基于岩石疲劳损伤的脉冲式高压扩容增注技术

孙林; 徐斌; 熊培祺

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2503593

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (13) :5461-5469 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2503593

石油、天然气工业

基于岩石疲劳损伤的脉冲式高压扩容增注技术

孙林 ¹ ,
徐斌 ²^,³ ,
熊培祺 ¹

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Pulsed High-pressure Dilation and Injection Enhancement Technology Based on Rock Fatigue Damage

SUN Lin ¹ ,
XU Bin ²^,³ ,
XIONG Pei-qi ¹

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摘要

针对海上油田注水井受污染导致注入量下降,而酸化增注有效期变短、注水泵注压力偏低等难题,将岩石扩容和高压注水有机结合提出了一种基于岩石疲劳损伤的脉冲式高压扩容增注技术,并进行技术可行性研究和应用。利用岩石扩容的原理进行脉冲式高压注水,使储层岩石内部晶体通过剪切滑移和压力扩张两种作用,产生了张性裂缝和剪切裂缝两种微裂缝状态,并通过基于岩石疲劳损伤的真三轴岩石力学和CT扫描实验,揭示了脉冲高压扩容作用下的微裂缝扩展机制。现场两口疑难井应用表明:视吸水指数分别提升3.25倍和2.54倍,措施有效期至少延长335%以上。该项增注技术具有低成本不动管柱、不改变现有海上平台注水设施、处理半径大、有效期长等优点。可为中外油田注水井增注技术的优选提供新方向。

Abstract

In response to the problems in offshore oilfield injection wells, such as the reduction of injection volume due to pollution, the shortening of the effective period of acidizing for injection enhancement, and the low injection pressure of injection pumps, a pulsed high-pressure dilation and injection enhancement technology based on rock fatigue damage was proposed by organically combining rock expansion and high-pressure water injection, and the technical feasibility study and application were carried out. By using the principle of rock dilation, pulsed high-pressure water injection was carried out, which makes the internal crystals of reservoir rocks produce two micro-fracture states, namely tensile fractures and shear fractures, through the two effects of shear slip and pressure expansion. Through the true triaxial rock mechanics and CT scanning experiments based on rock fatigue damage, the micro-fracture propagation mechanism under the action of pulsed high-pressure dilation was revealed. The application in two difficult wells on site shows that the apparent water absorption index has increased by 3.25 times and 2.54 times respectively, and the effective period of the measure has been extended by at least 335%. This injection enhancement technology has the advantages of low cost without moving the pipe string, no change to the existing water injection facilities on offshore platforms, large treatment radius, and long effective period. It can provide a new direction for the optimization of injection enhancement technologies for injection wells in domestic and foreign oilfields.

Graphical abstract

关键词

高压扩容 / 脉冲式 / 岩石疲劳 / 增注 / 注水井

Key words

high-pressure dilation / pulsed / rock fatigue / injection enhancement / injection well

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孙林, 徐斌, 熊培祺. 基于岩石疲劳损伤的脉冲式高压扩容增注技术[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(13): 5461-5469 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2503593

SUN Lin, XU Bin, XIONG Pei-qi. Pulsed High-pressure Dilation and Injection Enhancement Technology Based on Rock Fatigue Damage[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(13): 5461-5469 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2503593

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向油层中注水是油田常用的二次采油手段,由于受到注入水中离子结垢、黏土颗粒膨胀运移等因素的影响,在注水过程中,易产生储层污染堵塞,注水量大幅下降。中国海上油田具有高投入、高产出的作业特点,更需要大量的注入水,单井日注水量高达几十立方米甚至上百立方米,同时注水井数量少、井距大、井网分布稀疏,因此,注水量大幅下降对油井正常生产的影响远大于陆地油田。

高效的注水是中国海上油田工作目标之一,目前主要采用工艺简单、适应性广的酸化技术作为增注的重要手段,例如渤海区域年施工约400井次,酸化取得显著的增注效果,但目前面临作业有效期短的难题,统计显示,2013—2023年,酸化有效期逐年下降,从659 d下降至162 d。

中外注水增注技术发展现状方面,陆地油田已广泛应用高压注水、周期注水、酸化压裂等工艺,如采用高压注水技术,在井筒中产生高压或不稳定的脉冲压力,以增加注水量,并取得显著效果^[1-4]。然而,海上平台受限于空间狭窄、设备固定、水源有限、环保要求严苛等条件,传统注水增注技术难以直接移植^[5]。海上油田的注水装备固定于作业平台上,通常较难调整变动,目前海上平台注水泵输出的最大井口压力通常在11 ~12 MPa,只有极少量的平台采用改造后的增压注水泵,也仅为15 ~16 MPa。其次,海上油田注水主要来源于水源井产出水、油井产出分离水,除了海水充足以外,其他水资源相对缺乏,也难以实现在不改变注水规模总量情况下的高压注水。

