压实和沉降作用

油气田中出现的压降会造成储层压实、上覆岩层运动和油气藏

上方地表的沉降。这种压实和沉降作用会对生产和地面设施造成很

大损失。

Dirk DoornhofNederlandse AardolieMaatschappij (NAM)B.V.荷兰 Assen

Tron Golder KristiansenBP 挪威公司挪威斯塔万格

Neal B. Nagel康菲石油公司美国得克萨斯州休斯敦

Phillip D. PattilloBP 美国公司得克萨斯州休斯敦

Colin Sayers得克萨斯州休斯敦

在编写本文过程中得到以下人员的帮助，谨表谢意：斯塔万格 BP公司的Olav Barkved；丹佛的 TomBratton；英国Gatwick的Rob Marsden；休斯敦BP公司的Frank Mitchum以及莫斯科的Marc Thiercelin。我们的一位作者对康菲石油挪威公司及其合作公司（包括道达尔勘探与生产挪威公司，埃尼挪威公

司，Norsk Hydro 开采公司，挪威国家石油公司，Petoro公司等）允许本文出版表示感谢。另一位作者对 BP 挪威公司及其合作公司 Hess 挪威公司、Enterprise石油挪威公司和道达尔勘探与生产挪威公司允许本文出版表示感谢。

ECLIPSE 和 Sonic Scanner 是斯伦贝谢公司的商标。CMI Compaction Monitoring Instrument 是贝克阿特拉斯公司的商标。FCMT Format ion Compact ionMonitoring Tool是哈里伯顿公司的商标。VISAGE是V.I.P.S 公司的商标。

32 油田新技术

意大利城市威尼斯以她浪漫的水

系著称。然而目前，主要由于自然的原

因，该城市正缓慢地沉入其周边的泻

湖中。这一情形在近年来已是有所改

善，因为在 20 世纪的几十年里，威尼斯曾快速地沉入泻湖。从二十世纪四

十年代至七十年代，从城市底下抽取

地下水和开采天然气导致下沉速度急

剧增加[1]。

沉降作用指的是地表下降，这里

的地表指的是相对于一个稳定的参考

点的地面高程。这种现象会在板块构

造活动、活动断层的上部和下覆沉积

中的流体被排出的地方自然发生。在

河流三角洲地区，如威尼斯周边的波

河三角洲，流体排驱现象很普遍。这种

现象导致威尼斯每百年下沉数厘米。

这与海面升降，即海平面的变化不同，

威尼斯地区的海平面每百年上升 13 厘米（5 英寸）。

二次世界大战后，人类的两种活

动加速了威尼斯的沉降。首先是为了

满足不断增长的人口的用水需要而从

城市下抽取的地下水水量相应增加，

其结果导致了这些水体的水位急剧下

降；其次是由于在横跨泻湖的大陆工

业区开发天然气。在 1968 年至 1969 年

间测得的沉降速度已从它的历史低点有

所上升，工业区为 1.7 厘米 / 年（0.7 英寸 /年），市中心为 1.4 厘米 / 年（0.6 英寸 / 年）[2]。

这种极速加快的沉降是由压实作用

引起的。压实作用是指因压力下降和流

体生产引起的储层体积缩小，在本例

中，流体是指天然气和水。术语“压实”

和“沉降”描述的是两个不同的过程。

压实指的是储层体积的变化，而沉降是

指表面水平的变化。这个表面可以是一

个地层的顶部、水下区域的泥面或在压

实地层上部的地表部分。在针对威尼斯

的研究中，这个表面就是指地表部分。

1966年11月，威尼斯遭受到了一次高达 2米（6.6英尺）史无前例的洪水的袭击[3]。洪水过后，城市周围天然气开

采和地下水的抽取都停了下来以控制沉

降。水体再次回升，地面上升了几厘米。

然而这只是恢复了一部分因地下水和天

然气的开采造成的地面沉降。如今，缓

慢的自然沉降还在继续。

在石油和天然气开采领域有一些著

名的沉降实例。休斯敦南部的 GooseCreek 油田是其中最先引起人们认真研究的油田之一。 1918 年该油田的沉降首次引起人们的注意，最后达到3英尺

1. 有关威尼斯沉降更多的信息，请参见：Brighenti G，Borgia GC 和 Mesini E:“SubsidenceStudies in Italy”,发表在Chilinggarian GV, DonaldsonEC 和 Yen TF（编辑）: Subsidence Due to FluidWithdrawal,Developments in Petroleum Science 41。阿姆斯特丹: Elsevier 科学出版社(1995 年) :248-253。

2. Brighenti 等人，参考文献 1。

3. 请参见 http://www-geology.ucdavis.edu/~cowen/~GEL115/115CHXXsubsidence.html（2006 年 10 月17 日浏览）。

4. Pratt WE 和 Johnson DW:“Local Subsidence of theGoose Creek Oil Field”,Journal of Geology,34卷，第7 期, 第 1 部分（1926 年 10-11 月）: 577-590。

332006 年秋季刊

（0.9米）以上，浸没了Gaillard半岛，该半岛位于油田中心的上方[4]。由于油藏

上方的地面已处于或接近海平面，美国

加利福尼亚的Wilmington油田、委内瑞拉马拉开波湖的几个油田和荷兰的

Groningen 气田都有过明显的沉降，需要对其采取补救措施[5]。北海挪威海域

的白垩纪油田，尤其是 Ekofisk、Eldfisk和Valhall油田，被压实导致的海底沉降会威胁到平台的安全。印度尼西亚爪哇

西北部油田的低强度碳酸盐岩油藏和马

来西亚沙捞越的近海油田都经历过严重

的沉降[6]。加利福尼亚的 Belridge 油田及其附近的硅藻岩油藏都发生了沉降，

导致众多的井事故发生[7]。

压实和沉降引起的经济后果可能

是巨大的，但并不是所有后果都是负

面的。由于压实作用可以提供很强的

生产驱动力，它有时也是有利的。本文

中我们将研究与压实和沉降相关的问

题，并以北海、荷兰和墨西哥湾的油藏

管理为例。

压实机理

多孔介质，如生产油气的地层，在

其固体结构中包含有流体。当物质处于

应力状态下，这一简单的现象便具有了

深远的含义。例如，水下的沉积物在刚

刚进行沉积作用后可能具有高孔隙度，

它可能更像包含有悬浮固体物质的液

体，而不是包含有液体的固体物质。当

更多的沉积物堆积下来，初始层必须承

受新增沉积物质的重量。只要流体通道

存在，其中一些液体就会被排出去，孔

隙度会变小。

5. 有关 Wilmington 油田和马拉开波湖油田沉降更多的信息，请参见：Poland JF 和 Davis GH：

“Land Subsidence Due to Withdrawal of Fluids”，发表在 Varnes DJ: Reviews in Engineering GeologyII。美国科罗拉多州 Boulder：美国地质协会

（1969 年）：187-268。

6. 有关爪哇西北部油田沉降更多的信息，请参见:Susilo Y, Rahamanda Z, Wibowo W, Tjahyadi R和Silitonga FJ:“Stimulation Efforts in Carbonate GasReservoir Experiencing Subsidence in Offshore NorthWest Java Field-Indonesia”, SPE 82264,发表于SPE欧洲地层损害会议上, 海牙, 2003年 5月 13-14日。

有关沙捞越油田沉降更多的信息，请参见：Mah K-G 和 Draup A：“Managing Subsidence Risk inGas Carbonate Fields Offore Sarawak”，SPE 88573，发表在 SPE亚太地区油气会议上，澳大利亚珀斯，2004 年 10 月 18-20 日。

7. Fredrich JT，Arguello JG，Thorne BJ，Wawersik WR，Deitrick GL，de Rouffignac EP，Myer LR和Bruno MS：

“Three-Dimensional Geomechanical Simulation ofReservoir Compaction and Implications for Well Failuresin the Belridge Diatomite”，SPE 36698，发表在SPE技术年会暨展览会上，丹佛，1996年10月6-9日。

>上覆岩层应力和孔隙压力。作用在某一地层上的上覆岩层应力（黄色箭头，右）因上覆沉积物的重量增加而随着深度增加。上覆岩层应力（黄线，左）取决于上覆岩石的密度。孔隙压力（蓝色）也随着深度增加而增加，其压力梯度取决

于地层水的密度。在不渗透层（红色）下面，当孔隙中流体无法释放而附加的重量压实地层时，流体压力将呈超压状态。

34 油田新技术

10 50 X5,000 X235

> 白垩岩和砂岩的结构。露头岩样的扫描电子显微照片显示的是丹麦 Stevns Klint 的白垩岩（左）和美国俄亥俄州Berea 的砂岩（右）。白垩岩是由未固结的颗石藻碎屑混杂堆积形成的，而砂岩是由固结颗粒更加紧密排列形成的。这种结构的差异有助于解释这些物质的压缩性为何有如此大的不同。值

