海上油田注水压力设计标准化研究

2021-05-03杨阳于继飞管虹翔范白涛曹砚锋陈欢

石油工业技术监督 2021年4期

关键词：摩阻防砂油管

杨阳，于继飞，管虹翔，范白涛，曹砚锋，陈欢

1.中海油研究总院有限责任公司（北京 100028）

2.中国海洋石油集团有限公司开发生产部（北京 100010）

1 注水压力标准化的产生背景

1.1 注不够水的问题

注水开发是油田开发的重要手段，它可以有效地增加地层能量、维持地层压力，有力地提高采收率和采油速度，对于进入中高含水期的老油田更是如此，如何注入足够的水，如何安全注水是制约老油田稳定产量与增加产量的主要因素[1]。

对于海上油田注水井，注水压力并不是一个稳定的值，而是一个动态调整的值。在注水初期，注水井地层吸水能力较强，近井地带地层压力较低，注水井井口注水压力一般较低。但随着注水时间和注水量的增加，筛管逐渐堵塞，近井地带被污染导致地层渗透率降低，近井地带吸水能力下降，进而井口注水压力逐渐增高。注水压力的确定直接影响油藏地层能量，进而影响油田的开发效果和采收率。

在注水压力设计标准产生之前，业内通常采用油藏工程方法预测注水压力[2]，即根据注水压差预测注水压力：

式中：Pwh为井口注水压力，MPa；△P为注水压差，MPa；Pt为井口到注水层的油管摩阻，MPa；Ps为地层开始吸水时的井底压力（启动压力），MPa；Pc为注水时配水嘴所造成的压力损失，MPa；Pw为井口到注水层的静液柱压力，MPa。

但根据油藏工程方法确定的注水压力只适合油田初期，此时地层几乎没有污染，注水压差比较确定，但随着油田的开发，近井地带受注入水及微粒运移等影响，表皮系数带来的附加压力会越来越大，所需要注水压差也会随着变大。如果在开发中后期继续按照油藏工程方法预测的注水压力进行注水，就会带来注不够水的问题，严重影响油田的开发效果。

1.2 安全注水的问题

以往常规方法确定的注水压力一般是针对一个区块统一计算一个注水压力，并没有要求根据单井实际情况进行计算，但一个区块中不同层位的注水压力是不同的，如果计算出的注水压力高于某一层位实际允许的最大注水压力，那么以计算的注水压力进行注水便会压裂地层，造成溢油事故。

因此，需根据单井实际情况，分层计算注水过程中最高的注入压力，控制其上限不压裂地层，同时应做好注水过程安全监测，确保注水安全，防止溢油事故的发生。

2 注水压力标准化计算方法

鉴于以上问题，在常规的油藏工程方法预测注水压力的基础上，综合考虑地层破裂压力、井筒摩阻（油管摩阻及消耗在防砂段上的压力损失）、静液柱压力等因素确定注水井最大井口允许注入压力[3]，建立了标准Q/HS 2078—2019《注水井井口压力计算方法》。

式中：a为安全系数，取0.8～0.9；Pf为注水层最小的破裂压力，MPa；Pλ为井口到注水层的井筒摩阻，MPa。

a×Pf为最大允许井底注入压力，是油藏注入位置处地层可以承受的最高注入压力，最大井底注入压力不能超过破裂压力的80%～90%[4]，一般选取85%计算。最大允许井底注入压力计算依据是预测的地层破裂压力数据，建议每个区块挑选典型井进行小型压裂测试确定最终的实际破裂压力，并根据测试的结果修正最大允许井底注入压力。

公式（2）计算方法有两个关键点：地层破裂压力的确定及井筒内的摩阻确定。

2.1 地层破裂压力的确定

地层破裂压力计算时，应统计本油田内邻井或周边油田相同层位的破裂压力数据，用于地层破裂压力校正。对于进行过破裂压力测试的井，应优先选用小型压裂测试确定的破裂压力，其次选用钻井破裂压力测试确定的破裂压力。对于应用经验公式预测破裂压力的井，注水段内每一单层的地层破裂压力，应选取该层破裂压力剖面的最小值。注水井投产后，地层破裂压力可根据实际的破裂压力测试结果进行调整。