为了解决上述问题,近年来,中外学者尝试将岩石力学扩容机理与注水工艺结合,岩石扩容技术是行业内近20年内一项创新增产技术,起源于加拿大阿尔伯塔地区,Xu^[6]利用岩石力学中扩容机理形成该项技术,通过扩容式注水增加储层连通性,便于后续注蒸汽开发稠油。Xu等^[7-8]、Lin等^[9-10]通过数值模拟与现场施工相结合手段进一步完善该项技术。中国于2012年,在新疆油田应用该项技术^[11-13],取得显著效果。林伯韬^[14]、陈森等^[15]进一步通过岩石力学物理模拟、数值模拟手段揭示相关机理。孙林等^[16-19]从2020年开始在中国海上油田将该技术应用于油井增产中,并在低渗储层、疏松砂岩储层相继进行应用,效果显著。它是采用处于最小主应力与地层破裂压力之间的高压脉冲振荡注入方式,使用大量生产水或过滤海水作为施工注入水,通过地应力预处理阶段的逐级提压步骤、扩容区扩展阶段的高压脉冲步骤和自然压降阶段的裂缝延伸步骤,使储层不断产生微裂缝带,从而增加储层的孔隙度和渗透率,达到使储层注水空间增容的目的。综上所述,目前岩石扩容技术主要应用于稠油注蒸汽前增加连通性和油井增产作业中,中外暂未有将扩容技术与高压注水相结合,并应用于设备和水源均受限的海上油田平台增注相关案例报道,对于技术的可行性、有效性暂未有相关实例和分析。

中国海上油田开发正逐步走向深水、深层、高含水阶段,油田面临“注不进、采不出”的多重挑战。传统酸化增注有效期逐年缩短,而改造注水泵成本高昂、周期长。因此,发展一种低成本、不动管柱、适应现有平台设施的增注技术,已成为海上油田稳产提效的迫切需求。在此背景下,现首次提出将脉冲式高压扩容技术与注水增注有机结合,即探索“脉冲式高压扩容增注技术”的可行性和有效性,通过脉冲式高压扩容增注技术的裂缝形态机制与工艺和物模三者有机结合,阐述技术机理可行性,并在中国海上油田优选了两口重点疑难井进行试验,两口井前期经过多轮次酸化,酸化效果差、有效期短,通过工艺延效、工艺致裂方面分析,探索该技术在海上的适用性与有效性,以期为海上油田注水开发提供新的技术路径与决策依据,配套技术也为中国油田注水增注提供新思路。

1 脉冲式高压扩容增注技术

1.1 技术原理

脉冲式高压扩容增注技术利用岩石扩容的原理进行瞬时脉冲式高压注水,岩石扩容是岩石的一种力学现象,指岩石破坏前,因微裂隙产生及内部小块体相对滑移,导致体积扩大的现象。岩石在荷载作用下,在其破坏之前的一种明显的非弹性体积形变。通过介于地层最小主应力与地层破裂压力之间的高压作用,使储层岩石处于塑性形变范围内。

岩石水力扩容是岩石在亚临界应力状态下的塑性形变过程,从岩石内部晶体颗粒的角度看,当压力达到塑性形变时,岩石内部晶体主要通过剪切滑移和压力扩张两种作用(图1),产生了张性裂缝和剪切裂缝两种微裂缝状态^[20],这些微裂缝状态是通过压缩岩石内部的空间,使岩石内部晶体重新排列,产生的大体积、微裂缝带,从而增大储层的孔隙度和渗透率。

通过岩石力学本构关系拟合出油水井储层的岩石力学破坏曲线^[21],如果扩容区的产生是由剪胀机理控制的,其破坏失效形式可以使用摩尔-库仑准则(MC)进行描述^[22],表达式为

(1) τ_f=c+(σ_n-αp)tanϕ

(2) F₁=σ_H-σ_h-2ccosϕ-(σ_H+σ_h-2αp)sinϕ

如果扩容区的产生是由张性机理控制的,则认为拉伸应力超过了岩石的固有抗拉强度,出现的不是特定应力方向上的宏观裂缝,而是不规则形状的微裂缝^[22],其破坏失效形式可以描述为