得注意的是，白垩岩图片的放大倍数要比砂岩高得多。

随着沉积层埋藏深度的增加，上覆

沉积物的重量增加，就有将流体挤压出

去并降低孔隙度的趋势（上图）。流体

压力也会随着深度的增加而增加。如果

覆盖层无法流过，流体也无法横向逸

出，那么当附加的重量压实沉积物时，

流体压力将增至静水压力以上[8]。当快

速沉积的速度超过从地层中排出多余流

体的速度时，这种流体超压的情况也会

发生[9]。

固体结构内存在高压流体的结果

是，流体和固体都要承受加在物质上的

应力。这个概念就是有效应力原理，即

影响固体物质特性的应力等于外加应力

减去孔隙流体的压力[10]。当油气藏中产

出流体时，上覆岩层的重量没有减少，

而孔隙压力却减小，这样就使作用在固

体基质上的垂向有效应力增加。产生的

压实作用的程度取决于岩石的压缩系数

和边界条件。

压缩系数是指随外加应力的变化而

导致的岩石体积的变化。表示多孔介质

压缩系数的方法有好几种，但常用的只

有两种[11]。孔隙体积压缩系数Cpv，指外加应力变化引起的孔隙体积的变化；体

积压缩系数 Cbv，指外加应力变化引起的岩石总体积的变化，它与体积模量成

反比。假设岩石颗粒不可压缩，Cbv是孔

隙度和 Cpv 的乘积。压缩系数值取决于岩石成分和沉积史，它会随着孔隙流体

成分的变化而变化。

致密粒状砂岩的 Cpv 值一般大约是5 × 10-4/MPa（3 × 10-6/psi），但是可高度压缩的北海白垩岩的Cpv值也可能大于15×10-4/MPa（100×10-6/psi）（下图）。颗粒胶结能加固岩石的稳定性，因而减

弱了其可压缩性。

沉积史之所以重要是因为压实作用

易引起岩石结构出现不可逆变化。在一

定负荷条件下，颗粒会产生运移，粘土

颗粒会变形，颗粒间的胶结会破裂，甚

至颗粒本身也会碎裂。由于这些变化都

是不可逆的，岩石呈现出滞后现象。当

作用在岩石上的应力减小时（当部分上

覆重量被剥蚀掉或在没有新的沉积出现

而地层压力增加时，这种现象就会发

生），正在卸压的物质比起它在相同的

外力作用下加压时的压缩性要小。此

外，卸压后的物质在重新加压至其原始

的应力条件之前，它的压缩系数也会变

小（下一页图）[12]。

研究人员推导了几个数学方程来模

拟应力下岩石的性质，但目前为止还没

有哪一个方程被业内人士普遍接受。某

些最佳模型能够描述弹塑性形变、热效

应、时间依赖效应或蠕变效应[13]。一些

岩石在至少部分饱和了水而不是油的情

况下强度会下降。尽管该效应的物理机

理还未被人们完全了解，已有一些模型

包括了一些算法来考虑这种水弱效应。

沉降机理

油气藏的压实作用很难观察到，但

是地表的沉降却是很容易看发现。例

如，水侵入到原本干燥的陆地上，海上

平台在大浪和底层间失去了空气间隙，

井口装置和套管可能会从地表突出来或

地表建筑下沉等。自从 1918年在GooseCreek 油田注意到沉降现象以来，它一直是油田压实作用的一个主要指示[14]。

>压实作用滞后现象。在塑性状态下对物质增大

静应力会引起体积迅速减小（1）。卸载后，体积不能恢复到原来的大小。它通常接近弹性响应

（2）。对物质重新加载先是会引起准弹性响应，直到达到先前的高净应力状态（3）。到了这一点，物质又会经历塑性破坏阶段（蓝色）。

352006 年秋季刊

1

3

2

最初关于Goose Creek 油田沉降现象的报告还包括对其它可能引起局部

沉降原因的详细探讨。不过，该报告显

示这种局部沉降不能归结于墨西哥湾

沿岸地区的整体沉降，也不能归结于

平均海平面的变化。它不是由风化侵

蚀作用造成的，也不是由石灰石、盐和

其它一些可溶性地层的溶解造成的溶

陷引起的。沉降图显示，下沉区域与油

田的整体轮廓相吻合。通过作者粗略

计算，沉降盆积只占油田产出油、气、

水和砂体积的20%。但是，在这篇报告的结论中，他们暗示压实作用发生在

上覆泥岩层，而不在生产层。

自从对Goose Creek 油田开始进行研究以来的几十年里，对因流体排出

而导致沉降的理解已经大大进步了。

今天的沉降研究涉及到具体的油气藏

渗流和地质力学分析，但一般的机理

无需通过复杂的模型来进行解释。

相关地层分为四个部分：压实体

积、上覆岩层、侧向岩层和下伏岩层。

后两个概念在地质力学以外的领域很少

用到，分别指横向连接压实地层的物质

和压实地层及侧向岩层下方的物质。

压实体积可能不仅仅指含油气层。

其周围或之下的水层随着流体的排出也

会引起压实作用，因此也应作为压实地

层的一部分进行模拟分析，尽管在许多

情况下这些水层具有不同的物性。

压实一个地下深处的地层引起的

体积减小通常会传到地面上。沉降盆

通常比被压实的区域范围广，它传播

的幅度取决于上覆地层的物性和压实

地层的深度。此外，如果上覆地层不扩

展，地表沉降盆积就与地下压缩体积

相等。

沉降盆大致是对称的，即使当地

下被压缩的体积并不对称时也是如此。

因为沉降盆是每个压实元素引起的沉

降的叠加，它使他们的变化趋于平均。

因断层或物质非均质性而导致的上覆

岩层的非均质性会抑制沉降或改变沉

降盆的形状。断层的滑脱可以阻止沉

降范围的扩大。

上覆岩层也会膨胀，但多数非常轻

微。不过，这种体积变化会随着上覆岩

层的慢慢蠕变导致时间依赖效应，先膨

胀后压实。

当一个地层被压实时，其侧向岩层

通常不被压实。这或是因为它不具渗透

性，被一封闭断层与压实地层分隔开

来，因而不受有效应力增加的影响，或

者只是因为它本身是一种更致密的物

质。原先由压实地层承受的上覆岩层的

重量可以部分由侧向岩层承担。这就形

成了压实地层上方被称之为应力拱的概

念。承受上覆岩层的应力拱的大小和效

率是上覆和侧向岩层密度、压实区域的

横向延伸范围和压实量的函数。

虽然沉降盆的主要运动是垂向的，

但也有水平移动。沉降盆中心和外边界

无水平移动。介于两者之间的某一部位

水平移动可达到最大值。水平移动较大

时会对管线及其它地面结构造成灾难性

后果，除非这些设施被设计成能够抵抗

这些应力。

压实和沉降作用的测量

陆上沉降监测与海上沉降监测所使

用的方法是不同的。在陆上，基准点是

土木工程师经常使用的工具。它是一个

已知位置上事先确定了高度的测量标

记，用来确定相对于其它基准点的高度

变化。沉降盆以外区域的基准点为测量

提供固定的参考点。

确定基准点之间高差的最精确方法

是将这两点用一个充满液体的管子连接

起来。管子两头的静水位将相同，这样

相对高程的变化可以被精确地确定出

来。不过，在大面积范围内实施这样的

测量费用会相当高昂。大多数基准点测

量是在仔细调校仪器后通过观测经纬仪

或利用激光比较高程来实现的。

测斜仪（一种对地面或井的倾角变

化很敏感的仪器）能够提供陆上位置的

沉降数据。这一装置还被用来监测次生

裂缝的延伸情况[15]。

8. 静水压力是指由上覆岩层的地层水柱引起的压力的大小。这一压力通常通过综合从地表到测量深度的地层水的密度而获得。

9. 其它地质过程也会产生超压或欠压状态，如化学成岩作用、区域性隆起或下冲以及油气运移等。

10. 这种关系也称为净应力原理：σ = S－αP, 其中σ是作用在固体物质上的静应力或有效应

力；S 是指作用在总体上的应力；P 是指孔隙压力。在各向同性的弹性固体中, α = 1 － Kb/Ks。其中K是体积模量，方程最右边代表岩石（b）的体积模量和岩石中矿物颗粒（s）的体积模量的比值。在孔隙高度发育和弱岩石情况下，颗粒的模量要比岩石的模量大得多，

因此α接近 1，且α≈ S － P，S 和 P 都是张量，因此该方程在三个主方向上都适用。

11. 关于压缩系数类型完整的定义，请参见：Zimmerman R: Compressibility of Sandstones,Developments in Petroleum Science 29。阿姆斯特丹：Elsevier 科学出版公司，1991 年。

12. 关于有压力循环的油田应力的研究，请参见：Santarelli FJ,Tronvoll JT,Svennekjaer M,Skeie H,Henriksen R和Bratli RK: “Reservoir Stress Path: TheDepletion and the Rebound”,SPE/ISRM 47350,发表于 SPE/ISRM Eurock ‘98 研讨会上，挪威特隆赫姆，1998 年 7 月 8-10 日。

13. 当应力变化后再恢复到原始状态时，如果物质还能恢复到原始形状，那么这就是弹性形

变。如果应力循环后造成永久性形变，便被称为塑性形变或非弹性形变。蠕变指的是应力变化停止后形变还在继续。

14. Pratt 和 Johnson，参考文献 4。

15. Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk W,Waters G, Drew J,Michaud G,Primiero P,Eisner L,JonesR,Leslie D,Williams MJ,Govenlock J,Klem RC和TezukaK:“水力压裂监测新方法”，《油田新技术》，17卷,第 4 期（2005/2006 年冬季刊）:42-57。

