海上A气田生产水回注可行性方案研究

2016-08-24严申斌

石油地质与工程 2016年4期

关键词：玉泉浅层气田

严申斌，时　琼，马　恋

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200030)

海上A气田生产水回注可行性方案研究

严申斌，时琼，马恋

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200030)

为实现海上气田生产零污染的目标，在没有现成研究流程和模式的情况下，以浅层封存地质条件研究为基础、以回注层注入指数为桥梁、以地层破裂压力为约束，对A气田分别从浅层断裂系统、回注层位优选、回注层注入能力分析等方面开展生产水回注方案研究，结果表明，A气田浅层地层形态较为完整，断层发育较少，从三潭组至海底未见断层发育，气田生产水回注对断层影响较小，不存在断层溢流的风险。

海上气田；生产水回注；吸水指数

自2011年渤海蓬莱19-3油田发生漏油事故以来，国家加大对海洋环境的保护力度。2013年3月国家海洋局发文明确要求海洋工程建设单位应当采取有效措施实现建设项目零污染，在建设项目的环评报告中需明确零污染的有效措施。针对国家环保要求，油田开发一般采取污水回注，而中国近海关于气田生产污水回注没有先例。为满足零污染的要求，在气田地质油藏方案编制阶段，对海上A气田进行了生产水回注可行性方案研究。

1　气田地质及开发概况

A气田位于中国近海海域，圈闭类型主要为断块，其次为断鼻和断背斜。气田目前已钻探井7口，自上而下依次揭示的地层为：第四系东海群，新近系上新统三潭组，中新统柳浪组、玉泉组、龙井组，古近系渐新统花港组、始新统平湖组。A气田含油气层系主要分布在渐新统花港组和始新统平湖组。本次生产水回注方案研究的目的层为浅层新近系中新统柳浪组、玉泉组和龙井组。

A气田开发方案设计9口开发井，其中定向井4口，水平井5口；气田高峰日产气量126.5×104m3、日产油量174.08 m3，采气速度5.9%，生产年限19年；生产期末累计产气37.81×108m3、采出程度51.9%，累计产油44.08×104m3、采出程度26.6%。

9口开发井最大日产水量208.7 m3，由于在注水配套设备时需要考虑一定的余量，因此此次生产水回注量以250 m3/d为上限开展研究。

2　生产水回注可行性方案研究

本文以浅层封存地质条件研究为基础，以回注层注入指数为桥梁，以地层破裂压力为约束，对A气田分别从浅层断裂系统、回注层位优选、回注层注入能力分析及数值模拟等方面开展可行性方案研究。

2.1浅层断裂系统

随着注入时间、注入总量的增加，地层压力会发生变化，导致断层活化、注入水外溢发生[1]，因此需对气田浅层断裂系统进行分析。A气田浅层(龙井组、玉泉组、柳浪组)地层形态较为完整，其中龙井组和玉泉组表现为低幅度的单斜构造，地层倾角较小；而柳浪组表现为近水平地层。浅层断层发育较少，浅层断至三潭组底界附近，距海底800 m左右，深层断至古近系始新统平湖组下段，从三潭组至海底未见断层发育。因此A气田生产水回注受断层影响较小，不存在断层溢流的风险。

2.2回注层位优选

根据调研资料[2]和A气田的实际情况，在符合环保政策的前提下，注水层位的选取主要遵循以下原则：①储盖组合好，区域盖层发育；②储层物性好，分布广泛；③埋深相对浅，易于回注。

2.2.1 储盖关系分析

本次生产水回注主要考虑1 600～3 000 m的新近系中新统柳浪组、玉泉组、龙井组地层。而对于1 600 m以上的地层，由于资料不全，难以准确分析。结合已有的研究成果划分对比A气田浅层地层，参照相邻气田分层，采用“旋回对比，分级控制”的对比方法，从浅层柳浪组、玉泉组、龙井组初步筛选出9套储盖关系良好的砂泥岩组合，分布广泛的砂岩是潜在的回注层，其中柳浪组1套，玉泉组5套，龙井组3套(图1)。

图1　A气田浅层地层对比及储盖组合

2.2.2 回注层储层物性

根据测井资料处理解释结果，浅层柳浪组储层测井解释孔隙度30.3%，渗透率2 191.7×10-3μm2，属于特高孔特高渗储层；玉泉组储层测井解释孔隙度23.8%～28.5%，渗透率(185.9～957.1)×10-3μm2，属于中高孔特高渗储层；龙井组储层测井解释孔隙度20.1%～20.9%，渗透率(44.3～58.3)×10-3μm2，属于中孔中渗储层。随着埋深的增加，回注层储层物性有所变差，但总体物性较好(表1)。