(3) F₂=αp-σ_c-S_t

式中:τ_f为失效时的切应力,MPa;c为内聚力,MPa;σ_n为正应力,MPa;α为Biot系数,无量;σ_H为地层最大主应力,MPa;σ_h为地层最小主应力,MPa;σ_c为储层围压,MPa;S_t为基质抗拉强度,MPa。

若F₁>0则表示储层岩石发生剪胀破坏,如图1中的岩石颗粒在剪切作用下发生翻滚和翻转的裂缝形态;若F₂>0则表示储层岩石发生拉张破坏,如图1中岩石颗粒在拉张作用下分离导致体积膨胀的裂缝状态。通过注入增加孔隙压力可以降低有效应力,注入压力的持续上升将最终导致井眼附近的砂岩地层因剪切膨胀或拉伸分离,导致储层的渗透率急剧增加。针对储层处于疏松与低渗之间物性的不同,扩容难易程度有所区别^[17],通常随着物性越差,上覆岩层压力、水平主应力等参数越大,储层孔隙的可改善性逐渐减小,扩容效果相对变差,这时则需要扩容压力变大,同时作业时间延长。

结合弹塑性变形应力-应变曲线^[23](图2)和地层破裂(漏失)压力曲线^[24](图3),图2的a~d为岩石扩容的微裂缝产生阶段,当超过岩石弹性变形阶段的a点后,岩石进入塑性应变阶段,当达到b屈服点后,岩石的颗粒发生剪切错位和扩展,产生微裂缝,当达到c发生形变点后,裂缝不断扩展及连通,岩石应变增加,强度降低,当达到d点,即为岩石完全破裂点。从图3的注入情况即表现为当超过排量和压力临界的漏失点后,注入压力随着排量增加,斜率有下降变化,内部产生了微裂缝的扩容区,直至地层达到破裂压力点。

为了进一步促进该微裂缝状态的产生,现场实施通过地应力预处理、扩容区扩展、自然压降3个阶段步骤有机结合,产生脉冲式高压不断冲击储层岩石,需要采用长时间、特定频率的脉冲液量泵注方案来促使裂缝的产生。

海上一口典型井的脉冲式高压扩容增注技术实施曲线如图4所示,其中地应力预处理阶段采用逐级提压的方式,在最小主应力和地层破裂压力之间,进行压力控制作业,使储层产生均匀半径约1 m的扩容区;扩容区扩展则是以高压脉冲振荡方式进行振荡注入,使扩容区扩展到十几到几十米;而自然压降则通过停泵方式,测试改造情况,并根据改造情况调整下一阶段的扩容频率和液量,此外停泵阶段还有助于压力传递裂缝延伸,同时为泵注液量罐补液做好充足的准备时间。

1.2 真三轴及CT扫描模拟实验

为了模拟脉冲高压扩容增注技术的作用机制,采用与海上油田砂岩储层某井段岩心(孔隙度12%,弹性模量为8.4 GPa,泊松比为0.31)岩石力学参数相接近的露头岩心100 mm×100 mm×100 mm在真三轴应力作用下,分别模拟阶梯提压(短期地应力预处理)、阶梯提排量(无地应力预处理)以及阶梯提压和振荡注入(地应力预处理+扩容区扩展)3种不同实验阶段,测试不同时间下的注液压力变化情况,并采用CT扫描测试岩心裂缝情况,模拟扩容工艺不同过程,实验结果如表1所示。计算公式如下。

(4) P_f=3σ_h-σ_H+T₀-P

(5) σ_h≤P_d<P_f

式中:P_f为地层破裂压力,形成单一张裂缝状态,MPa;σ_h为地层最小主应力,MPa;σ_H为地层最大主应力,MPa;T₀为抗拉强度,MPa;P为地层孔隙压力,MPa;P_d为扩容压力,MPa。

根据扩容压力在地层最小主应力与地层破裂压力之间的计算公式[式(4)、式(5)],结合现场岩心所处环境的各项参数分别为:σ_h=15 MPa,σ_H=21 MPa,T₀=3 MPa,P=0 MPa,经计算得出,15 MPa≤P_d<27 MPa。

(1)进行阶梯提压实验,按照理论计算地层破裂压力为27 MPa,地层最小主应力为15 MPa,实际25 MPa时岩心发生明显破裂,由于预处理时间较短,扩容压力接近地层破裂压力,CT扫描显示形成单一裂缝,未发生扩容裂缝状态。

(2)进行阶梯提排量实验,实际27.5 MPa时岩心发生明显破裂,由于无孔压预处理,扩容压力超过地层破裂压力,CT扫描显示形成单一裂缝,未发生扩容裂缝状态。

(3)进行阶梯提压和振荡注入实验(模拟扩容工艺两个段塞步骤),扩容压力在12.3 MPa条件下,进行了18.5 h的提压测试,扩容压力为17.8 MPa下进行了振荡脉冲注入,该压力处于地层最小主应力与地层破裂压力之间,CT扫描显示在井眼附近形成复杂扩容带。