> 监测放射性子弹。有四个自然伽马探测器的探头通过几乎同步探测两个放射性标志将仪器移动

的影响降到最低。子弹间的距离S1、S2和S3应大致与探测器对之间的顶部与底部的平均距离相等。

36 油田新技术

4

RM

RM

RM

RM

S1

S2

S3

全球定位系统（GPS）站可以被用作陆上和海上的固定点，理想条件下，

GPS技术可以检测出2毫米左右的高度变化。

另一种方法是利用卫星进行沉降监

测，目前几家公司正在对这一方法进行

评估。合成孔径雷达干涉（InSAR）依靠对一特定地理位置用空中或太空雷达

平台进行重复成像，通过对同一区域雷

达成像复杂的测量，包括大小和相位，

技术人员可以从每个点反射的相位差中

构建干涉图。相位差对给定的地面反射

处的地形和方位的内在变化很敏感。

距离的变化沿着到卫星视线的方

向，因此使其不能直接区分垂直或水平

运动。但是在没有其它构造运动存在的

压实地层的上方，认为这种变化是由沉

降作用引起的，并且主要是垂向运动。

我们可以为InSAR建立基准点反射物，不过可以利用现有的辐射范围内的

物体进行更广泛的测量，如道路交叉口

或具有合适朝向的房顶。这些永久性或

稳定的散射体与沉降无关的任何运动我

们一般是不知道的，但是这些反射物数

量众多，从而能够弥补这一缺陷。

InSAR方法有其局限性，卫星通道间植被的生长会在开阔的场地引起干

扰，海拔的突然变化（如在活动断块附

近）比缓慢的沉降更容易测量。卫星上

升或下降时都可以测量距离，由于反射

角不同，两种测量一般涉及到不同套散

射体，卫星上升测量和下降测量得到的

沉降可能并不完全一致[16]。

在海上，不容易接触到沉降盆，最

通用的做法是通过海上平台监测沉降作

用。这样做不仅方便而且必要。空隙或

平均海平面与平台最低构架之间的距离

必须比海浪要高。一般采用统计得到的

浪高，通常是百年一遇的最大浪高。

空隙可以通过几种方法测量，所有

方法都基于平台上的一个已知基准点。

与水面距离的连续测量可以用声波方法

得到，或者通过安装在平台腿上的水下

压力传感器指示出位于其上方的水柱高

度。对这两种测量方法的解释需要了解

测量时的海平面高度，这意味着要考虑

到潮汐和因风引起的浪高。

现在，确定平台沉降的最常用方法

是和陆上一样利用GPS系统。一些解释方法需要附近有一个未沉降的平台做参

照，但是随着技术不断进步，目前已有

一些公司声称他们的解释不需要附近固

定的基准点。

沉降会影响到海底管道和其它设

施，深海测量是用来丈量海底沉降盆大

小的最直接方法。测量会指出相对于海

平面的水深，这一深度通常是通过向海

底发射一个声波信号，经海底反射到接

受器，测得的声波的传播时间必须去除

海水矿化度和温度的影响。重复测量可

以监测沉降盆的进展情况。

地层压实一般要比沉降更难以测

量，导致陆地沉降的浅层压实作用有时

可以被直接观测到，这时浅层井的井口

装置在地面上会越来越突出。墨西哥城

就是这样的一个例子，其浅水层被压实

后，一些井的套管比安装时候高出大约

5 米（16 英尺）[17]。测量深层地层压实作用的最通用方

法是采用放射性子弹或标志（左图）。使

用一种特殊的射孔枪，将子弹以一定间

隔（如 10米（32.8英尺））打入地层中。每个标志携带有低能量长寿命的放射

源，通常是铯源。一些专门的电缆测井

仪器，如斯伦贝谢地层沉降监测仪

（FSMT）、贝克阿特拉斯的 CMI 压实监测仪或哈利伯顿的FCMT地层压实监测仪，可以精确地测出放射性标志的相对

位置。压实监测仪器有3到4个探测器：两个位于探头的顶部，另外一个或两个

位于底部。探测器顶部与底部间的平均

间距大约与标志间的间距相等。这就使

因电缆拉伸和缩短造成仪器移动引起的

距离误差降到最低。重复测量能指示出

标志间距离的变化。

放置放射性标志的最佳位置是在一

口垂直监测井中，斜井会导致标志位置

的误差，放射性标志的位置取决于子弹

发射时枪的方位。生产井生产时也会携

带出储层的固体物质，这就会造成标志

移动原因的不确定性－到底是因为压实

作用造成的还是固体产出引起的。

过去，还有其它一些方法被用来监

测压实作用，但它们中大多数因精度不

够而已被停止使用了。这些方法包括测

量套管接箍位置和岩石物理标志的时间

推移测井。延时地震研究也能够被用来

监测地下层位的沉降。尽管这种方法对

精确的压实监测来说太不精确，但地震

勘探提供的油气藏延伸范围对油藏管理

很有用。地下运动也可以通过微地震系

统指示出来，微地震系统可以检测和定

位岩石压实和沉陷产生的噪声。

压实作用研究的重要资料还来自岩

心测量。用一个载荷框架压缩或拉伸岩

心并测量它的反应，包括孔隙体积变

化、孔隙压力变化、长度和直径等。这

些测试还能检测流体或温度的变化对岩

石形变和强度带来的影响。试验中能够

应用与预计的油田应力或张力类似的边

界条件。

两种常用的实验室条件是静水应力

和单轴应变的边界条件。在静水应力条

件下，三个主应力都相同，这是最简单

的压缩条件，但不能代表实际油田的情

况。单轴应变条件下维持一个固定的样

品横截面，通过加载或卸载样品上的孔

16. InSAR也一直被用来测量地面隆起。关于美国怀俄明州黄石国家公园的火山喷口附近地面变形的卫星测量资料, 请参见: http://volcanoes.usgs.gov/yvo/2006/uplift.html（2006 年 9 月 29 日浏览）。

17. Poland 和 Davis，参考文献 5。

18. Goulty NR: “Reservoir Stress Path During Depletionof Norwegian Chalk Oilfields”,Petroleum Geoscience,9 卷,第 3 期（2003 年）:233-241。

19. Simon DE,Coulter GR,King G和Holman G:“North SeaChalk Completions－A Laboratory Study”,Journal ofPetroleum Technology, 34 卷, 第 11 期（1982 年 11月）: 2531-2536。

20. Poland 和 Davis,参考文献 5: 214-216。

21. 这里，为了区分常规油藏模拟（包括复杂流动机制和简单地质力学）和地质力学模拟（着

重点与前者相反），常规模拟指的是流动模拟。 　　

372006 年秋季刊

隙压力来改变轴向应力。虽然这一条

件与一些油田的边界条件相近，但通

过研究 Ekofisk 和 Valhall 白垩岩油藏衰竭开采引起的水平应力的变化表明存

在其它类型的边界条件[18]。

压实地层的影响

尽管压实和沉降造成的井筒和设施

损坏已经引起必要的重视，但它们对生

产的正面影响也不容忽视。对于北海油

田的疏松白垩岩和加利福尼亚的硅藻

岩，岩石驱动力要比流体膨胀引起的驱

动力大许多倍，储层渗透率会降低也会

增大，因为张开的裂缝会闭合，新裂缝

也会产生。随着孔隙体积收缩或颗粒破

碎，基质渗透率通常会降低。

被弱化的物质会流入井筒，在挪威

白垩岩油田的开发早期就明显发生过这

一现象，白垩岩像牙膏一样流动[19]。在

对白垩岩的破碎有了更进一步的了解

后，采用了改进的开采方法以缓解这

一情况的发生。在砂岩地层中，出砂是

生产过程中疏松物质的常见响应。还

会发生断裂和井眼崩落等情况。

在压实作用大的油田，套管挤坏

是作业者一直面临的问题。压实的地

层拉动与其胶结的套管，在轴向上压

缩套管。但在压实地层上方，上覆岩层

的物质被拉伸，那里的套管也被拉伸。

在以上任何一种情况下，加在套管上

的应力都可能超出它的机械强度，在

压实地层段引起挤毁，或在上覆地层

段被拉坏。剪切破坏和套管压毁的情

况都可能发生。上覆地层的断层也会

因差异运动重新活动，层理面间会发

生差异滑动。这两种情况都会对位于

差异运动范围内的井筒发生剪切作用。

地面上的补救工作也会造成很大

花费。自1987年以来，Ekofisk油田用于应对沉降作用造成的后果大约已经花

费了30亿美元，开始是将海上平台抬高6米（19.7英尺），后来将平台的配套设施都替换掉。

沉降形成的碗状洼陷会影响管线、

道路和其它建筑，沉降盆内的水平移

动会造成损害。其中一些损害可以通

过结构设计，如管道中的应变消除环

来缓解。不过，延伸至地面的断层会产

生阶梯式断错，对穿越该断层的构造

造成损害。

沉降作用的地面影响可能很广泛，

尤其是在大水体附近的低洼地区。例

如，随着马拉开波湖油田上方沉降的加

剧，建造了堤坝体系并对此多次进行了

扩建[20]。荷兰拥有庞大的堤坝和运河系

统，在沉降的 Groningen 气田上方，对地平面不断进行监测，并在必要时对堤

坝系统进行加固。加利福尼亚州

Wilmington市采用另一种方法，要求对位于城市之下的油田实施注水，成功地

阻止了沉降。

地下钻井和完井作业必须考虑到压

实作用的影响，油田开发经验表明井轨

迹设计时应避开某些区域，如断层。为

做到这点，有可能是通过改变一下井眼

轨迹那么简单，也可能像加一个平台来

延伸到油田的远距离部位那么复杂和昂

贵。厚壁管柱可以承受附加的张力，但

通常要经过成本 -收益分析来比较究竟是否该选用这种材料。

在一些新开发作业中，许多决策必

须在设计设施前就预先做出。根据勘探

钻井和邻井获得的信息可以建立模型，

帮助做出这些决策。

压实油藏模拟

要模拟力学特性不断变化的油藏的

动态，就必须进行比模拟与压力相关的

孔隙体积更为复杂的模拟，大多数模拟

器中都包了后者。体积单元可以压缩和

伸展，也可以改变形状。

以前储层流动模拟和地质力学模拟

一直是分开进行的[21]。然而，一些物理

参数（尤其是孔隙压力）既受流动机制

的影响，又受力学变形的影响。作为初

步近似，先运行其中一个模型，再把它

的输出结果输入到另一个模型中。第一

个模型通常是流动模型，因为其运行速

度快。因运行结果对第一个模型没有反

馈，这种方法被认为是没有耦合的，两

个模型对同一值（如孔隙压力）的结果

输出可能是不同的。

> Ekofisk 油田白垩岩模型。上图为白垩岩综合剪切应力与平均有效应力之间的关系。物质不可能超出剪切破坏线，因为该线上方会发生剪切破坏。端帽代

表弹性形变（内部）和塑性形变（外部）之间的界限。如果应力条件在端帽（起始点）处，增加应力则端帽往外移。减小应力（至终点）将应力条件恢复到扩大的弹性区。端帽区的特点可以从油田白垩岩特征曲线上看出来，随着有效上

