾油田陆续勘探开发的疏松砂岩油气藏，包括绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田、锦州9-3油田等。此类油藏通常具有埋藏深度浅、压实作用弱、高孔高渗、胶结物含量低、胶结作用差等特点[5-8]，随着地层中流体的不断采出，地层压力会逐渐衰竭。为了提高油气井的产能，实际生产中普遍采用的是注水开发方式[9-10]。在渤海油田长期注水开发过程中，注入水中的悬浮颗粒有可能堵塞地层孔喉或形成外滤饼，导致地层的渗透率降低。特别是在黏土含量较高的地层，注水会引起黏土矿物水化而膨胀分散，导致注水井吸水能力下降，注入压力随着注水时间的延长而逐渐升高[11-12]。由于受到多期构造运动和晚期改造作用的影响，渤海湾盆地呈现出多断层的特点，若在开发中注入压力过高将可能引发断层错动而失稳，从而导致注入水漏失、原油泄漏等安全问题[13]。

合理的注水压力既是保证注水能力和稳产量增加的关键，也是油田安全生产、防止地质性溢油的前提。目前，常规的注水压力多是根据地层的破裂压力及油管、水嘴的摩阻来计算。井底注水压力不宜超过地层破裂压力，以避免出现压漏地层的风险。破裂压力的预测方法有多种，这些方法主要以拉伸破坏原则为依据，且不考虑井壁的渗透性。Wang、李嗣贵等人研究的破裂压力计算公式考虑了温度的影响，但该公式不能直接应用于注水开发[14-15]。孙金等人提出的注水破裂压力计算模型考虑了储层温度变化和堵塞因素，该模型对疏松砂岩的适应性还有待验证[16]。还有学者研究了地应力和断层对破裂压力的影响，但缺乏对断层本身的定量分析[17-18]。如何准确计算断层发育地层的临界注水压力，是疏松砂岩油藏开发的难题之一。

在本次研究中，将综合分析过断层区域地层的力学特性、原地应力及断层产状，充分考虑断层失稳因素，进行临界注水压力模拟分析。

1 疏松砂岩力学特性实验

渤海湾的疏松砂岩油藏，多数埋深较浅，孔隙度为20%～40%，渗透率高，属于高孔高渗储层。采集渤海湾SZ36-1区块1 510 — 1 570 m东营组储层的疏松砂岩岩心作为试样，利用MTS岩石力学实验装置对其进行单轴、三轴抗压强度实验。实验步骤如下：

(1) 制备试样。现场采集的岩心形状不规则，需处理后才能用于实验。首先用φ25 mm金刚石钻头在岩心上截取一段圆柱体作为试样，然后将其两端车平、磨光，使长径比达到1.8～2.0。试样的制备在常温下进行，三轴实验中使用橡胶套隔离岩心的围压油。

(2) 将制备的岩样装入高压釜内，加大围压到设定值。

(3) 打开HP3054A数据采集系统，调整程序并进入准备状态。开启液压机，给试样施加载荷直至岩样产生破坏，即停止加载。在此加载过程中，数据采集系统记录岩样的应力、应变，超声波仪测量系统测定岩样的纵波、横波速度。

(4) 实验结束，数据采集系统绘制出应力-应变曲线。对岩心试样a进行单轴实验，对试样b进行三轴实验，其应力-应变曲线如图1所示。

图1 岩心试样应力-应变曲线

实验结果显示，疏松砂岩属于较典型的低强度地层。 在试样a三轴实验过程中，单轴抗压强度仅2.96 MPa，弹性模量仅0.36 GPa，泊松比约0.296，破坏时的轴向应变较大，岩石呈现出较强的塑性；在试样b三轴实验过程中，加围压后的抗压强度提高为17.75 MPa，泊松比为0.27，也呈现出塑性破坏规律。

根据Mohr-Coulomb破坏准则，对SZ36-1油田岩心进行单轴、三轴实验分析，其结果如图2所示。随着围压增加，岩石抗压强度与围压呈近似线性关系，计算所得的岩石黏聚力为2.68 MPa，内摩擦角为11.92°。储层岩石胶结性较差，因此该区块地层属于弱固结或未固结的疏松砂岩地层。

图2 疏松砂岩强度测试结果分析

2 临界注水压力评估方法

基于渤海油田断层发育的构造特征和力学特性，分析注水导致断层失稳时的临界注水压力，主要分析流程如图3所示。

图3 临界注水压力分析流程图

2.1 断层稳定性分析

断层不仅是油气聚集的遮挡物，更是油气运移的通道，断层能否发生错动取决于其受力状态。当断层停止活动后，通常会在复杂地质作用下形成垂向封闭。地层越深，其断层面所受的地应力就越大，内部泥岩也越容易达到塑性变形极限状态；因此，可将断层面视为薄弱面进行稳定性分析。根据弹性力学经典理论，断层面在三向地应力下的受力和几何形状如图4所示。图中，x轴、y轴和z轴分别表示3个主应力(水平最大地应力σH、水平最小地应力σh和上覆岩层压力σv)的方向。

在3个主应力的大小和方向确定后，任意界面上的正应力、剪切力计算式如下[19]：

σHcos2θcos2β+

(1)

σn=σvsin2θ+σHcos2θcos2β+

σhcos2θsin2β

(2)

