華北油田油井開采對鄰近京雄城際鐵路的影響

李 鵬

(中國鐵路設計集團有限公司,天津 300142)

目前,每年都有大量城際鐵路工程建設,這些工程部分位于油田開采區[1-2],由于一般石油開采較深,僅靠理論分析并不能準確反映實際的油井開采是否會引起地表地面沉降[3-5]。 國內眾多學者對石油開采誘發地面沉降開展相關研究,甄慶廷等以大慶地區地面變形對哈齊高鐵的影響為例,在動態監測的基礎上,建立地下水開采、采油注水、地面變形的耦合模型,預測地面變形發生、發展趨勢[6];馬傳廣等以盤營高鐵為例,通過分析地下油氣的開采誘發地面變形的原因,結合遼河油田地質條件、開采方式,推測遼河油田目前的開采方式不利于地面穩定[7];劉建軍等根據油田的注采特點,分析地表變形的規律,同時也提出了相應的控制方法措施[8];石永高等對大慶油田地面形變進行了監測,明確了沉降區域范圍[9];田紅等對石油開采引起的油藏壓實與地面沉陷預測進行了相關研究[10];李國和等根據地面沉降對高速鐵路橋梁工程的影響進行了研究,并給出了相應的對策[11]。

以下通過理論分析、現場調查、InSAR 地面沉降監測等綜合勘察技術手段,綜合分析華北油田石油開采對北京至雄安城際鐵路的影響,以期為實現國家資源有效利用和城際鐵路工程建設安全提供部分經驗。

1 城際鐵路概況

北京至雄安城際鐵路途經北京市大興區,河北省廊坊市廣陽區、固安縣、永清縣和霸州市,雄安新區雄縣,線路全長91 km。 全線共設置黃村、新機場、固安東、霸州北、雄安5 座車站。 線路位于華北沖積平原,地形平坦,地勢開闊。 植被主要為耕地,局部林地、苗圃地,村莊分布密集,沿線耕地主要種植小麥、玉米、紅薯。 本段跨越多條等級道路及鐵路、河流及灌溉溝渠、輸水及輸油管道。 沿線經過的地層主要有第四系全新統人工堆積層填土、粉質黏土、粉土、粉砂、細砂,第四系厚度大于300 m。 沿線經過地區屬于暖溫帶亞濕潤大陸性季風氣候,四季變化明顯,春季干旱多風,冷暖多變;夏季氣溫高、濕度大、雨水集中;秋季天高氣爽、冬季寒冷干燥、少雨雪。 降雨量多集中在6 ～8 月,約占全年的70%,大風多集中在3、4 月。 按照對鐵路工程影響氣候分區為溫暖氣候區。 本段經過的河流主要為牤牛河、虹江河和雄固霸新河。

本區含油層主要位于寒武系下統饅頭組、君山組、毛莊組、奧陶系等,為一層狀油藏。 該區儲層主要有第三系碎屑巖和潛山碳酸鹽巖兩種類型。 其中潛山儲層以海相白云巖和灰巖為主,儲集空間有縫、洞、孔,為高孔中滲透儲層。 第三系碎屑巖儲層巖性以長石砂巖、粉砂巖為主,為中孔中滲透儲層。

本線李營至黃村段利用既有京九線地段維持既有線標準,設計速度不低于120 km/h;黃村至雄安段鐵路等級為雙線高速鐵路,黃村至大興機場段設計速度為250 km/h,大興機場至雄安段為350 km/h。 黃村至新機場段正線線間距為4.6 m,新機場至雄安段為5.0 m。 黃村至新機場段最小曲線半徑一般3 200 m,困難2 800 m;新機場至雄安段最小曲線半徑一般7 000 m,困難5 500 m。 最大坡度為一般20‰,困難30‰。