覆应力增加，孔隙度变小（下）。当物质经过端帽区时，孔隙度减小得更快。端帽的初始位置与孔隙度相关（虚线），孔隙度较小的白垩岩具有较大的初始弹性区域。

38 油田新技术

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, %

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下一个级别的模拟通常是用流动模

拟器来求解时步（还是因为流动模拟器

运行速度快），并把结果输入到地质力

学模拟器中。如果在时步计算结束后，

两个模型输出的可比值在误差范围内不

相等，就要调整参数，在该时步内反复

运行直至计算结果相匹配。通过模拟运

行连续的时步，这些叠代计算会继续进

行。这种方法被定义为松散耦合，它要

求机时较长，但产生的结果比两个模拟

器运算得更接近。

流动模型和力学模型数学上都很

复杂，很难将两者合二为一。目前，一

些模拟器可以同时运算流动和地质力

学模型，这些模拟器包括斯伦贝谢的

ECLIPSE地质力学油藏模拟软件，V.I.P.S.公司的 VISAGE 多相应力相关油藏模拟器和一些油公司（如康菲石油公司）

或大学内部开发的模拟器。这种类型

的模拟通常称为完全耦合。这些模型

仍然没有达到运行标准，因为它们运

行起来要比未耦合的和松散耦合的模

型慢很多。

注水恢复白垩岩油田的压力

注水作为一种提高采收率的方法在

勘探开发工业中已经使用多年，注水或

是用来驱替油气，或是用来维持油或气

单相存在所需的压力。它还被用来缓解

沉降，例如位于加利福尼亚州长滩港口

地区下面的Wilmington油田的情况。这一经济上位置很重要的地区的严重沉降

迫使该油田开展了大规模的注水项目，

结果产生了大约 1 英尺的反弹[22]。Ekofisk油田的水驱也很成功，该油

田是一个巨大的白垩岩构造披盖在一个

盐丘上，原油原始地质储量大概有67亿桶（10亿米 3）。1969年，菲利普斯石油公司，即现在的康菲石油公司，在北海

挪威海域获得首次发现。 该油田目前

的原油产量仍超过 30万桶 / 日（477000米 3/ 日），天然气产量超过 2.5 亿英尺 3/日（700 万米 3/ 日）。

构造顶部大致位于海平面下 2900米（9500英尺），水深 78米（256英尺）。

油田产量来自 Ekofisk 层和下伏的 Tor层，其中 Ekofisk 层拥有三分之二的油田储量。一个不渗透致密白垩岩薄层将

这两个层分开。

在油田的生产区域，两个地层的孔

隙度范围从25%到40%以上，在油田的构造顶部，产层厚度可以达到 150 米（490 英尺）。在油田中钻遇孔隙度大约为50%的白垩岩。在储层深处保存有这么高的孔隙度归因于存在很大的超压和

油气的早期富集。

到1984年，Ekofisk油田的海上平台沉降了好几米，许多井被报废。作业者

开始对平台沉降进行监测，并获得了新

的泥线测量数据。公司的科学家对岩心

样品进行了深入的地质力学研究，建立

了油田模型。他们发现这一油田白垩岩

的压实作用极强：例如，地层压力从发

现时的 7200 psi（49.6 MPa）降到废弃条件下的 3200 psi（22 MPa）将会导致孔隙度从 38% 降到 33%（上图）。

白垩岩的特性取决于它的应力状

态。在低封闭应力和剪切应力下，白垩

岩具有弹性，地层压力小幅降低只会引

发小的弹性应变。然而，地层压力的大

幅度降低会引起非弹性变形和较大应

变。非弹性变形起初发生在连接到强剪

切应力下剪切破坏线的应力区的表面

上。但是，非弹性压实作用会改变白垩

岩，将这一表面位置移至更高的有效应

力条件下。

> Ekofisk油田构造顶部地区的沉降和压力变化。构造顶部地区的井中测量的压力变化趋势（蓝色），1998 年中期有一个快速上升阶段，该阶段与沉降速率（红色）降低紧密相关。

> Ekofisk 油田的生产历史。直到 20 世纪 80 年代后期大规模注水（蓝色）开始前，产量（绿色）一直在递减。平均油藏压力（虚线）也一直在降低，直至1995年注水量增加。直到1998年更换新的EkofiskII 平台配套设施停产期间，旅馆、居民区和海上平台的沉降速率（红色）才开始减低。

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在压实作用的影响下，20世纪80年代中期和后期的沉降速度大约是 30 厘米 / 年（1 英尺 / 年）。沉降所导致的空隙的减少和它所带来的平台的安全隐患

已经成为关注重点。1987年平台被抬升6米，以此来增加其底部与预计的最大浪高之间的空隙。

1980年，水驱对于Ekofisk油田开始时并不是一个可行的选择，因为测试表

明白垩岩充其量只是中性润湿，最差为

油湿性，这样就减少了有助于水驱效率

的水的渗吸作用。尽管如此，Ekofisk油田的合作者感到为提高产量应在油田实

施小规模的注水先导性实验，该实验于

1981年起实施[23]。水驱先导实验的结果表明，驱油效果良好并且早期见水不严

重。

作业者菲利普斯公司（即现在的康

菲石油公司）于1987年开始在整个油田范围内逐步进行水驱。设计的水驱方案

是为了提高产量，到1994年达到注采平衡。尽管如此，当水驱在注采平衡状态

下继续时，沉降速率仍然很高，1998年达到最大值 42厘米 /年（16.5英寸 /年）

（右上图）。

为了承受持续的沉降和为扩展的油

田活动提供更多设施，安装了新平台及

配套设备[24]。在1998年末，在将老平台设施更新为新的Ekofisk II平台配套设施期间，停产了几个星期，而注水仍在继

续。在此期间和从此以后，沉降速率大

幅度下降，直至降到目前的15厘米 /年（5.9 英寸 / 年）（右图）。虽然作业者预

计到沉降速率可能会减低，但从油田生

产历史看，降低的幅度是出乎意料的。

20 世纪 90 年代中期达到注采平衡表明地层具有力学压实作用，因为此时

有效应力不再增加。伴随着注采平衡及

后来的地层压力回升，公司的科学家预

计在这期间地层的压实作用会停止，或

者会有轻微反弹，但是这种情况并没有

发生。虽然上覆地层的蠕变造成压实和

沉降作用之间的反应滞后，但这种滞后

不应该长达几年，因为从1998年才开始观测到沉降速率降低。

22. Colazas XC 和 Strehle RW:“Subsidence in theWilmington Oil Field,Long Beach, California,USA”,发表在 Chilingarian GV,Donaldson EC 和 Yen TF（编辑）:Subsidence Due to Fluid Withdrawal,Developmentsin Petroleum Science 41。阿姆斯特丹: Elsevier 科学出版公司（1995 年）: 285-335。

23. Thomas LK,Dixon TN,Evans CE和Vienot ME:“EkofiskWaterflood Pilot”,Journal of Petroleum Technology,39卷，第 2 期（1987年２月）:221-232。最初发表在 SPE 技术年会暨展览会上,SPE 13120,休斯敦,1984 年 9 月 16-19 日。

24. 有关Ekofisk平台设施更新更多的信息,请参见:“Ekofisk Phase II Looks to the Future”,Journal of

Offshore Technology,5 卷,第 4 期（1997 年 11 月）:27-29。

> 衰竭和水作用引起的沉降。1989年以前，旅馆一带的沉降都归因于压力衰竭。1994 年水驱达到注采平衡后，沉降全部是由于水导致的压实作用产生的。

40 油田新技术

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Ekofisk

Tor

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2/4C11A井中的压实监测。这口构造顶部井（油田图）被专门用作监测井，安装了放射性标志，并且没有产

量。从各标志的顶部测量压实作用，并转换成年速率（左下和右）。由于这些数据都是累计的，垂直线段代

表这段没有压实，例如 10100英尺附近的致密层。在 1986 年至 1992 年期间，Ekofisk层和Tor层的压实作用都很明显（左）。在 1994年至 1996年期间当水驱前缘经过该井时（右），大部分压实发生在致密层 100英尺（30米）以内的厚度内，而Ekofisk层和Tor层的压实很缓慢，甚至有轻微的伸展（如图中所示 10500英尺以下斜率略向左拐）。

