M油田D区回注方案优化可行性研究

王彦青

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司,天津 塘沽 300459)

1 油田地质概况

M油田为一呈北东走向的断裂半背斜构造,西侧以辽西大断层为界与辽西凹陷相邻,东侧呈斜坡逐渐向辽中凹陷过渡。其构造顶部较缓,翼部较陡。内部发育与辽西大断层平行的系列次级断层,油田东南部次级断层较发育。D区位于油田的构造高部位,主要受边界大断层控制。

根据油田已钻开发井资料分析,东二下段发育油层。东二下段油层自上而下分为零油组、Ⅰ油组、Ⅱ油组和Ⅲ油组,其中Ⅰ、Ⅱ油组为主力油组。其中,Ⅰ油组又分为Ⅰ上油组和Ⅰ下油组。根据小层精细对比结果,Ⅰ上油组细分为3个小层(1～3小层),Ⅰ下油组细分为5个小层(4～8小层),Ⅱ油组细分为6个小层(9～14小层)。

Ⅰ油组局部发育气顶,同时该区域也发育Ⅲ油组油层。储层纵向上呈层状分布,储层厚度较大,构造高部位有效厚度为45～70 m,构造低部位有效厚度为25～45 m。

根据DST、RFT等测试资料分析,M油田地温梯度约为3.2 ℃/100 m,属于正常温度系统;原始地层压力系数接近1.0,属于正常压力系统,原始地层压力为14.3 MPa(对应海拔为-1 450 m),原始地层温度65.0 ℃。目前,D区地层压力为11.5～13.5 MPa(折算到海拔-1 450 m处),平均为12.5 MPa;油层温度为62.0～64.9 ℃(折算到海拔为-1 450 m处),平均温度为63.6 ℃。

2 回注方案优化提高油田采收率研究

数值模拟研究中,由于M油田利用Eclipse数值模拟软件进行模拟,而该软件对地层温度变化无法考虑,不能用于本次研究,因此考虑用CMG数值模拟软件进行研究[1-2]。

研究思路:首先在注入流体从井口经井筒至井底的过程中存在热损失,确定注入流体在地层处的温度是研究的前提;其次结合M油田静态资料和相关借鉴参数,利用CMG数值模拟进行研究,最后分析研究结果,得出相关规律及认识[3-5]。

2.1 注水井井底流体温度研究

根据地面工程计算结果,M油田D区注水井注水温度为55.0 ℃,热水回注项目水处理设备可将注水温度提高14.0 ℃,WHPD平台注水井注水温度为69.0 ℃。因此,以井口注入温度69.0 ℃为起始点,地层温度按照测试温度63.6 ℃设置。

2.2 计算方法

基于Ramey’s和Willhite’s热损失计算模型,建立了井筒温度计算方法,具体的计算公式为[6]:

(1)

其中,

Tei=Teibh-gTZ,

(2)

(3)

式中,A为松弛距离,cm;Cpm为井筒流体热容量,J/(kg·K);gc为换算因子,取32.2;gT为地温梯度,℃/100 m;Ke为地层传导率,W/(m·K);rlo为油管外半径,cm;Tei为任意深度原始地层温度,℃;Teibh为原始井底地层温度,℃;Tf为井筒温度,℃;Ulo为总传热系数,W/(m2·℃);W为总质量流量,kg/s;zbh为总井深,m;θ为管斜度,°;φ为结合焦耳-汤普森和动能效应的参数;Z为从地表计算的井深,m。

基于以上公式,在已知M油田D平台注水井井筒结构参数(井斜深、垂深、井斜角)、地层参数(地层温度、地层压力)、注入参数(注入量、注入温度)、环境参数(水温、环境温度)的条件下,运用Wellflo软件可计算出M油田D区注水井井底处注入流体的温度。

2.3 单井建模及计算结果

根据M油田D区注水井的基本信息,如注水量、井口注入温度、井深MD、井深TVD、注入通道等,运用Wellflo软件中的Injection模块进行计算。利用Wellflo软件,取地层温度为63.6 ℃、不同的井口注入温度(55.0 ℃、69.0 ℃)计算M油田D区注水井井底处注入流体的温度,结果显示提高井口注入温度,可提高井底流体温度。当井口注入温度为55 ℃时,M油田D区注水井井底处注入流体的平均温度为50.5 ℃;当井口注入温度为69 ℃时,M油田D区注水井井底处注入流体的平均温度为61.2 ℃。

3 CMG数值模拟机理研究

利用CMG数值模拟软件,结合M油田D区的有效厚度、渗透率、含油饱和度等相关静态资料,建立机理模型[7-9]。其中岩石热物性见表1,聚合物黏温曲线见图1。原油的黏温曲线是根据M油田其他区块数据类比得到，见图2。

表1 岩石热物性参数

图1 M油田聚合物黏温曲线

图2 M油田原油黏温曲线

网格数量为14×14×8,平面网格大小为50 m×50 m,纵向网格大小为1 m,平面非均质、纵向非均质,渗透率和孔隙度分别为550～3 500×10-3μm2和28%～33%,孔隙体积为394×104m3,储量为282×104m3,井网是反九点,一注八采。

4 方案设计及结果分析

设计方案分为两组,一组基础方案,两组组优化方案,见表2。

表2 方案描述

利用所建模型计算结果,绘制各方案累产油、含水率与时间的关系曲线(图3～5)。

图3 基础方案累产油及含水率曲线

图4 优化方案1累产油及含水率曲线

图5 优化方案2累产油及含水率曲线

通过驱油机理分析,从图6中优化方案与基础方案的最终采收率对比来看,其主要是降低水油流度比,当注入流体的温度增加时,地层处近井地带的原油温度升高,导致原油黏度降低。

优化方案1比基础方案采收率提高0.05%。聚合物溶液能够提高水相黏度,大大改善水油流度比,从而提高驱油效率;聚合物溶液能够调整吸水剖面,从而扩大波及体积,优化方案2较基础方案采收率提高7.6%。优化方案2对于采收率提高幅度较大(图6)。

图6 各方案采收率对比

5 结 论

(1)利用Wellflo软件,当地层温度为63.6 ℃,55 ℃和69 ℃不同的井口注入温度时,计算M油田D区注水井井底处注入流体的平均温度分别为50.5 ℃和61.2 ℃。

(2)利用CMG软件机理模型研究,热水回注对水驱可提高采收率0.05%。

(3)利用CMG软件机理模型研究,特定阶段水驱转聚合物驱油提高采收率大于7%。

(4)注水开发油田针对不同类型的生产水回注方案的比选研究是非常必要的,合理的回注方案能够切实提高油田采收率。