上述实验说明,实验后CT扫描图显示岩石扩容的阶段提压和振荡注入后产生的裂缝状态,与常规的水力压裂压破储层后一条对称的宽翼裂缝具有较大的区别,水力扩容是长时间在最小主应力与地层破裂压力之间的压力加载作用下,岩石内部产生处于弹性与塑性之间的微裂缝,流体在岩石产生大量滤失后,CT扫描显示在近井形成复杂的扩容带,从而增加岩石孔隙度、渗透率。

因此,脉冲式高压扩容增注技术与常规高压注水技术有显著区别,如表2所示。

2 脉冲式高压扩容增注工艺试验

2.1 工艺概况

施工作业的流程如图5所示,仅需要1 500型或2 500型酸化压裂泵(即扩容泵)、压力和排量监测传感器及解释设备(带上述设备的数采房)、泥浆池或水罐、高低压管线阀门即可,比较简单,若需要物理化学复合增效,再通过十通连接盛放酸液、增注液、降阻液等作业罐即可。相对于海上油田传统酸化作业来说,基本不需要增加过多的设备,此外,脉冲式高压扩容增注的注入水源可选择范围较广,生产水或海上油田过滤海水均可,具有成本低、作业设备占地空间小等优点。

2.2 井况及工艺实施情况

为了监测脉冲式高压扩容增注技术的应用效果,中国海上油田优选了两口疑难井进行试验,为确保试验的典型性与推广价值,两口井的选取基于以下原则:①均为多轮次酸化后效果差、有效期短的疑难井,缺乏低成本的增注技术;②储层物性涵盖中高渗,代表海上常见储层类型;③符合海上油田常见筛管完井方式;④注入压力低、吸水能力持续下降,具备明显的储层污染与渗流障碍特征。因此,两口井的试验结果对同类井具有较强借鉴意义。井况条件如表3所示。

两口井先后于2023年6月和11月进行脉冲式高压扩容增注技术试验,两口井的措施工艺参数如表4所示。

由表4可知,两口疑难井在经过污染堵塞后,实际注入情况不能与储层原始物性相匹配,两口井分别有两个层位,其储层跨度和初始物性条件基本一致,但在实际注入过程中,泵注排量差距较大,例如C-P45井第2层在预处理阶段,排量不能有效稳定,持续下降,在扩容区扩展阶段的前段也快速下降,充分说明第2层储层连通性偏差,施工表现情况不同于第1层;S-B1井第1层的吸液能力比第3层大。

施工过程中,根据实时压力-排量响应与压降测试数据,动态调整脉冲频率与泵注强度。以C-P45井第2层为例,前期排量持续下降表明近井堵塞严重,故在第二轮次扩容中延长了低压预处理时间,并采用“低频高幅”脉冲模式,逐步恢复储层导流能力。S-B1井则采用“高频低幅”脉冲结合酸化液段塞,实现物理扩容与化学解堵协同作用。这种“实时监测-动态优化”的施工策略,体现了该技术的智能适应性与工程可控性。

其次,脉冲式高压扩容增注技术可根据实际泵注和自然压降测试的改造半径、表皮系数等参数变化,在线调节泵注液量和频率,因此针对不同层位的泵注液量有所差别。两口井两层作业时间分别为125 h和99 h,关键步骤的总泵注液量为1 258 m³和2 954 m³。

2.3 增产效果

试验前后两口井的生产数据如表5所示。可以看出,两口井均取得显著的增注效果,其中C-P45井从试验前1个月平均值“在5.45 MPa条件下,日注入量13.2 m³/d”,提高至试验后1个月平均值“在5.43 MPa条件下,日注入量55.9 m³/d”。视吸水指数提升3.25倍。

S-B1井从试验前1个月平均值“在9.21 MPa条件下,日注入量418.0 m³/d”,提高至试验后1个月平均值“在6.15 MPa条件下,日注入量987.4 m³/d”。视吸水指数提升2.54倍。

除视吸水指数显著提升外,此外,C-P45井已实现累计注入0.675 3×10⁴ m³,S-B1井已实现累计注入42.588 1×10⁴ m³,远超前期酸化效果,说明该技术不仅能恢复注入能力,还能显著提升储层整体注水空间,具备长效增注潜力。对比前期酸化有效期,C-P45井从历史4次酸化的有效期14 d延长至144 d,增幅928%以上,S-B1井从历史3次酸化的有效期平均106 d延长至587 d,增幅454%以上,证明其具备良好的延效能力。