> 可以从白垩 -水的相互作用中找到何时沉降速率才开始降低这个问题的答

案。当水驱前缘经过Ekofisk油田专用的压实监测井时，观察到了快速沉降（左

图）。实验室测试显示，白垩岩在饱和水

时比饱和油时更容易受到压实[25]。当一

个应力作用下没有原始水饱和度存在的

白垩岩样品被海水冲刷时会出现更加强

烈的反应。样品一接触到水驱前缘就发

生压实作用，压实前缘沿着岩心的水驱

前缘前进[26]。

水会改变白垩岩的结构性质，削弱

它的力学特性。白垩岩与水的反应被模

拟成端帽的移动，它将非压实的弹性特

性与压实的塑特性区分开来。增加水饱

和度的结果是将端帽移向更低的应力状

态，在对应力条件做最小改变的情况下

减小了弹性区的范围。这是一种不稳定

的状况，当端帽移动来顺应当前的应力

条件时，白垩岩被压实。当应力条件沿

着端帽时，达到平衡条件（下一页，上

图）。虽然这一特性的物理机制还没有

被完全搞清楚，但它似乎与颗粒间接触

的离子交换有关，导致白垩岩内聚力的

降低[27]。

该解释适用于 Ekofisk 油田水驱注采平衡阶段，因水导致的压实作用和压

力缓慢增加之间的平衡对压实作用有

利，因此沉降速率仍保持很高。在 1998年安装Ekofisk II平台配套设施期间，没有流体产出但注水还在进行，从而使压

力有足够的恢复－有效应力降低－将地

层条件移进端帽区内，平衡发生变化，

沉降速率降低。压力增加几千 psi 后储层的连续压实归因于因接触海水而变弱

的白垩岩和油藏压力恢复导致的有效应

力的降低之间正在进行的平衡（左图）。

康菲石油公司将压实和沉降作用的

现场测量结果与根据松散耦合地质力学

和流动模型得出的结果进行了比较。当

前较低的沉降速率意味着对空隙消失和

平台安全的担心有所缓解。另外，模拟

的重点转向优化油田管理，例如，用模

型帮助确定新井位，其中一些新井位是

通过追踪水驱前缘的延时地震研究来确

定的。

25. Sylte JE,Thomas LK,Rhett DW,Bruning DD 和 NagelNB:“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field”,SPE 56426,发表在 SPE 技术年会暨展览会上,休斯敦,1999 年 10 月 3-6 日。

关于水引起的压实作用早期研究更详细的讨

论,请参见:Andersen MA:Petroleum Research in NorthSea Chalk, Joint Chalk Research Monograph,RF-Rogaland 研究院,斯塔万格,1995 年。

> 因水导致的白垩岩压实作用。从白垩岩中产油使有效应力增加（从起始红圆点处），将弹性包络线

往外移。注水改变了物质状态，如果允许应力条件改变，端帽将会缩小（灰色阴影）。但是外加的应力条件（蓝圆点）没变，物质因压实作用而迅速变形，基本上使端帽保持在原来位置上。在孔隙度 -应力曲线关系（插图）上，这种由于水驱作用造成的动态表现为定应力下的体积损失，与没有水驱的情况（虚线）发生偏差。尤其是在低渗透白垩岩中，这种体积变化可能会延续很长一段时间。

412006 年秋季刊

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> Ekofisk油田的概率模型。沉降结果取决于油田的管理计划，因此运行了多个沉降模型。图中显示了10%、50%和90%可能性概率模型（分别命名为P10、P50和P90）的运行结果，阴影部分代表其它概率模型的结果。造成这些模型差异的主要参数是第二次衰竭开采或降压开采开始的时间（图中菱形符号）。

油田管理的动态性质意味着应该

谨慎使用确定性的沉降模型。例如，在

Ekofisk II 平台上增加一口新井槽会使油田的泄油面积增加，导致假设有少量

井的旧沉降模型无效。在小范围内，井

故障会导致产量减少，备用井可能位

于油田的另一个部位，这两种情况都

会影响到沉降预测。

康菲石油公司在不同方案的基础

上运行了一系列模型，来获得油藏动

态概率预测，重点对 10%、50% 和 90%可能性（分别命名为 P10、P50 和 P90）进行了预测（右下图）。其中一个主要

模拟参数是油藏管理模式，如第二次

衰竭开采或降压开采的时机，即停止

水驱，压力再次下降。除了以上提到的

井故障和生产井数变化带来的影响，

CO2和空气驱的可能应用也会影响沉降预测。考虑到以上这些情况，沉降模型

必须经常更新以便反映当前油藏管理

的变化。

压实作用延时监测

Valhall油田位于北海挪威海域，在Ekofisk油田以南大约21公里（13英里），是一个大型白垩岩油田。该油田也经

历了显著的油藏压实和海底沉降。上

面的生产层（Tor 层）的原始孔隙度超过50%，比它稍致密的Hod层的孔隙度高达 40%。作业公司是阿莫科公司（即现在的BP公司），1982年开始生产，目前油田中部平台处的海底沉降已经超

过 5.6米（18.4英尺）。当前的沉降速率大概是 20 厘米 / 年（7.8 英寸 / 年）。到目前为止，已累计产油超过 5.5 亿桶

（8700 万米 3），与剩余可采储量大致相等[28]。

26. Andersen MA:“Enhanced Compation of StressedNorth Sea Chalk During Waterflooding”,发表在第三届欧洲岩心分析研讨会上,巴黎,1992 年 9月 14-16 日。

27. Korsnes RI,Strand S,Hoff ø,Pedersen T,Madland MV和Austad T:“Does the Chemical Interaction BetweenSeawater and Chalk Affect the Mechanical Propertiesof Chalk?”,发表在Erock 2006上,比利时Liége,2006年 5 月 9-12 日。

28. Barkved OI 和 Kristiansen T:“Seismic Time-LapseEffects and Stress Changes:Examples from aCompacting Reservoir”,The Leading Edge,24 卷,第 12 期（2005 年 12 月）:1244-1248。

有关Valhall 油田的资料,请参见:Barkved O,HeaveyP,Kjelstadli R,Kleppan T 和 Kristiansen TG:“ValhallField－Still on Plateau After 20 Years of Production”,SPE 83957,发表在 2003 年 SPE 欧洲近海油气会议上,阿伯丁,2003年 9月 2-5日。 　　

2/8–A1

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> Valhall 油田上覆岩层拉伸。1982 年获得 2/8-A1 井垂直地震剖面（VSP）的单程传播时间，1993 年获得距离该井 60 米的 2/8-A1A 井的VSP单程传播时间（右），用后者减去前者。传播时间的增加被认为是因上覆地层的拉伸引起的。2/8-A1A 井的放射性标志显示，这种拉伸从 1993年一直延续到最近于 2002年进行的一次CMI测试（右侧插图）。含盖 1993年到2002年的松散耦合地质力学模型证实了这一特性（左）。在该模型中，红色阴影代表压缩，蓝色阴影代表拉伸。中始新世与油藏顶部之间的区域可能存在一个局部的应力拱，该区传播时间变化停止然后朝反方向变化，地质力学模型显示压实作用。

42 油田新技术

井故障是一个严重问题，在20世纪80年代尤其如此。它们与上覆地层的压实和沉降作用有关，作业者使用了几种

延时评价方法来研究油田的动态。

1982年，第一口开发井2/8-A1井直接钻在平台下面。1993年，该井出现故障，被另一口与此相距约 60米（200英尺）处的直井 2/8-A1A 替代。在钻这两口井的过程中，作业者都获得了垂直地

震剖面（VSP）。60米的间距对于比较两

者测量结果来说是足够的（上图）[29]。

1982 年和 1993 年测量的传播时间的差别表明，速度一直随着深度的增加而减

小。这种传播时间的变化与页岩地层的

拉伸一致。

A1 井与 A1A 井都安装了放射性标志来监测地层应变，A1A井在上覆页岩地层的几个层段都设置了标志。从压实

监测仪（CMI）中测得的上覆地层的结果与拉伸应变一致。拉伸应变在白垩岩

产层上方比较大，向上逐渐变小。

油田构造顶部区域产能高，地质力

学模型和 VSP 结果都表明这个区域存在异常。在储层正上方A1A井附近的区域，本来预计延伸和传播时间减缓的地

层存在上覆岩层压实和传播时间加速现

象。这可能是由于上覆地层排液或岩性

较硬造成其不容易拉伸，但最可能是因

局部应力拱造成的。

29. Kristiansen TG,Barkved OI,Buer K 和 Bakke R:“Production Induced Deformations Outside the

Reservoir and Their Impact on 4D Seismic”,IPTC 10818,发表国际石油技术会议上,卡塔尔多哈,2005年11 月 21-23 日。

30. 地堑是指相对于周围地层来说塌陷的断块，地垒指的是与其相邻的隆起的断块。地垒地堑构造通常是在断陷谷或扩张区域由正断层作用形成。

31. Kristiansen TG,Barkved O 和 Pattillo PD:“Use of

Passive Seismic Monitoring in Well and Casing Designin the Compacting and Subsiding Valhall Field,NorthSea”,SPE 65134，发表在2000年SPE欧洲石油会议上,巴黎,2000 年 10 月 24-25 日。

32. Kristiansen TG:“Drilling Wellbore Stability in theCompacting and Subsiding Valhall Field”,IADC/SPE87221,发表在2004年IADC/SPE 钻井会议上,达拉斯,2004 年 3 月 2-4 日。

33. Sayers CM:“Sensitivity of time-Lapse Seismic to

Reservoir Stress Path”,Geophysical Prospecting,56卷,第 3 期（2006 年 5 月）:369-380。

Sayers CM:“Stress-Dependent Seismic Anisotropy ofShales”,Geophysics,64 卷,第 1 期（1999 年 1-2月）: 93-98。