2.2 井筒摩阻的确定

井筒摩阻包括油管摩阻及消耗在防砂段上的压力损失[5]。

油管摩阻应根据油管长度、直径、粗糙度与注入量计算，计算公式为：

式中：Pt为油管摩阻，MPa；λ为水力摩阻系数，为雷诺数的函数；L为油管长度，m；D为油管内径，m；v为流速，m/s。其中，流速可根据注入量计算，计算公式为：

式中：q为注水量，m3/d。

图1 是典型的防砂方式堵塞实验，从曲线可以看出，随着实验进行，防砂管逐渐堵塞，压降上升，流量下降，不同条件下不同的防砂方式堵塞过程并不一致，但可以分为3个阶段。

图1 防砂段堵塞后流量和压降变化规律

1）初始阶段。防砂管还未发生堵塞时压降基本为零，流量可反映该种防砂管在一定驱动压差下的最大过流能力。

2）逐步堵塞过程。固体颗粒被流体携带在防砂管外表面开始堆积，并进一步阻止颗粒通过防砂管。在该过程中，压降曲线逐渐上升，流量曲线逐渐下降，该过程的时间长短跟防砂管的抗堵性能、流体携带的固相颗粒浓度、粒径分布等因素密切相关。

3）堵塞阶段。当防砂管外表面堵塞到一定程度，压降与流量逐渐趋于稳定，此时的流量反映了防砂管堵塞后的过流能力。

从上述实验可以看出，防砂方式的选取对注水井的注入压力有较大的影响，当防砂段发生堵塞时，在防砂段上会有一定的压力损耗，导致注水井井口压力升高。

在实际生产过程中，防砂段上的压力损耗与地层污染造成的压力损耗较难区分，导致注入压力较难计算。因此，注水井防砂段污染的解除对于注水井注入能力保障及注入安全都是至关重要的。

在生产过程中准确判断并计算防砂段的污染及其引起的压降，在最高允许井口注入压力的计算上可以对其进行修正，如不能准确判断，则需要采取洗井、酸化等措施对防砂段的污染进行解除。

3 注水压力标准化的应用

Q/HS 2078—2019 标准《注水井井口压力计算方法》规定了注水井井口压力的计算和选取方法，在前期设计阶段推荐采用此标准设计方法确定注水井最大井口注水压力，指导工程专业对注水设备进行选型，目前此方法已经用于各油田开发前期最大注水压力设计中。由于现阶段无指导稠油热采蒸汽吞吐井最大注汽压力计算的标准，本标准计算方法也可用于指导蒸汽吞吐井最大注汽压力的计算，计算结果可供设计参考。

海上A 油田有3 口注水井进行了提压增注，提压后的注水压力在运用Q/HS 2078—2019《注水井井口压力计算方法》计算的井口最大注水压力之下，确保在安全注水条件下增加注水压力和注水量，提高采油井产液量和产油量。A 油田注水井平均注水压力提高1.4 MPa，各井注水压力及注水量详见表1。

A 油田提压增注后，22 口采油井的日产液量和日产油量增加，22口井的总日产液量及总日产油量变化曲线分别如图2和图3所示。

Q/HS 2078—2019 标准自2014 年实施以来，已经应用于50 多个油气田的各个阶段，据不完全统计，年累増油达3×105t左右，开发效益非常明显。

表1 A油田注水井注入压力及注水量

图2 A油田采油井日产液量变化曲线

图3 A油田采油井日产油量变化曲线

4 注水压力标准化的管理

为了更好地促进注水压力的细化管理，形成了注水压力管理细则，前期研究阶段所确定的注水压力，主要应用于对注水泵和注水管线配置提供设计要求，不宜作为后期注水压力的限制条件。

油田投产实施后，在实验和分析计算基础上，应结合破裂压力矿场测试方法，对破裂压力计算结果进行校验。该破裂压力矿场测试，可以结合压裂充填防砂工作完成。在上述工作基础上，对前期研究阶段的注水压力进行校核，修订油田注水方案。

考虑注水水质和表皮系数带来的近井地带渗流阻力影响，重新评价地层破裂时的井底压力和井口压力，以正常注水时不超过地层破裂压力为原则，按油田建立注水压力、表皮系数、注水量关系图版。根据吸水指数变化或测试资料，定期分析表皮所带来的渗流阻力，优化和控制井口注水压力。由于注水井井身结构、完井方式以及所在区域不同，应区别对待，避免一刀切。

通过评价有提压空间的油田，结合油藏断层分析结果、注采对应性、固井质量、井筒完整性等因素，做好提压试验方案并开展风险评估，确保注水安全后方可作为油田注水调整方案。