论文摘要
海上油田在注水开发过程中,对于断层型油藏而言,断层岩在较高剩余注水压力（井口注水压力传导至断裂带处发生压力损耗后的剩余压力）的作用下将会发生水压致裂,油气沿破裂面向上逸散至海底导致水压致裂逸油事故。为了防止此类事故的发生,本论文在国家科技重大专项、国家重点基础研究发展计划项目和黑龙江省研究生创新科研资金联合资助下,选取秦皇岛33-1南油田为研究靶区,在文献调研以及油田勘探开发生产数据收集整理的基础上,从断裂发育演化特征研究以及油藏解剖入手,厘定出需要断层岩水压致裂风险性评价的风险断裂,在地质分析及实验测试相结合的基础上,明确了断层岩发生水压致裂的机制及影响因素,探索建立断层岩发生水压致裂条件定量预测方法,并针对油田安全合理注水开发,开展了秦皇岛33-1南油田断层岩水压致裂风险性评价。取得的主要成果与认识如下:1、秦皇岛33-1南油田所发育的断裂为晚期新生断裂,受研究区东侧郯庐断裂带晚期右旋走滑应力场的影响,断裂以近NEE向为主,且大多数油藏边界断裂向上断至海底,这类断裂存在水压致裂逸油的风险,均为需要开展断层岩水压致裂逸油风险性评价的风险断裂。2、通过地质分析以及实验室测试相结合的手段,基于石油工程领域关于岩石水压致裂的理论研究基础,建立了断层岩水压张性破裂压力与其岩石属性的定量函数关系,并开展秦皇岛33-1南油田风险断裂断层岩水压张性破裂压力预测,结果表明:秦皇岛33-1南油田风险断裂发生水压张性破裂时的临界最大剩余注水压力范围为20.4～23.1MPa,平均为 21.4MPa。3、通过断层面三维应力分析以及区域应力场分析的方法,基于天然地震预测领域关于断层滑动摩擦的理论研究基础,建立了断层岩发生水压剪切滑动破裂模型,并通过开展秦岛33-1南油田风险断裂断层岩水压剪切破裂压力预测,结果表明:当断层岩摩擦系数为0.4时,断层岩发生剪切破裂的临界最大剩余注水压力范围为11.9～56.3MPa,平均为21.1MPa;当断层岩摩擦系数为0.5时,断层岩发生剪切破裂的临界最大剩余注水压力范围为15.3～63.2MPa,平均为25.4MPa。4、基于上述研究,开展了秦皇岛33-1南油田风险断裂断层岩水压致裂风险性评价。结果表明:随着注水压力增大,当断层岩摩擦系数为0.4时,风险断裂以水压剪切破裂为主;当断层岩摩擦系数为0.5时,风险断裂则以水压张性破裂为主。