2.2.3 回注层选择

表1　回注层储层物性统计

综合储层物性、厚度、储盖关系等因素，回注层位选择封存条件较好的玉泉组2号砂体，预计埋深2 376.9～2 417.7 m(测深)；备选层位为柳浪组底部砂岩，预计埋深2 032.2～2 066.1 m(测深)。

2.3回注层注入能力分析

A气田没有试注资料，回注层的注入能力主要通过吸水指数确定。由于注水井的流动类似于油井流动，遵循达西定律，因此注水井的吸水能力取决于回注层的有效渗透率和有效厚度、污水的黏度、井控半径以及注水井的完井效率等因素[3-6]。

2.3.1 吸水指数Jw

在单井径向稳定流条件下，吸水指数Jw可表示为：

Jw=0.543hKw/(Bwμw×

(LN(rc/rw)+S-0.75))

式中：Jw——注水井吸水能力，m3/(MPa·d)；Kw——水的有效渗透率，10-3μm2；h——回注层段有效厚度，m；Bw——水的体积系数；μw——水黏度，mPa·s；S——注水井综合表皮系数；rc——注水井控制半径，m；rw——井筒半径，m。

各回注层吸水指数计算结果见表2。本次选定的注水层玉泉组2号砂体和备选层柳浪组1号砂体具有较强的吸水能力。

2.3.2 最大注入压力和日注入量

表2　各回注层吸水指数计算结果

若回注水层因局部憋压而导致地层压力接近其破裂压力或井底注入压力接近地层破裂压力，则需停止注水，此时可分别计算出最大井底注入压力和最大日注水量，计算结果见表3。

表3　各回注层最大注入压力和最大日注水量计算结果

2.4回注方案数值模拟分析

最大井底注入压力和最大日注水量是判断生产水回注方案可行性的关键指标。根据气田整体开发方案研究结果，气田最大日产水量208.7 m3，远低于各回注层最大日注水量，因此只需对注水期的地层压力及井底流压变化进行预测。

2.4.1 敏感性分析

以玉泉组2号砂体作为回注数值模拟对象，并建立均质地质模型，砂体范围5 km×5 km，平面网格数为100×100=10 000，纵向上划分为40层，在模型中心模拟一口注水井。井筒表皮系数、地层有效渗透率以及日注水量直接影响地层压力及井底流压的变化，故对模型的这几项参数进行敏感性分析研究。

(1)表皮系数。分别以0，5，15，50，100作为井筒表皮系数对注水方案进行敏感性分析。从模拟预测结果来看(表4)，地层压力对表皮系数不敏感，即使表皮系数取100，注水期最后一年末的地层压力和井底流压也仅比原始地层压力增加不到3 MPa，远低于该层的地层破裂压力及最大井底注入压力，因此可认为井筒污染对于注水期地层压力的影响较小。

(2)有效渗透率。以测井解释渗透率的100%，80%，50%，30%，10%作为地层有效渗透率对注水方案进行敏感性分析。从模拟预测结果来看(表4)，有效渗透率越低，注水过程中地层压力以及井底流压上升越快，但即使有效渗透率取测井解释渗透率的10%，注水期最后一年末的地层压力和井底流压也仅比原始地层压力增加不到3 MPa，远低于该层的地层破裂压力及最大井底注入压力，因此可认为有效渗透率对于注水期地层压力的影响较小。

(3)日注水量。以300 m3/d，250 m3/d，210 m3/d，150 m3/d以及实际生产水日产量(Qdw)作为不同日注水量对注水方案进行敏感性分析。从模拟预测结果来看(表4)，日注水量越大，注水过程中地层压力以及井底流压上升越快，但即使日注水量达300 m3/d，注水期最后一年末的地层压力和井底流压也仅比原始地层压力增加不到3 MPa，远低于该层的地层破裂压力及最大井底注入压力，因此可认为实际生产水日产量对于注水期地层压力的影响较小。

2.4.2 推荐方案

在敏感性分析的基础上，对生产水回注方案的各项参数进行了优化对比，最终确定了推荐方案，方案中表皮系数参考以往测试解释结果取15，有效渗透率取测井解释渗透率的80%，日注水量取实际生产水日产量。预测指标表明，注水期最后一年末的地层压力和井底流压分别为25.77 MPa和25.85 MPa(表4)，较原始地层压力增加不到1 MPa，远低于该层的地层破裂压力及最大井底注入压力，因此该推荐方案可行。