2 油田開采情況

2.1 油田現狀

京雄城際鐵路貫通方案經過華北油田的3 個采區,分別為岔河集油田、南孟油田及龍虎莊油田,見圖1。

圖1 京雄城際鐵路沿線油氣勘探分布

岔河集油田位于冀中坳陷霸縣凹陷西部,牛東大斷裂下降盤的寬緩斷面上,為大型凹中隆的背斜構造。縱向上發育7 套含油層系,主要開采層位為東營組和沙河街組。 探明面積58 km2,儲量7 833×104t,是一個受構造和巖性雙重控制的中滲透復雜斷塊油田。 根據勘探資料,第四系覆蓋層厚約340 m,下部基巖以泥巖、砂巖為主,鉆至3 495 m 未見底。 含油層位于東營組和沙河街組砂巖層中,深度大于1 800 m。 根據開發調整方式及產量變化特點,劃分為4 個開發階段,即全面投產注水開發階段、加密井網開發調整階段、以注采結構調整為中心的調水增油階段、綜合治理穩產階段。岔河集油田為華北最大的復雜斷塊砂巖油田,已開發15 個斷塊。 油田經歷40 年的開發歷程,目前已進入中高含水、低效開發階段。 累計產油1 663 萬t,累計產氣184 902 萬m3, 綜合含水89.58%, 采出程度21.2%。

南孟油田位于霸縣凹陷的北部,共有南孟府君山組、奧陶系饅頭組、龍山組、沙四段4 套層系,為一層狀油藏。 該區儲層主要有第三系碎屑巖和潛山碳酸鹽巖兩種類型。 潛山寒武、奧陶儲層則以海相白云巖和灰巖為主,儲集空間有縫、洞、孔,為高孔中滲透儲層。 沙四段碎屑巖儲層儲層巖性以長石砂巖、粉砂巖為主,為中孔中滲透儲層。 油田含油面積3.4 km2,上報地質儲量415.93×104t,可采儲量98.44×104t。 根據勘探資料顯示,第四系覆蓋層厚約300 m,下部基巖以泥巖、砂巖、灰巖和白云巖為主,鉆至3 495 m 未見底。 含油層位于寒武系饅頭組和府君山組中,油藏深度大于1 780 m。 南孟油田于1976 年10 月投入開發,現有油井19 口,開井16 口,日產液218 m3,日產油34t,綜合含水84%。 累積產油99.67 萬t。 累產水190.94萬m3。 采出程度 23.96%, 可采儲量采出程度83.33%。 府君山、饅頭組采出程度均較高,儲量動用程度較低的層系是南孟奧陶系。 已進入開發后期,處于高采出程度、高含水開發階段。

龍虎莊油田位于霸縣凹陷的北部,儲層有奧陶系、府君山組, 含油面積3.85 km2, 上報地質儲量1150.66 萬t,可采儲量337.7 萬t。 主要為儲層巖性為一套厚層塊狀灰巖及白云巖,由于長期風化及溶蝕作用,縫洞發育,裂縫縱橫交錯,油層連通好,滲透性好。 根據勘探資料顯示,第四系覆蓋層厚約300 m,最厚可達600 m,下部基巖以泥巖、砂巖、灰巖和白云巖為主。 主力開采層為奧陶系,油藏深度大于2 000 m。龍莊油田現有油井18 口,開井15 口,日產液98 m3,日產油26 t,綜合含水73%。 累積產油253 萬t。 累產水111.6 萬m3。 采出程度22.02%,可采儲量采出程度75.02%。 油井主要采用間開壓錐的生產方式生產。處于高采出程度、高含水開發階段。

2.2 油井開采方式

油田投入開發以后,隨著開采時間的增長,會不斷地消耗油層本身能量,油層壓力就會不斷下降,使地下原油大量脫氣,黏度增加,油井產量大大減少,甚至會停噴停產,造成地下殘留大量死油無法采出。 為了彌補原油采出后所造成的地下虧空,保持或提高油層壓力,實現油田高產穩產,并獲得較高的采收率,必須對油田進行注水。

注水采油是利用注水設備把質量合乎要求的水從注水井注入油層,保持油層壓力,驅替地下原油至油井,是一種人為地將水注人儲油層孔隙中,以水作為驅替劑將更多的原油從油層中驅替出來的一種采油技術,注水可以提高油田開發速度和采收率,而且經濟效益好,因此注水開采已成為眾多油田開發的主要方式。

一般在油田天然水體不發育的情況下,為維持油藏總體壓力,達到注入量與采出量的平衡(注采平衡),累積注入水量與累計產出液體量接近。 在正常油藏的注水開發過程中,當累計注入水量與累計產出量近似相等的情況下,油藏地層壓力應保持在原始地層壓力附近。

