录井工程 2019 , 30 (4): 141-144 https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9803.2019.04.025

地质研究

薄互层油藏注水井提压增注研究与应用

何芬

中海石油(中国)有限公司天津分公司

中图分类号: TE132.1

文献标识码: A

收稿日期: 2019-07-12

网络出版日期: 2019-12-25

基金资助: “十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”(编号:2016ZX05058001)

作者简介:

作者简介：何芬高级工程师,1980年生,2002年本科毕业于长江大学石油工程专业,2005年毕业于长江大学油气田开发专业,获硕士学位,现从事油气田开发方面的研究与管理工作。通信地址:300452 天津市滨海新区海川路2121号B座渤海石油研究院。电话:(022)66500951。E-mail:hefen@cnooc.com.cn

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摘要

渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1~2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m³/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。

关键词： 薄互层 ; 注水压力 ; 提压增注 ; 数值模拟 ; 复合油藏模型

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何芬. 薄互层油藏注水井提压增注研究与应用[J]. 录井工程, 2019, 30(4): 141-144 https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9803.2019.04.025

0 引言

K油田位于渤海湾南部海域,主要含油层段为沙河街组沙三段,以辫状河三角洲沉积为主。油层平均厚度1.5~2.7 m。沙河街组平均孔隙度21.3%,平均渗透率181.8 mD,是典型的中孔、中渗油田。沙河街组地层原油为中-轻质常规原油,具有饱和压力低、溶解气油比中等、原油粘度低等特点。油田以定向井大段合采+定向井分注的开发方式注水开发,油井与注水井钻遇储集层以薄互层居多,受储集层非均质性影响,在开发初期就表现出层间、层内干扰较大,注水井已达到设计的最大注入压力,注水井下物性相对较差的储集层基本不吸水等多个问题,这部分已经射孔但未得到有效动用的储量占40%。因此,需要对K油田注水井最大注入压力开展优化研究,以期在安全允许范围内提高注水井注水量^[1,2],满足当前注水开发需求。国内外目前对注水井的提压增注研究相对较少,该研究对薄互层油藏的注水开发具有重要的研究价值,也给同类型油藏提供较好的借鉴经验。

1 注水井井底压降漏斗数模研究

K油田注水井设计最大井口注入压力为15 MPa,本文首先采用油藏数值模拟法,分析提高注水井井口注入压力时,注水井井底附近地层压力的变化,优选注水井最大注入压力。

1.1 机理模型

根据K油田实际储集层特征和注采井网、井距,建立油藏数值模拟机理模型(图1),确保数模计算结果更具有实际代表性。模型中地层深度2 500.0 m,平均孔隙度21.5%,平均渗透率150.0 mD, 设计1注1采开发井网,井距300.0 m。图1中X、Y、Z分别是模型的三个方向轴。

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图1 提压注水机理模型示意图

1.2 敏感性研究

注水井最大井口注入压力的优选关键在于,当注水井以一定注入压力注水时,压力从井口压力传递到井底附近,然后传递到对应采油井井底地层,在传递过程中任何一个点对应的地层压力均要低于该储集层的破裂压力^[3,4]。本文结合有关文献岩石物理实验确定K油田沙河街组地层破裂压力^[5,6]为49.9 MPa。显然,在压力传递中,注水井井底附近的地层压力为相对高压区域,不同井口注入压力下该高压区域的地层压力变化是敏感性分析的重点。

鉴于注水井目前最大注入压力是15 MPa,设计三个方案(表1),即注水井井口注入压力分别为15、20、25 MPa时,对应的注水井井底压力的压降漏斗情况^[7,8],进而给定一个最大井口注入压力。考虑静水柱压力、管柱内摩阻压力损失,分别计算出三个方案对应注水井井底压力。

p_井底=p_井口+ρgh-p_摩阻

表1 注水井提压注水机理模型方案设计

方案	井口压力/ MPa	井底压力/ MPa	渗透率/ mD	井距/ m
方案1	15	39.6	100~200	300
方案2	20	44.6	100~200	300
方案3	25	49.7	100~200	300

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式中:p_井底为注水井井底压力,MPa;p_井口为注水井井口压力,MPa;ρ为水的密度,kg/m³;g为重力加速度,9.8 N/kg;h为井口与井底垂直距离,m;p_摩阻为注入水从井口到井底沿程摩擦阻力,MPa。

上述机理模型中分别给定设计方案中注水井最大井底压力,始终保持注采平衡,数模计算出注水井井底附近地层压力变化,得到与注水井不同距离处地层压力分布。结果显示,当注水井的井口注入压力为方案3(25 MPa)时,注水井的注入压力在近井地带损失较大,距离注水井井底50.0 m范围内压力损失为53.1%,随后压降变缓,距离注水井井底50.0~110.0 m范围内,地层压力均低于原始地层压力25 MPa(图2)。方案1和方案2中地层压力变化规律与方案3一致,即注水井的注入压力在近井地带损失较大,距离注水井井底50.0~110.0 m范围内,地层压力均远低于原始地层压力25 MPa。通过数模研究优选注水井最大井口注入压力为25 MPa。