3 工艺试验认识

3.1 工艺延效认识

通过两口试验井作业前后应用效果对比,证明该项工艺可以实现在无措施药剂或少措施药剂情况下,具有显著增注效果,同时可提高重复酸化井的有效期和作业效果。

其中,C-P45井实施工艺措施之前的4次酸化有效期均不足14 d,增计增注量基本为0 m³,以较难泵注的第2层为例,仅采用油田生产水进行作业,从施工曲线可知(图6),在进行第一轮次脉冲式高压扩容预处理和扩容区扩展作业时,存在注入排量持续下降,且升压速度较快,难以稳定高压作业,与储层连通性偏差情况一致,进行约5 000 min前期高压作业后,第二轮次扩容作业相对顺利,可以实现高压稳定注入,同时由压降曲线可以看出压力降落速度较前期得到缓解,说明措施起到改善储层的效果。实施工艺措施之后,该井有效期提高至大于144 d,已实现累计注入0.675 3×10⁴ m³,显著提升措施效果。

S-B1井则采用了脉冲式高压扩容增注工艺与酸化联作,措施后由之前的近2次酸化有效期135 d和78 d,累计注入9.78×10⁴ m³和6.63×10⁴ m³,提高至有效期587 d,累计注入42.588 1×10⁴ m³。在作业效果上,脉冲式高压扩容增注工艺与酸化联作具有更加突出的应用效果。

3.2 工艺致裂认识

试验后采用注水指示曲线评估作业效果,以S-B1井两层为例,作业过程中的注水指示曲线如图7所示。

对比两层预处理阶段和扩容区扩展阶段的注水指示曲线,均有同样的特征:在预处理阶段,注水指示曲线为上翘式,说明油层条件差、连通性不好或不连通时,注入水压力逐渐升高,注入量的增量逐渐减小,导致指示曲线上翘。而在扩容区扩展阶段,注水指示曲线相对预处理阶段的曲线上移,同时斜率均出现降低,说明一方面注入液使地层压力升高,另一方面油层产生微小裂缝,致使油层吸水量增大,两段曲线相结合,从预处理阶段到扩容区扩容阶段的注入排量-注入压力曲线斜率的变化,注水指示曲线表现为折线式。

再对比S-B1井本次作业与前两次酸化生产数据情况(图8),在平均视吸水指数有1倍以上提升、有效期延长2倍以上的情况下,再对比注入压力情况,第一次酸化后最高注入压力为10.00 MPa,平均值为7.76 MPa;第二次酸化后最高注入压力为9.60 MPa,平均值为8.47 MPa;本次脉冲式高压扩容增注工艺与酸化联作后,最高注入压力为9.00 MPa,平均值为7.18 MPa,可以看出注入井压力维持相对较好,平均注入压力更低,同时注入压力超过9.00 MPa存在自动降压的迹象,也充分说明工艺存在产生微裂缝的现象。

注水指示曲线由“上翘形”转为“折线形”(图7),进一步验证了微裂缝带的形成与扩展,与室内CT扫描结果(表1)形成机理呼应,说明该技术在生产现场具备可靠的岩石疲劳损伤激活与裂缝网络构建能力。

4 结论

(1)将岩石扩容技术与高压注水进行有机结合,形成了“脉冲式高压扩容增注技术”,能有效解决现有海上油田高压注水技术存在的受限问题,并拓展岩石扩容技术的应用范围。

(2)通过裂缝形态机制与工艺和物模三者有机结合,从机理上说明技术具有可行性,进行瞬时脉冲式高压注水,注入高压超过岩石弹性变形至塑性变形,岩石的颗粒通过剪切错位和扩展两种机制产生微裂缝,裂缝不断扩展及连通,岩石应变增加,强度降低。通过岩石扩容地应力预处理阶段的逐级提压步骤、扩容区扩展阶段的高压脉冲步骤和自然压降阶段的裂缝延伸步骤,三轴模拟实验CT显示在岩心井眼可产生复杂扩容带。

(3)通过在中国海上油田优选两口疑难井进行脉冲式高压扩容增注技术试验说明了技术的可行性和有效性。从注水指示曲线判断,油层产生微小裂缝,同时两口井均取得显著的增注效果:视吸水指数为试验前的4.25倍和3.54倍,措施有效期和增注量优于以往多次酸化。该技术为中国海上油田注水系统提质增效提供了新思路,未来可结合智能化控制系统与多物理场耦合模型,进一步优化工艺参数,推动其规模化应用。

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原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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