2.3 現場油井調查

華北油田集中開采區距離線位較近,一般350 ～1 500 m,最近為霸107 號井距離線位DK83+505.7 左線中心僅10.3 m,其次為霸105 號井距離線位DK83+764.6 左線中心僅70.4 m,霸100 號井距離線位DK86+316.5 左線中心僅161.7 m;其余油井均在300 m 以外。 據現場調查,霸107 號井仍在正常采油。采油二廠南孟鎮、岔河集鎮等區塊油井分布與線位的關系見圖2、圖3。

圖2 南孟鎮油井與鐵路線路平面位置關系

開采油井距離線位最近約10 m,井深約3 000 m,開采深度2 700～3 000 m;該區日開采量400 ～650 m3,鐵路附近采油井共63 口,注水井共4 口,目前均正常開采;油井采用注水開采的方式,對開采出的水油進行分離后,將水通過注水井注入地下。

3 變形分析

3.1 油井開采導致地表變形機理分析

(1)油藏壓實是巖石所受壓應力超過了巖石的抗壓強度并發生塑性變形的過程,它會導致儲層的孔隙度和滲透率發生不可逆轉的變化。 隨著石油的不斷開采,必然造成儲層孔隙壓力的降低,使得巖石骨架的有效應力增大。 同時,上部巖層的荷重大部分轉移到巖石骨架上,這樣將導致儲層的壓實和表面的沉降, 并在垂直和水平方向上產生位移。 當油層壓實產生變形較大時,會導致地面沉降。

(2)注水開采主要有以下幾方面的影響。 ①在油田開采過程中,高壓注水提高了地層壓力,使得有足夠的能量將原油驅動出來,但當地層壓力高于原始壓力或較大時,可能導致油層次生裂縫,引起油層破裂。 當壓力超過一定界限后,巖石將產生裂縫,上覆巖層將被“舉起”,造成地面上升。 ②油層富集區多構造發育,由于構造部位透水性強,穩定性差,高壓注水將改變原始地應力,引起地應力不平衡,同時使裂縫擴張,注水沿裂縫進入構造接觸面,加劇構造復活。

(3)油田注水需要大量的水,而其中一部分來自油田邊緣的水源井,由于地下水被集中開采,導致地下水位急劇下降,土體重度增大,土顆粒間有效應力增大,最終引起地面沉降。 另外,由于注水井附近的地層應力一般總高于采油井附近的地層應力,引起地面形變的潛在因素仍存在。

3.2 地面變形理論分析

人為注采壓力與地面變形有著密切聯系,地層壓力的變化量與地面垂向變形的回歸方程為

式中,ΔH為地面垂向變形量;Δp為地層壓力增量,掌握地層壓力就可以預測地面變形量。 同時,地表變形會使油、水井套管承受拉伸應力作用,造成套管被拉斷或變形。 根據相關統計,注入壓力宜控制在原始地層壓力以下0.5 ～0.8 MPa,壓力變化范圍控制在±0.19 MPa 之內。 對于明顯的高壓注水區,設法分步驟、分井網以合適的壓力遞減率(絕對值一般不高于0.3 MPa)降低注入壓力,達到穩定的壓力范圍,同時重視注采平衡,達到采油控水目的。

3.3 油田開采與地面沉降分析

(1)鐵路建設區地表地裂縫調查分析

擬建京雄城際鐵路沿線穿越各地市現有地裂縫共2 條,距離評估區分別為2.9 km 和6.6 km。

①西坨村地裂縫

位于霸州南孟鎮西坨村東永金渠渠底,距離京雄城際鐵路正線DK77+500 樁號東南3.9 km。 該處地裂縫始發于2006 年,走向20°,傾向108°,傾角75°,長90 m,寬1.2 m,深0.3 m,耕植土和樹葉部分填充。 該處地裂縫主要破壞林地,未造成明顯人員財產損失。

