海上油田水驱开发注水压力优化

2021-01-29张利健田盼盼任宜伟尹彦君邢川衡路强

新疆石油地质 2021年1期

张利健，田盼盼，任宜伟，尹彦君，邢川衡，路强

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司秦皇岛32-6渤中作业公司，天津 300459）

渤海B 油田主力油层为明化镇组下段，属于典型的高孔高渗砂岩油藏，2004 年8 月投产，2005 年4 月开始注水，经过多年注水开发，目前处于高含水阶段，注水井面临着注水压力升高、注水量下降的问题。另外，酸化解堵效果逐渐变差，有效期不断变短，严重制约了油田注水开发效果。

由于受注水水质、储集层敏感性等因素影响，注水井近井地带会形成一定污染，导致注水压力逐渐升高。当注水压力达到压力界限时，注水井就需要实施解堵增注措施，渤海B 油田长期以酸化解堵为主，同时也实施了多井次的微压裂解堵。通过分析近几年的微压裂测试发现，注水井的实际破裂压力折算到井口，要普遍高于早期注水开发的设计值13.80 MPa，进一步证实附加压降造成了额外的压力损失，同时也说明渤海B 油田有进一步提压注水的空间，因此亟需开展附加压降研究，优化油田注水压力。

1 附加压降理论

在实际注水过程中，受注水水质、储集层敏感性、腐蚀结垢等因素影响，井筒及近井地带会形成一定程度的污染，造成的压降损失即为附加压降[1-3]。

附加压降定义为注水井实际注水压差与理论注水压差的差值：

1.1 实际注水压差求取

根据流体力学理论，注水井的实际注水压差为[4]

在计算过程中，p井口可通过井口压力表直接读取，p水柱可由净水柱高度折算求取，p地层可通过油藏静压测试获取，p沿程可借助沿程损失模型求取[5]，p水嘴和p炮眼属于节流阀造成的损失，一般取值0.50～1.00 MPa。

净水柱产生的压力为

由于流体具有黏滞性，注入流体在管内流动时会产生内摩擦进而造成能量损失，称为沿程压力损失。本文借助达西-魏斯巴公式计算沿程压力损失：

根据舍维列夫公式计算沿程阻力系数，当管内平均流速小于1.2 m/s时，

当管内平均流速大于1.2 m/s时，

1.2 理论注水压差求取

注水井的吸水能力随着注水不断发生变化，因为注入水进入地层后，原油不断被驱替，地层含油饱和度逐渐下降，含水饱和度不断上升，油水两相的相对渗透率不断变化[6-8]。在计算理论注水压差时，需要借助无因次吸水指数，其定义为某含水饱和度时的吸水指数与只有束缚水饱和度时的吸水指数之比，可以评价不同阶段的吸水能力。

注水初期，注入水并没有在地层中形成突破，在注水井到生产井的流动带上，依次为纯水流动区、油水过渡区和纯油流动区，因此，初始吸水指数可按只有油相为流动相来计算，即用束缚水饱和度下的油相流度比Ko/μo来计算，其计算公式为

当注水突破后，即油井见水后，地层中油和水均是可流动相，某含水饱和度下的水相流度比Kw/μw对应的吸水指数为

根据前文的定义，将Jsw和Jswc相除，即可求取不同含水饱和度下的无因次吸水指数：

将（9）式与油水相对渗透率曲线图版（图1）相结合，即可绘制出无因次吸水指数图版，该图版自变量是含水饱和度，但在油田开发过程中，地层的含水饱和度是无法实时掌握的。在实际应用中，无因次采液、采油指数关系图版的自变量一般为含水率，而非含水饱和度。类似地，为了方便应用，本文引入分流量方程，其表达式为

图1 渤海B油田油水相对渗透率曲线图版Fig.1.Oil and water relative permeability curves in Bohai B oilfield