Holt RM,Bakk A,Fjær E 和 Stenebråten JF:“StressSensitivity of Wave Velocities in Shale”,详细摘要，勘探地球物理家协会国际展览会暨75届年会，休斯敦，2005 年 11 月 6-11 日:1593-1596。

> 地垒和地堑。Valhall油田存在着地垒和地堑构造，它能影响地质力学模型的结果。这张合成图的红线以上部分是一个垂直剖面，红线以下是一个白垩岩顶部构造的近似水平的剖视图。模型以速度变化形式输出，红色和黄色表示速度

增加，蓝色表示速度减小。这些颜色也与压实作用（黄色和红色）和拉张作用（蓝色）相对应。油田的地垒地堑构造导致因上覆岩层储层压实作用差异和拱起构造的形成使得在垂直剖面上交替出现压实作用和拉张作用。

432006 年秋季刊

2/8–A–8_A_T2

2/8–A–30_B

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PLT PLT

LoFS

延时地震测量与生产测井结果比较。18个月的延时地震测量（下）利用声阻抗差指示的衰竭在油田的这

个区域确定出几口水平井的位置，该声阻抗差与压实作用相关（从橙色到黄色到绿色依次增强）。这张图

片顶部附近的水平井有几个射孔段（实心圆）。产量大部分来自井底，正如生产测井仪器（PLT）测得的结果所示，柱状图上蓝色代表低产量，红色代表高产量。依据声阻抗变化所估算的产量也对产量分布做了合理

的预测（绿色）。

>

Valhall 油田是多个地垒和地堑组合而成，地垒上方的白垩岩薄，而地堑

上方的白垩岩厚[30]。任何区域的压实

程度都与白垩岩的厚度紧密相关，因

此油田范围内的压实程度分布也不均

匀。上覆岩层模型结果具有类似复杂

的响应，包括局部应力拱（右图）。

上覆岩层的差异运动会重新激活

现有断层，可能会造成井故障。测得的

微地震活动与这些断层的位置有对应

关系[31]。对上覆岩层井故障的深入研

究使作业者BP公司放弃了一个以位于油田中部的平台为基础的大位移钻井

方案，而是利用了油田北翼和南翼无

人看守的卫星平台 [32]。从这些平台上

钻井就能避开油田中部高度压实部位

的主要断层。

BP公司为Valhall油田的白垩岩及上覆岩层开发出了复杂岩石物理模型。

上覆岩层的地质力学模型包括针对页

岩和参数值的破坏准则，它取决于离

压实地层的距离大小。各向异性参数

（随应力迹线变化）会因为应力拱形成

时的局部卸载而发生变化[33]。

Valhall 油田的生产动态特征和大量剩余油的存在使得BP公司在2003年时在油田上方的海底安装了一套永久

性地震接收器。这种即时的油田地震

（LoFS）方案使BP公司可以在一年内进行几次地震测量。这样，该公司就可以

每隔几个月在油藏及其周围跟踪压实

变化情况。

LoFS 响应还可以用来监测某些水平井附近的生产情况。例如，在一个有

几口生产井和废弃井存在的区块就增

加了一口水平井。12个月后，延时地震测量结果显示该井周围存在一个压实

作用扩张区域，从该井生产层位预测

的产量与生产测井响应符合得很好

（右图）。

> Valhall油田应力成拱作用和压力效应。油藏工程师在利用传统方法拟合压力下降的过程中遇到了困难。利用ECLIPSE流动模型和VISAGE力学模型的未耦合模型预测的压力下降速度比油田实际压降速度快得多（左上）。这些模型的松散耦合计算出的压力递减速度较慢。分别运行了每个地质力学模型步长计算 5 个和 25个流动模型叠代的两种版本，应用 VISAGE VIRAGE 全耦合模型，利用弹性（E）和塑性（P）地质力学方程，得到的压力下降速度更慢，与油田的实际数据更接近。BP 公司通过这个全耦合模型理解了压实作用的过程（下）。生产压力下降压实了近井的白垩岩（A），拉伸了其上覆岩层（B）。一个应力拱随之形成，将较浅层的上覆岩层的重量负荷向横向上转移（C），这样就造成远离井点处的上覆地层和岩层的压实（D）。耦合模型显示被压实的白垩岩（E）因其渗透率低不能快速地向井筒泄流（F）。结果孔隙流体的剩余压力承载了部分应力拱的载荷。未耦合模型没有将这些过程同时处理，因此没有考虑应力拱和孔隙压力转换的相互作用。已经在油田上发现了这种应力拱。在油田生产前和产层（以深色的反射层为界）中的一口水平井（白色圆圈）生产 4 个月（上中）及 6 个月（右上）后都进行了油田地震测量，从地震成像图的变化可以看出其变化。井轨迹进入这些图像的平面。与传播时间增加相关的拉张作用（橙色）看起来只在井筒上方某些层内发育。在井的两边，上方和下方地层的传播时间减小（蓝色和深绿色），表明可能存在一个应力拱两边承载的压实作用。地层内的特性在延时地震成像上看不出来。

34. Kristiansen TG 和 Pattillo PD:“Examples From 20Years of Coupled Geomechanics and Fluid FlowSimulation at Valhall”,论文P06,发表在第12届SPE卑尔根单日研讨会上,挪威卑尔根,2005 年 4 月20 日。

35. Barkved OI,Kommedal JH,Kristiansen TG,Buer K,Kjelstadli RM,Haller N,Ackers M,Sund G 和 Bakke R:“Integrating Continuous 4D Seismic Data into

Subsurface Workflows”,论文C001,发表在第67届EAGE 会议暨展览会上,西班牙马德里,2005 年 6月 13-16 日。

44 油田新技术

A

C

D

EF

B

2,300

2,200

2,400

2,500

2,600

2,700

2,800

–3 ms

0 ms

3 ms

(P) (E)

, psi

00

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

4 8 12

这些延时地震研究结果还指示出

水平井附近可能存在一个应力拱，从

这些剖面上看到的压实和拉张作用分

布与BP公司从Valhall油田的一个流动和地质力学全耦合模型得出的结果相

似（上图）[34]。

Valhall 油田模型预测的压力下降速度比该油田常见的压力下降速度要

快。但是全耦合模型预测的地层压力

与油田监测的缓慢的压力下降较吻合。

BP 公司发现全耦合模型具有更多的局部拱起，这有助于解释耦合模型与未

耦合模型之间的不同。

压力下降速度较慢的原因是白垩

岩地层基质渗透率低，泄油速度慢。在

生产井附近被压实的白垩岩上方，上覆

岩层伸张，形成一个应力拱，在横向上

从离井点某一距离处应力重新分布。这

种附加载荷使得远处的白垩岩变形，使

其孔隙压力增加，但是致密白垩岩的作

用如同只部分开启的油嘴，阻止液流快

速流到井筒。这种压力、体积变化和渗

透率的同步确定要求全耦合模拟。BP公司的工程师发现这一机理在小至几组

孔隙，大至地垒地堑构造范围内都会发

生。该公司正在寻求建立一些能体现这

一特性的更简单模型的方法。

这些实例表明BP公司对LoFS测试

结果的重视，作业者相信地震结果与其

它地下数据的多学科综合对于充分挖掘

这些频繁的延时地震结果的价值是必要

的[35]。

> 压实和沉降作用测量与Groningen气田的监测站网络。地面大范围监测站网络（上）覆盖了几个气田（绿色阴影部分），其中包括位于这一区域东北部的 Groningen 大气田。气田中心附近的一个基准点（红点）位于一口用于监测压实作用的井附近。测得的总沉降（左下，蓝色）包含了天然气生产在内的所有因素，必须利用各站点的数据对大地测量进行变形分析来确定仅因天然气生产而造成的沉降（红色）。在附近监测井点处测得的压实作用（黑色）也具有相同的变化趋势（注意其单位不同）。从 Groningen 气田数据重新绘制的图上可以看出压实作用随压力降低呈线性增加（右下）。

452006 年秋季刊

ZUIDWENDIG OOST

USQUERT

WARFFUM

LAUWERSOOG-OOST

LAUWERSOOG-WESTLAUWERSOOG-C

MODDERGAT

NES

AMELAND-WESTGAT

AMELAND-OOST

OUDEPEKELA

KIELWINDEWEER

GRONINGEN

RODEWOLT

BEDUMFEERWERD

LEENS

SAAKSUM WEST

MUNNEKEZIJL

KOLLUMERLAND

EZUMAZIJL

KOLLUMKOLLUM NOORD

ENGWIERUM

ANJUM

OOSTRUM

BLIJA-ZUID OOSTBLIJAFERWERDERADEEL

RODEN

NORG

PASOP

EEN

ZEVENHUIZEN

BOERAKKER

MOLENPOLDER

SEBALDEBUREN

GRIJPSKERK

MARUMERLAGE

DONKERBROEK

GROOTEGAST

SURHUISTERVEEN

MARUM

URETERP

TIETJERKSTERADEELSUAWOUDE

BLIJHAMANNERVEEN

ASSEN

ELEVELDAPPELSCHA

VIERHUIZEN-OOST

VIERHUIZEN-WEST

KOMMERZIJL

VRIES ZUID

VRIES CENTRAAL

VRIES NOORD

NORG ZUID

OPENDEOOST

SAAKSUM OOST

Winschoten

ASSEN

VEENDAM

HEERENVEEN

DRACHTEN

Leek

GRONINGEN

Sappemeer

Delfzijl

LEEUWARDEN

Dokkum

251960 1970 1980 1990 2000

20

15

10

5

0

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

1984

1986

1993

1997

20052000

1.0250 100150200

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0 6

10

地平面监测

Groningen 气田位于荷兰沿岸平原之下。自从 1959年该气田被发现以来，该气田的作业公司一直是壳牌和埃克森

美孚合资的 Neder landse Aardo l ieMaatschappij B.V.（NAM）公司。砂岩比较致密，孔隙度在 10%到20%之间，这就意味着它不会经历像 E k o f i s k 和Valhall油田那样的孔隙坍塌。然而该储层厚约 100－ 200米（328－ 656英尺），因此即使它的弹性应变很小，储层边界

