中区西部合理注水压力研究

2021-07-09姚尚空那雪芳范勇李守华马涛

北京石油化工学院学报 2021年4期

姚尚空，那雪芳，范勇，李守华，马涛

(1.国家管网集团东部原油储运有限公司，浙江宁波 163318； 2.中国石油大学(华东)，山东青岛 266000)

合理注水压力是指在不伤害油层、水泥环、套管的情况下，为保证配注量的完成，注水井可达到的最高井口压力。注水压力过高会引起套管损坏、油层出砂、注入水水窜等影响油田开采的问题[1-4]。合理的注水压力既要满足油田产量指标要求，又要不超过套管最小部分的抗压强度允许值。因此，确定合理的注水压力对于保护油水井套管、改善开发效果、调整层间矛盾具有重要意义[5-9]。

国外学者Rocha L A等[10]提出了一种估算断裂压力梯度的新方法，建立了地层破裂压力预测模型。练章华[11]针对盐岩塑性流动地层所引起的变形问题，建立了水泥环、地层岩石以及套管之间的力学模型，通过计算软件进行数值模拟，得出注水压力与套管损害的关系。刘洪杰等[12]运用断层临界失稳压力法，结合渗流力学学科，通过数值模拟计算出断块的合理注水压力。目前，确定合理注水压力一般要考虑几个条件：(1)若在储层多层开采，绝大部分油层都能够同时吸水、产油；(2)在套管、水泥环以及不伤害油层的条件下，考虑套管开采安全；(3)在注采平衡条件下，能够顺利完成一定的油田产量指标；(4)在保证套管安全的条件下，保证注入压力不宜超过储层岩石的破裂压力[13]。因此，合理注水压力的确定，不仅要考虑油田的开发效益，也要考虑注水对套管的损害。笔者通过经验公式法和数值模拟法对萨中开发区合理注水压力进行了研究，给出了中区西部合理注水压力范围，确定了中区西部合理注水压力范围。

1 区块概述

萨中开发区中区西部位于大庆油田萨中开发区中区的西部，南至中七排水井排，北起中三排水井排，西至108#、121#断层与西区相邻，东至112#、126#断层与中区东部相连，目标区块含油面积9.04 km2。原始地层压力为10.29 MPa，原始压力系数为1.07，岩石压缩系数为8.9×10-1MPa。地层压力与时间的关系如图1所示。由图1中可以看出，萨葡油层的压力基本保持在8～9.5 MPa，高台子油层的压力保持在9～10.5 MPa。

图1 地层压力与时间的关系

2 合理注水压力研究

2.1 油层破裂压力计算

在注水开发过程中，水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注入量、水嘴直径和射孔顶深有关[15-16]。注入压力要小于地层的破裂压力，其计算式为：

P破=F+2×0.23×H井×0.0981

(1)

式中：P破为地层破裂压力，MPa；H井为井的深度，m；F为无围压状态下的岩石抗张强度，MPa。

2.2 经验公式法

首先综合各方面因素确定注水井井底流压，再计算出套管和水嘴损失压力，从而确定井口压力。

注水压力是油田注水开发时注水井井底的压力，注水井井底流压的计算式为：

Pinf=Pint+PH-Pts-Pm

(2)

式中：Pinf为注入井井底流动压力，MPa；Pint为注入井井口注入压力，MPa；Pts为沿程套管管壁损失压力，MPa；Pm为水嘴损失压力，MPa；PH为液柱重力所产生的压力，MPa。

静水压力PH计算式为：

PH=H×ρw×g

(3)

式中：ρw为地层水密度，kg/m3；H为液柱高度，m；g为重力加速度，9.8 m/s2。

注水井井口压力计算式为：

Pint=Pinf+Pts+Pm-PH

(4)

当注入压力小于地层的破裂压力时，根据式(2)、式(3)、式(4)可确定注水井井底注入压力。从而可以计算出井口注水压力在17.2～20.4 MPa。

2.3 数值模拟法

首先结合中区西部动静态资料，包括井位、测井数据、微地震数据等，对于油层的非均质性、渗透率、孔隙度、厚度等参数，运用相内插值技术对流体相对渗透率进行合理分区，建立了构造模型、层面模型、储层属性模型、沉积相模型，对精细地质油藏模型进行粗化[17]；接着在数值模拟软件中打开建立的地质模型，在模型中选择勾选黑油模型、油气两相、笛卡尔坐标、角点网格法、全隐式求解；最后进行该区块数值模拟计算。该模型K方向共有69个小层，网格数为182×151×69=1 896 258个。

