印尼M油田注水管柱及注水温度设计分析

张　倩

(大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆 163453)



开发应用

印尼M油田注水管柱及注水温度设计分析

张倩

(大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆 163453)

油气井分层注入管柱的优化设计对现代注水工艺的作用越来越重要。M油田具有油层温度高、油层埋藏深度浅等特点。在满足M油田注水压力条件和注水管柱强度要求基础上，通过对比分析注水压力、注水量、以及注水管柱管径3者之间的关系，优化M油田注水井注入管柱设计。同时对影响注水开发效果的注入水温度进行优化设计。通过分析注入水温度、注水量，以及注入时间来预测井底温度，综合分析之后给出最佳的注水温度，提高油层保护效果。

油田；注水；管柱；优化设计

印尼M油田的油层温度高，并且主要以注水开发方式为主。目前，M油田综合含水已达到98%以上，整体进入高含水期开发阶段，部分主力油区则进入了特高含水后期开发阶段，油田开发的难度越来越大。注水工艺是保证油田注水开发顺利进行的重要手段，而分层注水工艺技术可以有效解决纵向上存在的层间矛盾，是提高中低渗透层剩余油采收率的重要技术。本文就是根据M油田注水开发方案调整要求，有针对性地对分层注入管柱以及注入水温度进行优化设计，提出适合于M油田开发注水井注水管柱及注水温度设计方法。

1　常规注水管柱结构

油田常用的注水管柱结构如图1～2所示[1-2]。分层注水管柱适用于油层精细开发，对多个地层通过封隔器和配水器隔开，根据不同层位要求，注入相应的水量，笼统注水管柱适用于对多个层位笼统注水，整体开发模式。

图1　笼统注水管柱

图2　分层注水管柱

2　M油田注水管柱设计要求

M油田典型井选用的注水工艺如表1。

表1　M油田注水情况

1)M油田地面管线应满足单井注入量477 m3/d(3 000 bbl/d)的要求。

2)M油田的最高注水压力为5.4 MPa。

3　M油田注水管柱设计分析

3.1注水管柱敏感性分析

注入管柱内部注入水流速较高，通常处于紊流状态。首先应用工程流体力学计算方法，建立管内注入水紊流条件下油管内压耗计算模型，该模型中考虑了流体的密度、黏度、油管尺寸，以及注入量对油管内沿程压耗的影响[3-5]。

Δppi=kpi×Lp×Q1.8

(1)

(2)

式中：Δppi为油管内循环压力损耗，MPa；Lp为油管柱长度，m；Q为注入量，L/s；ρd为注入水密度，g/cm3；μpv为注入水黏度，mPa·s；dpi为油管内径，mm。

管柱压耗与管柱长度、注入量和管柱尺寸直接相关。本文分别以单因素分析方法进行分析，在油管长度一定条件下，计算不同管径、不同流量下管柱压耗损失，如图3～6。相同管柱长度条件下，随着管径减小，油管压耗成指数形式增加。通过合理考虑各个影响因素之间的关系，管柱优化设计理论可以为M油田今后不同注水开发条件提供理论支撑。

图3　注入量与油管压耗关系(油管400 m)

图4　注入量与油管压耗关系(油管600 m)

图5　注入量与油管压耗关系(油管800 m)

图6　注入量与油管压耗关系(油管1 000 m)

下面以管径为约束条件，对管柱注入量、管柱长度进优化设计分析，如图7～9所示。相同流量、相同管柱长度下，随着管径的增加，油管压耗逐渐降低，而且降低幅度逐渐增大。

图7　注入量与油管压耗关系(管径50.6 mm)

图8　注入量与油管压耗关系(管径62.0 mm)

图9　注入量与油管压耗关系(管径76.0 mm)