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图2 注水井井点附近压降漏斗图

2 复合油藏模型计算注水井井底压降漏斗

采用油藏工程复合油藏模型原理,计算油水井之间,当给定注水井井底压力与油井井底压力时,距离注水井不同位置地层压力变化,通过该方法优选注水井最大注入压力。复合油藏模型原理若考虑注采平衡^[9],从注水井到生产井之间,任何一个位置的瞬时流量均相等(图3),即可视为在不同的供液范围r_e,r_e1,r_e2…下,油井均具有相同的产液量。由此建立方程求取油水井间任何位置处的地层压力。

q= $\frac{2 π KH (p_{i} - p_{wf})}{μ B_{o} \ln (\frac{r_{e}}{r_{w} e^{- s}})}$

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图3 复合油藏模型图

式中:q为产液量,m³/d;K为油层渗透率,mD;H为油层厚度,m;p_i为供给边界地层压力,MPa;p_wf为油井井底压力,MPa;μ为地下原油粘度,mPa·s;B_o为原油体积系数,m³/m³;r_e为供给边界(泄油)半径,m;r_w为油井实际半径,m;S为机械表皮因子,m³/m³。

基于上式以油井为原点,设距离油井x位置处为A点,A点地层压力为p_x,该点处油井的供液范围为r_x,油井的产量为q₁(图4),则:

q₁= $\frac{2 π KH (p_{x} - p_{wf})}{μ B_{o} \ln (\frac{r_{x}}{r_{w} e^{- s}})}$

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图4 计算示意图

取注水井处为B点,B点地层压力为p_e,该点处油井的供液范围为r_e=300 m,油井的产量为q₂。

q₂= $\frac{2 π KH (p_{e} - p_{wf})}{μ B_{o} \ln (\frac{r_{e}}{r_{w} e^{- s}})}$

由q₁=q₂,得到:

$\frac{p_{e} - p_{wf}}{\ln (\frac{r_{e}}{r_{w} e^{- s}})}$ = $\frac{p_{x} - p_{wf}}{\ln (\frac{r_{x}}{r_{w} e^{- s}})}$

由此计算A点处地层压力为:

p_x=p_wf+(p_e-p_wf) $\frac{\ln (\frac{r_{x}}{r_{w} e^{- s}})}{\ln (\frac{r_{e}}{r_{w} e^{- s}})}$

据上文第1.2节计算,当注水井井口压力为25 MPa时,考虑静水柱压力、管柱内摩阻压力损失,折算到注水井井底压力p_e=49.7 MPa(表1)。考虑实际生产中注采井距是300 m,油井井底压力p_wf为15 MPa,将r_e=300 m,p_wf=15 MPa代入上式,计算表皮因子S分别为0、3、4、5时,不同距离r_x处对应的地层压力p_x。根据计算结果作出距离注水井不同位置的地层压力变化,如图5所示。

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图5 注水井井底压降漏斗分布图

从图5可以看到,当注水井井口压力为25 MPa时,表皮因子S≥3,从注水井到油井之间,地层压力均小于地层破裂压力49.9 MPa,油井与注水井距离大于150 m时,地层压力均小于25 MPa。K油田油井、注水井采用砾石优质筛管、砾石充填防砂,采用这两种方式防砂的井表皮因子一般为3~5,由图5可知,当注水井井口压力提升为25 MPa时,不会出现地层破裂。

本文通过两种方法结合优选确定注水井最大井口压力:基于数模法得到注水井最大井口压力为25 MPa,同时采用油藏工程复合油藏模型原理计算注水井最大井口压力为25 MPa时,注水井井底附近的地层压力分布。

3 实例应用

K油田2018年在油田内部选取5口注水井进行提压增注矿场试验,均取得较好效果。以A 5井为例,该井为2016年投产的一口注水井,注水层位为沙河街组沙三上亚段Ⅱ油层组,射孔厚度为27.4 m,平均单层厚度为2.3 m,分4段防砂,设注水层段4个。2016-2017年受最大注水压力15 MPa限制,最大日注水量仅354 m³,日欠注150 m³。2018年8月对井进行提压增注实验,分别测试注水井在注水压力为10、15、20、25 MPa时,对应注水井各层吸水状况变化(图6)。测试结果显示,提压增注后A 5井视吸水指数(注水井日注水量与对应井口压力的比值)发生明显变化,提压后注水井注水能力显著提升,视吸水指数提高0.51倍(图7)。而且当注水井井口压力达到25 MPa时,实测注水井井底压力为49 MPa,施工曲线显示井下周围地层无明显压开迹象^[10]。同时测试A 5井最大注水量可达885 m³/d,根据油藏注水需求,A 5井通过提压增注实际注水量为504 m³/d。

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图6 不同注入压力A 5井全井吸水量分布图

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图7 A 5井提压增注前后效果对比图

井场应用表明,23口注水井提压增注后,有效提高了K油田单井注水量、注水效率,平均单井日增注水量2 580 m³/d,从而确保油井稳产,有效控制油田产能自然递减上升。

4 结论

(1)通过机理模型数模研究结合油藏工程计算确定K油田注水井最大注水压力为25 MPa。

(2)矿场试验测试表明,5口井提压增注明显提高了视吸水指数,注水井井口压力为25 MPa时,注水井周围地层无明显压开迹象,能确保安全生产。

(3)注水井提压增注研究对油田注水井安全生产管理有效发挥了指导作用。整体来说,K油田注水井提压增注方案制定科学、合理,油田开发效果显著,已经得到实践的检验。

(编辑陈娟)

参考文献

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文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

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薄互层油藏注水井提压增注研究与应用

0 引 言

1 注水井井底压降漏斗数模研究

1.1 机理模型

1.2 敏感性研究

2 复合油藏模型计算注水井井底压降漏斗

3 实例应用

4 结 论

参考文献 文献选项 原文顺序 文献年度倒序 文中引用次数倒序 被引期刊影响因子

0 引言

4 结论

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