综合考虑目标区块注采平衡，同时保证注水压力不宜超过地层的破裂压力，运用数值模拟的研究方法，计算中区西部萨葡二类油层220 m井距情况下注入压力值。通过设计注入压力和油井流压的正交方案，即不同注入压力和油井井底流压的方案，通过压力和采收率的关系曲线得出最佳的采油效果方案，采收率随注入压力的变化曲线如图2所示，当采收率为最高值时，注水压力值分布于17～20 MPa范围。

图2 不同井底压力下采收率与注入压力的关系

由图2中可以看出，当注入压力Pint<17 MPa时，随着井底流压Pinf增大，原油的采收率就越高；当注入压力Pint位于17～20 MPa之间时，随着井底流压Pinf增大，原油采收率先升高后降低，即曲线出现拐点，采收率达到最大值后，采收率随井底流压Pinf增大而降低；当注入压力Pint>20 MPa时，随着井底流压Pinf增大，原油的采收率就越高，采收率随油井流压Pinf的增大而降低。因此，当注入压力Pint<17 MPa时，随着井底流压Pinf升高，虽维持在地层压力下开采，而此时注采压差较小，不能满足区块开采条件；而当井底流压Pinf值越小，导致地层脱气严重，减少原油的采出程度。综述所述，注入压力必存在一个合理的范围值，使原油采收率达到最大。

由图2可知，当注入压力Pint为19 MPa时，流压Pinf分别为2、5 MPa时，采收率分别达到低值和最大值；当注入压力为16 MPa时，流压Pinf分别为2、8 MPa时，采收率分别达到低值和最大值。通过数值模拟导出注入压力Pint分别为19、16 MPa时对应的采油速度和含水率随时间的变化数据。设计注入压力Pint为19 MPa，将同一含水率下流压Pinf分别为2 MPa和5 MPa时，对应的采油速度进行比值，计算出井底流压为2 MPa和5 MPa下的采油速度比值为1.2，采油速度正常，开采合理；同样，设计注入压力Pint为16 MPa，同一含水率下井底流压Pinf分别为2 MPa和8 MPa时，对应的采油速度进行比值，计算出流压为2 MPa和8 MPa下的采油速度比值为6.3左右，采油速度值相差很大，结果如图3所示。因此，在保持油田合理的注采压力系统条件下，当注入压力很低时，虽然流压值很高，且保持层压在正常开采范围，但过低的采油速度不能满足开采要求。由此可以得出，该目标区块的注入压力必定高于17 MPa。

图3 不同注采压差下采油速度比值变化

在数值模拟中设置注入压力Pint为17 MPa，导出井底流压Pinf分别为2 MPa和6 MPa下的脱气范围图，结果如图4所示。由图4中可以看出，当井底流压越小，其脱气范围越大，脱气越严重；当注入压力Pint大于20 MPa且小于地层破裂压力，此时井底流压Pinf为2 MPa时，采收率达到最低。主要是因为地层压力高，导致储层中的原油黏度升高，影响油田开采效果；而对于地层中井底流压越小的区域，就会导致近井地带大量脱气，引起原油黏度增加，降低了原油的流动性。因此，确定区块合理注入压力范围为17～20 MPa。

图4 注入压力为17 MPa时的脱气范围

3 结果对比分析

合理的注水压力对提高原油采收率具有很大的影响。注水压力过高会引起注入水沿着高渗层、吸水能力强的部位突进引发层间矛盾等问题；注水压力过低，会造成无法满足实际生产要求等问题。因此，保持合理的注水压力十分重要。结合现场生产资料，运用2种方法分别计算了萨葡二类油层合理注水压力，经验公式法计算的合理注水压力值为17.2～20.4 MPa，数值模拟法计算的合理注水压力值为17～20 MPa。计算结果表明，数值模拟法和经验公式法所计算出的注水压力结果范围相近。取其2种方法计算的结果值为平均值，最终得出合理的注水压力范围为17.1～20.2 MPa，缩小了误差，便于指导油田生产。