②曹莊地裂縫

位于霸州岔河集鄉曹莊村北1 000 m 路西的林地內,距離京雄城際鐵路正線DK87+000 樁號東南7.1 km。 該處地裂縫始發于2005 年,共有兩條地裂縫組成,呈“人”字形分布,其中1 號地裂縫于2005 年6 月16 日出現,走向5°,傾向90°,傾角80°,長16 m,寬0.9 m,深0.5 m,耕植土和樹葉部分填充;2 號地裂縫于2005 年7 月23 日出現,走向75°,傾向335°,傾角79°,長9.8 m,寬1 m,深0.4 m,耕植土和樹葉部分填充。 該處地裂縫主要破壞林地,未造成其他財產損失。

(2)鐵路建設區地面沉降現狀

沿線區域累計沉降量均在300 ～700 mm 內,總體呈現東北、西南大,中部較小的特征;沿線區域沉降速率變化較大,總體趨勢由東北向西南逐漸遞增,根據地面沉降發育程度分級,京雄城際鐵路沿線地面沉降發育程度均為中等,按照沉降速率,沉降發育程度多為中等、強發育。 沿線各段地面沉降發育程度見表1。

表1 京雄城際鐵路沿線各段沉降速率特征

(3)InSAR 地面沉降監測

對京雄城際鐵路沿線范圍歷史沉降情況及現狀進行監測,并采集歐空局Sentinel-1A/1B 數據作為緩慢地面沉降監測數據,基于外業實測數據,采用TSDI InSARpro 軟件,將相對沉降量結果校正為絕對沉降量,評價InSAR 結果的精度。 提取鐵路沿線特定緩沖區范圍內沉降監測結果、沿線位方向沉降縱斷面以及垂直線位方向沉降縱斷面。 本次監測范圍為北京至雄安城際鐵路DK48+000 ～DK113+400,監測數據共計47 景。 為了更完整地描述形變區域的范圍和形變中心,對PS 點采用克里金插值,然后生成等值線,等值線疊加顯示結果見圖4。

根據InSAR 監測結果,沉降區域位于雄縣北部和固安縣南部,沉降速率范圍為:30 ～119 mm/a,為大范圍區域沉降,存在幾處漏斗形沉降。 線位在DK86 ～DK113+400 段落穿過該沉降區,線位穿過處地面沉降速率范圍為30～83 mm/a。

(4)油田開采與地面沉降對比分析

經對比分析,沉降漏斗中心呈北東-南西向串珠狀分布于線位北西側,而大部分采油井分布于線位南東側,離沉降中心大于2 km,且采油井分布地點均為沉降緩慢區域,見圖5。

圖5 油田開采與地面沉降對比分析

由岔河集、南孟、龍虎莊油田地層綜合柱狀圖可知,第四系覆蓋層一般厚度300 ～400 m,最深可達600 m,松散堆積層以下為基巖層,主要巖性為泥巖、砂巖、白云巖和灰巖,采油層位于砂泥巖及灰巖中,深1 000 ～3 500 m,油藏以上基巖厚500 ～2 500 m 不等,采油注水壓力20～30 MPa,石油承壓小于注水壓力,表明基巖的骨架支撐好,且石油主要存在于基巖裂隙和細小孔洞中,不存在大面積承壓現象,不同于松散堆積物的固結沉降。 由于注水開采淺層地下水和深層地下水都不會補給基巖裂隙水,因此表層第四系松散堆積物也不會受采油影響產生固結沉降。 綜上所述,油田開采不會引起地面沉降地質災害。

4 結論

(1)本區含油層位于含油層主要位于寒武系下統府君山組、饅頭組、毛莊組、奧陶系和沙四段四套層系,為一層狀油藏,儲層主要有第三系碎屑巖和潛山碳酸鹽巖兩種類型,一般開采深度在2 700 ～3 000 m;開采方式為注水開采,不同于采煤等存在采空問題,采油是液體置換,不存在類似采空導致油藏地層失去支撐引起地層彎曲變形;且由于注采平衡,深部采油不會導致油藏層系間壓力變化,并沒有改變液體(油水)環境,故可以不考慮深部采油對地表的不利影響。

(2)華北油田采油對京雄城際鐵路基本無影響,但個別采油井距線路較近,須根據相關要求進行搬遷。同時密切關注和了解油田注水采油范圍、壓力及變化趨勢,研究注水壓力的變化對地面隆起程度、范圍的影響。