总的位移并不小。储层深度大约为 3千米（9840 英尺），这一深度加上气藏的平面展布－大约直径 30 千米（18.6 英里），意味着气田中心上方的沉降大约

与储层厚度的减少相同。

在荷兰的低洼地区，水的管理是首

要关注的问题。预防水侵需要修筑和加

固防水堤坝，修建治水建筑或安装泵

站。NAM 为应付因天然气生产引起的沉降而采取的额外措施提供资金。了解

沉降的幅度和其可能的延伸范围对于所

要采取的措施来说很关键。

NAM 在这一地区有几个油气田，所有这些气田都应用了沉降监测程序。

除了这些气田的沉降以外，其相邻的水

层也衰竭和压实。1963年开始的一系列海拔高度测量监测到这个地区的沉降

（上图）。一家承包商在荷兰政府的指导

下开展测量工作。水准测量测试的是总

的沉降，还必须利用各站点的数据对大

地测量进行变形分析来确定因天然气生

产而造成的沉降。

> Groningen气田的PS-InSAR测量结果。Groningen气田范围（图中右上方的黄色和红色部分）从卫星InSAR（下降）的永久散射体（PS）的测量上很明显。从 1993 到 2003 年，Groningen 气田中心处的最大沉降速率平均约为 8 毫米 / 年（0.3 英寸 / 年）。

46 油田新技术

50

85

–8

–8 –7

–7 –6

–6 –5

–5 –4

–4 –3

–3 –2

–2 –1

–1 0

0 1

1 to 2

2

10

6

在气田的井中还进行了其它监测。

放射性子弹表明几口井中有地层压实现

象，也有几个点监测地面沉积物的压实

作用。利用地层沉降监测仪（FSMT）每五年对放射性子弹的位置进行一次监

测。从1983年开始进行监测以来，地层的压实随压力递减呈线性增加。

通过精确测量约400米（1312英尺）深的一些井的地面到井底距离的变化来

监测浅层压实作用。Groningen 气田自1970 年到 2003 年对 14 口浅井进行了测量，从测量结果可以得出可靠的变化趋

势，但因这些趋势只针对局部地区，所

以不能够整体外推。Groningen 气田的浅层压实监测项目已经停止，但在一些

外围油气田中目前还在继续，这些外围

油气田的监测从 1992 年才开始。地表沉降和地层压实的测量结果合

并在一个地质力学模型中，该模型与一

个储层流体流动模型松散耦合。结果表

明，Groningen 气田 2003 年最大的沉降约为 24.5 厘米（9.65 英寸）。

NAM 也对 2050 年前的沉降进行了预测，在95%的可靠性范围条件下，预测出沉降盆的最大深度在 38 － 48 厘米（15－ 19英寸）之间，可能性最大的值是 42厘米（16.5英寸）。2005年 12月完

成的预测结果与 2000 年的预测差别不大，差别主要在没有井控的含水层区

域。

在这些油气田开始生产前，荷兰的

这一地区没有地震活动的记录。自从

1986 年以来，发生了几次轻度地震，其中一些造成轻微的财产损失。NAM公司开始监测地震活动，并且处理了财产损

失赔偿。荷兰政府 2004年制定了新的采矿法，该法确立了一个正式的理赔程序。

展望未来，NAM 公司研究了具有永久性散射体（PS）的 InSAR 项目在Groningen 气田的应用情况。通过与Delft 技术学院的密切合作，NAM 公司调查了 1993 年到 2003 年期间从卫星ERS1和ERS2获得的关于Groningen气田共计104张干涉图的PS-InSAR技术。大约三分之二的测量是在卫星朝地平线下

降时获得的，气田范围内的 PS 密度比城镇地区的小，但是对沉降盆的空间展

布来说散射体数量已经足够（上图）[36]。

虽然 PS-InSAR 测试结果大致反映出水准测量确定的沉降形状和幅度，但

上升测量和下降测量结果之间还是存在

差别。NAM 公司还在继续评估这一技术 ， 但 是 在 将 这 一 技 术 应 用 于

Groningen 气田前还需进行更多分析。其它公司也正对该技术在其它油田的应

用进行分析，如加利福尼亚的硅藻岩油

田。

一些位于 Groningen 延伸区域的油气田还没有投产，等待生产计划的批

准，这些生产计划也包括了沉降监测和

控制。作为这些计划含盖范围的一个例

子，一些小油田位于对环境敏感的潮坪

之下。建议的生产计划要求对产量进行

调整，使其与潮坪区域的自然沉积速率

相匹配。这样，尽管生产层位会被压实，

但潮坪的鸟栖息地还会保持相同的水

平。很明显，这是一个油公司努力减少

压实和沉降对环境的影响的范例。

36. Ketelaar G,van Leijen F,Marinkovic P 和 Hanssen R:“On the Use of Point Target Characteristics in the

Estimation of Low Subsidence Rates Due to GasExtraction in Groningen,The Netherlands”,发表在FRINGE05，第 4 届 ERS/Envisat SAR 干扰测量国际研讨会上，意大利 Frascati，2005 年 11 月 28日 -12 月 2 日。

37. Li X,Mitchum FL,Bruno M,Pattillo PD和Willson SM：“Compaction,Subsidence,and Associated Casing

Damage and Well Failure Assessment for the Gulf ofMexico Shelf Matagorda Island 623 Field”,SPE 84553,发表在SPE技术年会暨展览会上，丹佛，2003年 10 月 5-8 日。

38．有关套管憋压更多的信息，请参见：Abbas R，Cunningham E，Munk T，Bjelland B，ChukwuekeV,Ferri A,Garrison G,Hollies D,Labat C 和 Moussa O:“长期层间封隔解决方案”，《油田新技术》，

14 卷，第 3 期（2002 年秋季刊）:16-19。

Brufatto C,Cochran J,Conn L,Power D,El-Zeghaty SZAA,Fraboulet B,Griffin T,James S,Munk T,Justus F,LevineJR,Montgomery C,Murphy D,Pfeiffer J,Pornpoch T 和Rishmani L:“天然气井建井技术－从泥浆选择到固井作业”，《油田新技术》，15 卷，第 3 期（2003 年秋季刊）：62-76。

> Matagorda Island 623区块气田的压实和沉降。Siph（D）120/122气藏最大的地层压实约为5.32英尺（1.62米）（左上），并伴随着向气田中心方向的横向位移（左下和右）。气田上方的海底沉降最大值为 1 英尺（0.3 米）（右上）。

472006 年秋季刊

5.32

3.43

1.72

0

–1.88

2.25

0

–2.22

–4.01

2.52

0

–1.22

Y

X

10,000 ft

10,0

00 ft

Y

X

10,000 ft

10,0

00 ft

Y

X

10,000 ft

10,0

00 ft

Y

X

10,000 ft

10,0

00 ft

0.59

1.02

0.71

0.40

0.16

0.16 1.02

3.5 ft

2.25

ft4.

0 ft

1.9 ft

墨西哥湾减轻压实作用引起的

损害实例

墨西哥湾也出现了因压实作用引

起的问题。位于大陆架上的MatagordaIsland 623区块主力气藏的所有 17 口开发井在其过去 16 年的生产过程中都发生过井故障或套管损坏[37]。井故障包括

出砂和套管憋压，在储层段和上覆岩

层段的套管损坏包括套管偏移、缩径

和套管断裂或被挤扁等[38]。作业者 BP公司（以前的Amoco公司）对此进行了

综合分析，以便确定造成这些现象的根

本原因，为备用井提供切实可行的建

议。

这个具有 3 万亿英尺 3（850 亿米 3）储量的气田位于海底以下 9000和 13500英尺之间（2743和 4115米）的深度，由一套超压砂岩叠置而成。一直到海底以

下约 8500英尺（2590米）的深度上覆岩层还是超高压地层。主力气藏Siph（D）120/122总厚度为 500英尺（152米），在海底以下 13100 英尺（3993米）处的原

始地层压力为 12000 psi（82.7 MPa）。地层岩石是疏松胶结到致密胶结的

细砂岩，孔隙度为 20%－ 32%，渗透率10－2843毫达西。孔隙体积压缩系数与岩石类型、衰竭开采的阶段有关，变化

范围从 4× 10-6 到 17× 10-6/psi（6× 10-4

到 25 × 10-4/kPa）。到 2006 年 4 月为止，储层压力衰竭到 1417 psi（9.77 MPa）。1986年到2000年期间，储层最大压实幅度为 5.32英尺（1.62米），沉降盆 1英尺

（0.3 米）深（上图）。

> Siph（D）120/122地层井报废史。第一阶段的井钻于 1982年到 1989年间，第二阶段钻井从 1995年持续到 2001年（轴线上的红色三角，上）。第一阶段第一口报废井发生在 1994年，最后一口报废井发生在 2001 年。第二阶段井报废得更快。压力下降（点）大约与时间成线性关系。在气田开发的早期和晚期，地层的压实速率高（紫色），中期速率减缓。分析（下）显示第一阶段井在套管憋压（绿色）前出砂（浅蓝色）。条柱高度是指出现问题前井的寿命。第二阶段井寿命比第一阶段井短，没有出砂，第二阶段井的高峰产量（红色）和稳定产量明显要高些。