式中：τn—— 空间任意面上的剪应力，MPa；

σn—— 空间任意面上的正应力，MPa；

θ——σv与断层面外法线的夹角，(°)；

β—— 断层面在σH-σh平面上的交线与最小水平地应力σh的夹角，(°)。

图4 断层面的几何形状和应力状态

2.2 临界注水压力计算

在注水过程中，断层面受力后促使其内部裂缝和破碎带重启而产生破坏，因此可以认为断层已失去封闭性。

根据库仑理论，Mohr-Coulomb准则的表达如式(3)所示[20]：

τ=C+(σn-p)tanφ

(3)

式中：σn—— 断层面上的正应力，MPa；

τ—— 断层面上的剪应力，MPa；

p—— 断层面内流体压力，MPa；

C—— 断层面的黏聚力，MPa；

φ—— 断层面内摩擦角，(°)。

断层滑移时的临界注水压力计算如式(4)所示：

pd=σn-(τ-C)/tanφ

(4)

式中：pd—— 断层失稳时的临界注水压力，MPa。

联立式(1)(2)(4)，得到临界注水压力表达式：

pd=σvsin2θ+σHcos2θcos2β+σhcos2θsin2β-

(5)

断层面的倾角和走向对其受力状态有影响，不同断层面的倾角和走向对应的临界注水压力存在差异。在断层发育地层，特定深度处只有一个临界注水压力值。在此，根据渤海区域疏松砂岩油藏参数(见表1，井深1 500 m处)，研究不同断层的临界注水压力分布规律。表1中3种断层条件下的井底临界注水压力分布规律分别如图5、图6、图7所示。

表1 渤海区域疏松砂岩油藏参数

在图5所示正断层控制区域中：当断层沿着最小水平主应力方位且倾角为0°时，临界注入压力最大为33.67 MPa；当断层沿着最大水平主应力方位且倾角约为45°～65°时，临界注入压力较小，最小为19.05 MPa。当断层走向一定时，临界注水压力随着断层倾角的加大而先降低后升高。相比于走向的变化，断层倾角的变化对临界注入压力的影响更为敏感。断层走向近最大水平主应力方位时：当倾角从0°变化到90°，临界注入压力降低的最大幅度为14.62 MPa；而当断层倾角不变时，走向变化引起的临界注入压力变化最大幅度为4.52 MPa。断层倾角越大，走向对临界注入压力的影响就越大。

在图6所示逆断层控制区域中：当断层倾角超过60°时，对应的临界注水压力明显增加；当断层沿着最小水平主应力方位且倾角为90°时，临界注入压力最大值为32.28 MPa；当断层倾角为15 °～50°，且断层面与最小水平主应力夹角为0 °～60°时，临界注水压力较低，最低值为22.89 MPa。断层倾角越小，走向的变化对临界注入压力的影响就越大。

在图7所示走滑断层控制区域中：高倾角的走滑断层，其走向更靠近水平最小地应力，对应的临界注水压力也更高。当断层沿着最小水平主应力方位且倾角为90°时，临界注入压力最大值为34.16 MPa；当断层倾角为60 °～90°且断层面与σh夹角为45°～75°时，临界注水压力较低，最低值为21.79 MPa；当断层倾角超过60°时，断层走向近最小地应力方位，对应的临界注水压力明显升高，断层的稳定性增强。断层走向一定时：当倾角从0°变化到90°，其临界注入压力降低的最大幅度为9.12 MPa；而当断层倾角不变时，走向变化引起的临界注入压力变化最大幅度为12.37 MPa。相比于倾角的变化，断层走向的变化对逆断层区域临界注入压力的影响更为敏感。

图5 正断层条件下临界注水压力分布

图6 逆断层条件下临界注水压力分布

图7 走滑断层条件下临界注水压力分布

3 实例分析

针对渤海湾地区高压注水中可能出现的风险，主要考虑如何避免高压解堵注水时的断层失稳问题。设：注水破裂压力为pf，注水不使断层开启时的注入压力为pd，解堵增注时合理的注入压力pu需同时满足解堵和安全注水的要求，pf≤pu≤pd。

在此,以绥中36-1油田A井东营组储层为实例进行分析，其主要参数有：水平最大主应力方向，N95°E；井深，1 500 m；上覆岩层压力当量密度，2.1 g/cm3；最大水平地应力当量密度1.8 g/cm3；最小水平地应力当量密度，1.5 g/cm3；断层黏聚力，1.0 MPa；地层孔隙压力当量密度，1.0 g/cm3。

A井临界注水压力分布如图8所示。其中，当断层沿着最小水平主应力方位且倾角为0°时，临界注入压力的值最大，为31.5 MPa；当断层沿着最大水平主应力方位且倾角为90°时，临界注入压力为15.2 MPa。

图8 A井临界注水压力分布

A井的合理注水压力如表2所示。根据计算结果，对A井东二上油组采用阶梯式缓慢加压的方法，使最大注水压力提升至15.2 MPa。在实施注水解堵后，井口注水压力保持6 MPa 左右(降低了约4 MPa)，日注水量提升至480 m3(提高了110 m3)之后略有下降，基本达到注入水的配注量要求。

表2 A井的合理注水压力 单位：MPa

4 结 语

本次研究就疏松砂岩的临界注水压力评估问题进行了数值模拟。疏松砂岩油藏多数埋深较浅、压实作用弱、胶结作用差，单轴抗压强度较低，应力应变曲线上表现出较强的塑性特征。过断层井段注水，应避免注入水诱使断层滑移或开启，其合理注水压力应接近或超过注水破裂压力并小于断层失稳时的注入压力。断层的倾角和走向都会对断层失稳时的临界注入压力产生影响，不同断层类型控制区域的临界注水压力存在一定差异，断层产状分析结果基本反映了注水压力的变化规律。