3.2注水管柱设计结果

根据M油田注水管柱具体要求，通过对注入管柱及注入参数进行分析，可以获得合理的注水管柱尺寸。

表2　M油田注水管柱设计结果

4　M油田注入水温度设计分析

注水温度是影响地下原油黏度的重要因素。温度降低，原油黏度增加，影响开发效果。温度降低时，还会引起原油中的石蜡析出而伤害地层。另外，温度的变化还会引起油藏岩心表面性质改变；近井地带温度的变化还会导致近井地带的应力场变化，并有可能诱发裂缝。因此，有必要确定合理的注水温度，防止温度降低对注水工作带来不利的影响。据江汉油田室内试验，油藏温度下降1 ℃，残余油饱和度降低0.51%。大庆油田室内试验表明：当温度低于析蜡温度时，平均温度每下降1 ℃驱油效率下降0.57%。M油田油层温度较高，平均油层温度可达80 ℃，因此有必要对注入水温度进行优化计算[6-7]。

注水井井底温度采用Ranmey热传导方程计算。

Twf=αH+Tgs-αA+(Twh+αA-Tgs)e-H/A

(3)

(4)

(5)

式中：Twf为注水井井底温度，℃；α为地温梯度，℃/m；H为油层中部温度，℃；Tgs为地表温度，℃；Twh为注入水井口温度，℃；Qiw为注入速度，cm3/s；ρw为注入水密度，cm3/s；Cf为注入水比热容，J/(g·℃)；Kh为岩石热传导率，W/(m·℃)；Dc为套管外径，m；K为地层热扩散率，m2/s；t为连续注入时间，s。

4.1注水温度敏感性分析

注水井井底温度应高于原油析蜡温度或凝固点温度。由井底温度计算公式可计算出在不同井口注入水温度、注入量和注入时间下的井底温度，然后综合分析确定最佳注水温度。模拟计算基本参数：M油田油层中部深度平均600 m，地表温度20 ℃，地温梯度0.133 ℃/m，油层中部深度600 m，油层套管外径139.7 mm，水的密度1 000 kg/m3，水比热容4.2 kJ/(kg·℃)，岩石热传导率3 W/(m·℃)。

由图10～13知，在注入水温度低于65 ℃时，用相同温度注入水注入地层，低注入量时井底温度高于高注入量时井底温度，这是因为在这个过程中，低注入量水与井筒周围围岩之间有充分时间进行热交换。当注入温度高于65 ℃时，高注入量注水时井底温度高于低注入量注水。井底温度不是始终与注入地层水温度保持一致。

图10　注入量与油管压耗关系(注水1 d)

图11　注入量与油管压耗关系(注水10 d)

图12　注入量与油管压耗关系(注水100 d)

图13　注入量与油管压耗关系(注水1 a)

4.2注水温度设计结果

通过对注水温度进行分析可知，该油田地层温度控制在70～80 ℃比较合适，若满足该要求，注水温度不可低于75 ℃，否则会改变地层原油物性，最终影响地层的水驱油效果。

5　结论

1)根据M油田注水管柱长度、注入流量、注水管压耗等参数要求，应用本文分析方法可以优选合理的油管尺寸。

2)注水井注水温度对油藏开发效果至关重要，应用本文分析方法可以确定合理的注水温度，为M油田提高原油采收率提供理论依据。

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Analysis of Water Injection String and Injected Water Temperature Design in M Oilfield of Indonesia

ZHANG Qian

(Production Engineering & Research Institute，PetroChina Daqing Oilfield，Daqing 163453，China)

Optimization of separated layer injection pipe string plays an increasingly important part in modern water injection technology.The M oilfield has the features of high reservoir temperature and shallow buried depth.On the basis of meeting requirements of injection pressure and string strength，the relationship among injection pressure，injection rate and diameter of string has been compared to optimize water injection string in M oilfield.The injected water temperature has also been optimized which affects the development result.The temperature of bottom hole can be predicted by analysis of injected water temperature，injection rate and injection time.The optimal result can be achieved after comprehensive research to improve reservoir protection effects.

Oilfield；water injection；pipe string；optimization design

1001-3482(2016)05-0043-05

2015-10-28

张倩(1986-)，女，陕西汉中人，2008年毕业于东北石油大学石油工程专业，2011年毕业于德国克劳斯塔尔工业大学油藏管理专业，目前从事采油工程技术研究，E-mail：zq_orange@hotmail.com。

TE934.107

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.05.009