利用（10）式将油水相对渗透率曲线图版进一步转换为分流量曲线图版（图2）。

结合油水相对渗透率曲线图版和分流量曲线图版，再借助（9）式，便可消除中间变量含水饱和度的影响，直接绘制出自变量为含水率的无因次吸水指数图版（图3）。

通过渤海B油田注水井大量生产资料计算得到实际无因次吸水指数，将其与本文计算的理论无因次吸水指数对比，两者吻合度较好，验证了该方法的准确性。

通过同井组各油井见水前的平均产油指数、平均生产厚度和平均含水率，以及目前注水井的注水量和吸水厚度，利用理论无因次吸水指数图版，计算出目前各注水井的理论注水压差：

图2 渤海B油田分流量曲线图版Fig.2.Chart of fractional flow in Bohai B oilfield

图3 渤海B油田无因次吸水指数与含水率关系曲线Fig.3.Curve of dimensionless water injectivity indexes vs.water cut in Bohai B oilfield

另外，如果注水井的注水层位本身就是水层，此时地层中只有水相单相渗流，而非油水两相渗流，其理论吸水指数为定值，计算公式为

将其与目前注水井的注水量相结合，即可求取注水井的理论注水压差：

1.3 注水压力优化

在充分考虑注水安全的前提下，同时引入附加压降，最大井口注水压力为[9-11]

注水井近井地带污染程度的变化造成附加压降也不断改变，因此，在实际提压注水过程中，按照“一井一策”原则优化注水压力，当注水井实施酸化解堵后，需立即重新计算其附加压降。并且，为了确保注水安全，需加强对注水井的动态监测。

2 附加压降准确性验证

根据本文实际注水压差与理论注水压差的计算方法，求取渤海B 油田各注水井的附加压降为5.99～13.18 MPa，平均为9.55 MPa。

2.1 压降试井结果对比

如果注水井进行过压降试井，可以直接通过试井解释成果获取该井的表皮系数S，再通过相关公式，即可求得附加压降[12-15]：

以A10井为例，该井日注水量为350 m3，注水压力为9.80 MPa，压降试井解释成果显示其表皮系数为21.3，对应附加压降为6.25 MPa，而本文方法计算A10井的附加压降为5.64 MPa，误差为9.76%，说明本文的方法可以准确表征注水井的附加压降。

2.2 酸化解堵结果对比

由于绝大多数注水井没有开展过压降试井，为了进一步验证附加压降计算值的准确性，本文统计分析了渤海B 油田近年注水井的酸化解堵措施效果。注水井历次酸化解堵实际压降为2.30～12.00 MPa，平均为8.50 MPa，而附加压降计算值为5.99～13.18 MPa，平均为9.55 MPa，二者一致性较好，误差在可控范围内，平均误差为13.97%。以该油田B 平台为例，两者误差为0.19%～28.27%，平均为11.29%（表1）。因此，本文计算的附加压降能够表征注水井的实际压降损失。

3 应用与实践

基于注水压力优化研究成果，结合现场设备条件，2018 年在渤海B 油田先后实施了23 井次提压注水，日增注水量为780 m3，累增注水量为15.25×104m3，受益油井日增油量为60 m3，累增油量为1.52×104m3。同时，受益于注水量的提高，减少了8井次的注水井酸化作业，节约作业费用450×104元。以A06H 井组为例，A06H井日注水量为300 m3，注水压力为13.50 MPa，接近压力界限13.80 MPa，而计算的附加压降为8.08 MPa，最大井口注水压力为17.38 MPa，有继续提压空间。2018 年6 月A06H 井实施提压注水，日注水量提至400 m3，注水压力逐步提至15.00 MPa，注水未见异常，对应2口受益油井A03H井和A08H井产液量逐步回升，井组日增油量为13 m3，效果较好（图4）。

提压注水实施后，渤海B 油田注水量有效提高，地层压力逐渐恢复，由13.20 MPa 上升至13.50 MPa，自然递减率下降1.4%，增注稳油效果显著，预计累增油量可达21.56×104m3，提高采收率0.23%。

表1 渤海B油田B平台注水井（层）酸化解堵实际压降与附加压降计算值对比Table 1.Comparison of measured post⁃acidizing pressure drop and calculated additional pressure drop in the water injection wells(layers)on Platform B of Bohai B oilfield