48 油田新技术

, psi

12,000

11,000

10,000

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

01982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

, %

6

5

4

3

2

1

0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

C-6E-1 C-4 635-1C-2 C-1 E-2C-3 D-1 C-2stC-5 D-2 C-8 D-3C-7

80

0

10

20

30

40

50

60

70

CHGP CHGP CP CP FPCP

CHGP: CP: FP:

气田开发分三个阶段。第一阶段的

井钻于1982年到1989年间；第二阶段的井钻于 1995年到 2001年间（左图）。这两个阶段的井事故大约发生在压实应变

为2－3%的时刻。第三阶段的井是在研究早期井事故的根本原因后才钻的。

在出砂量明显增加约半年后第一

阶段井出现套管憋压现象。大多数第

一阶段井的事故发生在气藏顶部构造

附近的上覆岩层段。没有一口井的事

故与已知的断层有关联。在生产10－13年后第一阶段井开始报废。

第二阶段井的套管损坏发生的时

间要比第一阶段井早得多，在生产一

到五年后就开始发生，而且与主断层

的位置高度相关。在2001年评价的时候还没有观察到出砂现象，但是所有井

都出现套管憋压现象。除了第二阶段

井的产量比第一阶段井要高得多外，

还有第二阶段井都是压裂充填完井，

而第一阶段井完井方式多种多样，但

没有一口是压裂充填完井[39]。

作业者 B P 公司通过储层和井模型、储层和上覆岩层的地质力学性质

对报废井的模式进行了评价。在气田

中部，储层的压实作用导致套管变形

而引起井报废（下一页，左图）。另一

个地质力学模型对断层和层理面的移

动进行了分析。模型分析结果表明，在

气藏衰竭到压力大约为 9000 psi（62MPa）之前，断层不会重新活动，大概在第二阶段钻完井一年以后才会衰竭

到这个水平。这一结论可以解释为何

第一阶段井报废与断层活动无关[40]。 　研究人员还对这个气田中使用的两

种完井方法进行了模拟。所研究井的方

位从直井到水平井。对第二阶段井模拟

了上覆岩层使用典型的套管和衬管完井

方式，模拟表明直井在达到套管设计的

10%的塑性应变极限前只能承受周围地层大约 2% 的压实。相比之下，模拟显示一口水平井在达到它的设计极限前能

承受几乎 8% 的地层压实[41]。第二种完井模型对第二阶段井中

也很普遍的压裂充填装置进行了分析。

得出的结论还是水平井筒能承受更大

应变，在达到10%的设计极限前能承受12%的地层压实，而直井则只能承受3%（下一页，右图）。

A

A

>一口直井中的套管位移和应变。Siph（D）层内地层压实造成较大的套管位移（上）。压缩应变（ε）伴随着横向上的拉伸应变，达到 1.8% 左右（下）。

>压实作用下压裂充填套管井的有限元网格。地

层压实导致筛管（黄色）和接箍（红色）间套管（蓝色）的局部弯曲。

492006 年秋季刊

–500

–2,500

–4,500

–6,500

–8,500

–10,500

–12,500

–14,500

– 16,500

–10,000

–10,500

–11,000

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–15,000

–15,500

–16,000

–14,000

–14,500

–13,500

–13,000

–12,500

–11,500

–9,500

Z Y

Z

Z

, %

X

εzzεxx

εyy

–6.0 –4.0 –2.0 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0

–2.0 –1.5 –1.0 –0.5 0.0 0.5 1.0 1.5

评价结果表明，第二阶段的五口

关键井中，有三口在气田废弃前将经

历 2 － 3% 的压实应变，因此需要钻备用井。第三阶段钻井已经开始，但是在

废弃前只剩下 1800 psi（12.4 MPa）的衰竭开采压力，导致额外1.5%左右的压实应变。这一压实应变数值不会造成

完井故障，然而，上覆岩层重新活动的

断层会继续移动，可能会造成套管剪

切破坏。

第三阶段井设计克服了断层滑动

影响，加强了井的压力封闭能力。目前

采用改进的设计已经钻了三口井。在

超压上覆地层中，环空被扩大到15英寸（38厘米），并且为了避免断层活动而可

能造成的剪切破坏未进行固井。75/8 英寸衬管被回接到117/8英寸套管鞋上，并在 97/8 英寸套管内部固井，加强了井的结构和耐压性能。

第三阶段井的产量高而且稳定，

每口井的产量大约为 1500 万英尺 3/ 田（42.5万米 3/ 日）。 对 Matagorda Island气藏的研究为BP公司在墨西哥湾的其它油气田提供了一套方法。 例如，

K i n g W e s t 油气田的压缩系数要比Matagorda Island 气藏大得多，评价判断其风险为低到中等，因为预计压力

衰竭比较小[42]。

在墨西哥湾的另一个油气田中，开

发了一个 3D 地质力学模型来协助钻井

和评估压实对井的稳定性及沉降的影

响。这是一个深水浊积岩储层，由砂泥

岩互层组成，作业者是 Murphy 石油公司[43]。模型显示在油田的高孔区域垂直

应变可以达到 8% 左右。

39. 关于压裂充填完井更多的信息,请参见:GadiyarB,Meese C,Stimatz G,Morales H,Piedras J,Profinet J和Watson G:“优化压裂充填”，《油田新技术》，16卷，第 3 期（2004 年秋季刊）： 18-29。

40. Li 等人，参考文献 37。

41. Li 等人，参考文献 37。

42. Li X,Tinker SJ,Bruno M 和 Willson SM:“CompactionConsiderations for the Gulf of Mexico Deepwater KingWest Field Completion Design”,SPE/IADC 92652,发表在 SPE/IADC钻井会议上,阿姆斯特丹,2005年2 月 23-25 日。

43. Sayers C,den Boer L,Lee D,Hooyman P和Lawrence R:“Predicting Reservoir Compaction and Casing

Deformation in Deepwater Turbidites Using a 3DMechanical Earth Model”,SPE 103926,发表在第一届墨西哥国际石油会议暨展览会上,墨西哥Cancun, 2006 年 8 月 31 日 -9 月 2 日。

>墨西哥湾浊积岩油田地层和套管应变。地质力学模型显示在油田的高孔区域垂直应变可以达到 8%左右（黄色和橙色部分）（左上）。高孔区域附近一口设计井轨迹上，在砂岩地层段套管的压缩应变超过 4%，在互层页岩段拉伸应变达到 1%（曲线图）。因为这是口斜井，这些值比垂直地层应力低，但是这种井斜也给套管带来了剪切应力。表中列出了四种情况，分析了两种类型的套管，每种套管有两个地层杨氏模量值。对于这四种情况，没有支撑的套管在套管应变小于 1%的时候就会弯曲（曲线图右侧）。但是，如果有水泥或地层支撑，套管就能在弯曲前承受 6%或者更大的压缩应变（曲线图左侧），说明如果套管有支撑，预计的套管应变就处于可以接受的范围之内。

–10 –8

1 1,2 3,43 2 4

–6 –4, %

–2 0 2

, psi1

2

3

4

9 7⁄8-in. 62.8

9 7⁄8-in. 62.8

7 3⁄4-in. 46.1

7 3⁄4-in. 46.1

147,000

88,300

147,000

88,300

-0.1

Vertical strain

9% 6% 3% 0%

-0.075 -0.05 -0.025

即使在油田应变较小的区域，如果

没有水泥和地层支撑，井内套管也可能

发生弯曲（上图）。这说明钻出规则井

眼并使套管居中、进行高质量固井作业

并以防止出砂的生产方式进行开采是非

常重要的。

控制沉降

控制沉降的工作还将会继续。正如

我们介绍的研究实例那样，工程师和地

学家将继续开发和应用新工具来了解和

缓解沉降带来的不利影响。

流动和地质力学的耦合模拟器可能

会成为该领域强有力的武器，但是目前

对于油藏的日常管理来说，它们的运行

速度还是太慢了。最近几年应用延时地

震研究在油田大范围内监测压实作用已

经取得了很大的进步，卫星也具有测量

大规模沉降的潜力。利用注水来对付沉

降这一方法已经被使用了多年，但是将

它与新的模拟和监测方法结合会使油藏

管理更加准确有效。

缓解井眼损害至少要部分涉及到经

济问题。如果井筒使用了足够多的钢

材，更多的井就不会受压实、拉张或断

层活动的影响。但这要付出很高的经济

代价。模型的改进有助于我们对完井方

案做出明智的选择。

新问题将促使新工具的研发。

Sonic Scanner声波扫描平台可以提供井眼周围状况的信息[44]。它能测量低至

2% 的剪切波非均质性。它所探测的多个探测深度可以提供地层内几英尺的纵

横波动态径向剖面。在动态、压实的环

境中使用这一仪器可能会带来新发现及

产生确定地下地质力学参数的新方法。

　　尽管威尼斯城现在还在继续沉降，

但是通过了解水气开采以及关闭这些井

带来的影响，设计者控制住了人为造成

的沉降，明显降低了城市下降速率。模

拟、监测和测井减少了与油藏压实有关

的不确定性，使油公司能够缓解其对油

气田的影响。不过，正如在威尼斯发生

的情况一样，大自然与科技之间的斗争

仍在继续。 — MAA

44. Arroyo Franco JL，Mercado Ortiz MA，De GS，RenlieL和Williams S:“声波测井新技术”，《油田新技术》，18 卷，第 1 期（2006 年春季刊）: 14-33。

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