海上A氣田生產(chǎn)水回注可行性方案研究

嚴申斌，時　瓊，馬　戀

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

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海上A氣田生產(chǎn)水回注可行性方案研究

嚴申斌，時瓊，馬戀

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

為實現(xiàn)海上氣田生產(chǎn)零污染的目標，在沒有現(xiàn)成研究流程和模式的情況下，以淺層封存地質(zhì)條件研究為基礎(chǔ)、以回注層注入指數(shù)為橋梁、以地層破裂壓力為約束，對A氣田分別從淺層斷裂系統(tǒng)、回注層位優(yōu)選、回注層注入能力分析等方面開展生產(chǎn)水回注方案研究，結(jié)果表明，A氣田淺層地層形態(tài)較為完整，斷層發(fā)育較少，從三潭組至海底未見斷層發(fā)育，氣田生產(chǎn)水回注對斷層影響較小，不存在斷層溢流的風(fēng)險。

海上氣田；生產(chǎn)水回注；吸水指數(shù)

自2011年渤海蓬萊19-3油田發(fā)生漏油事故以來，國家加大對海洋環(huán)境的保護力度。2013年3月國家海洋局發(fā)文明確要求海洋工程建設(shè)單位應(yīng)當采取有效措施實現(xiàn)建設(shè)項目零污染，在建設(shè)項目的環(huán)評報告中需明確零污染的有效措施。針對國家環(huán)保要求，油田開發(fā)一般采取污水回注，而中國近海關(guān)于氣田生產(chǎn)污水回注沒有先例。為滿足零污染的要求，在氣田地質(zhì)油藏方案編制階段，對海上A氣田進行了生產(chǎn)水回注可行性方案研究。

1　氣田地質(zhì)及開發(fā)概況

A氣田位于中國近海海域，圈閉類型主要為斷塊，其次為斷鼻和斷背斜。氣田目前已鉆探井7口，自上而下依次揭示的地層為：第四系東海群，新近系上新統(tǒng)三潭組，中新統(tǒng)柳浪組、玉泉組、龍井組，古近系漸新統(tǒng)花港組、始新統(tǒng)平湖組。A氣田含油氣層系主要分布在漸新統(tǒng)花港組和始新統(tǒng)平湖組。本次生產(chǎn)水回注方案研究的目的層為淺層新近系中新統(tǒng)柳浪組、玉泉組和龍井組。

A氣田開發(fā)方案設(shè)計9口開發(fā)井，其中定向井4口，水平井5口；氣田高峰日產(chǎn)氣量126.5×104m3、日產(chǎn)油量174.08 m3，采氣速度5.9%，生產(chǎn)年限19年；生產(chǎn)期末累計產(chǎn)氣37.81×108m3、采出程度51.9%，累計產(chǎn)油44.08×104m3、采出程度26.6%。

9口開發(fā)井最大日產(chǎn)水量208.7 m3，由于在注水配套設(shè)備時需要考慮一定的余量，因此此次生產(chǎn)水回注量以250 m3/d為上限開展研究。

2　生產(chǎn)水回注可行性方案研究

本文以淺層封存地質(zhì)條件研究為基礎(chǔ)，以回注層注入指數(shù)為橋梁，以地層破裂壓力為約束，對A氣田分別從淺層斷裂系統(tǒng)、回注層位優(yōu)選、回注層注入能力分析及數(shù)值模擬等方面開展可行性方案研究。

2.1淺層斷裂系統(tǒng)

隨著注入時間、注入總量的增加，地層壓力會發(fā)生變化，導(dǎo)致斷層活化、注入水外溢發(fā)生[1]，因此需對氣田淺層斷裂系統(tǒng)進行分析。A氣田淺層(龍井組、玉泉組、柳浪組)地層形態(tài)較為完整，其中龍井組和玉泉組表現(xiàn)為低幅度的單斜構(gòu)造，地層傾角較??；而柳浪組表現(xiàn)為近水平地層。淺層斷層發(fā)育較少，淺層斷至三潭組底界附近，距海底800 m左右，深層斷至古近系始新統(tǒng)平湖組下段，從三潭組至海底未見斷層發(fā)育。因此A氣田生產(chǎn)水回注受斷層影響較小，不存在斷層溢流的風(fēng)險。

2.2回注層位優(yōu)選

根據(jù)調(diào)研資料[2]和A氣田的實際情況，在符合環(huán)保政策的前提下，注水層位的選取主要遵循以下原則：①儲蓋組合好，區(qū)域蓋層發(fā)育；②儲層物性好，分布廣泛；③埋深相對淺，易于回注。

2.2.1 儲蓋關(guān)系分析

本次生產(chǎn)水回注主要考慮1 600～3 000 m的新近系中新統(tǒng)柳浪組、玉泉組、龍井組地層。而對于1 600 m以上的地層，由于資料不全，難以準確分析。結(jié)合已有的研究成果劃分對比A氣田淺層地層，參照相鄰氣田分層，采用“旋回對比，分級控制”的對比方法，從淺層柳浪組、玉泉組、龍井組初步篩選出9套儲蓋關(guān)系良好的砂泥巖組合，分布廣泛的砂巖是潛在的回注層，其中柳浪組1套，玉泉組5套，龍井組3套(圖1)。

圖1　A氣田淺層地層對比及儲蓋組合

2.2.2 回注層儲層物性

根據(jù)測井資料處理解釋結(jié)果，淺層柳浪組儲層測井解釋孔隙度30.3%，滲透率2 191.7×10-3μm2，屬于特高孔特高滲儲層；玉泉組儲層測井解釋孔隙度23.8%～28.5%，滲透率(185.9～957.1)×10-3μm2，屬于中高孔特高滲儲層；龍井組儲層測井解釋孔隙度20.1%～20.9%，滲透率(44.3～58.3)×10-3μm2，屬于中孔中滲儲層。隨著埋深的增加，回注層儲層物性有所變差，但總體物性較好(表1)。

2.2.3 回注層選擇

表1　回注層儲層物性統(tǒng)計

綜合儲層物性、厚度、儲蓋關(guān)系等因素，回注層位選擇封存條件較好的玉泉組2號砂體，預(yù)計埋深2 376.9～2 417.7 m(測深)；備選層位為柳浪組底部砂巖，預(yù)計埋深2 032.2～2 066.1 m(測深)。

2.3回注層注入能力分析

A氣田沒有試注資料，回注層的注入能力主要通過吸水指數(shù)確定。由于注水井的流動類似于油井流動，遵循達西定律，因此注水井的吸水能力取決于回注層的有效滲透率和有效厚度、污水的黏度、井控半徑以及注水井的完井效率等因素[3-6]。

2.3.1 吸水指數(shù)Jw

在單井徑向穩(wěn)定流條件下，吸水指數(shù)Jw可表示為：

Jw=0.543hKw/(Bwμw×

(LN(rc/rw)+S-0.75))

式中：Jw——注水井吸水能力，m3/(MPa·d)；Kw——水的有效滲透率，10-3μm2；h——回注層段有效厚度，m；Bw——水的體積系數(shù)；μw——水黏度，mPa·s；S——注水井綜合表皮系數(shù)；rc——注水井控制半徑，m；rw——井筒半徑，m。

各回注層吸水指數(shù)計算結(jié)果見表2。本次選定的注水層玉泉組2號砂體和備選層柳浪組1號砂體具有較強的吸水能力。

2.3.2 最大注入壓力和日注入量

表2　各回注層吸水指數(shù)計算結(jié)果

若回注水層因局部憋壓而導(dǎo)致地層壓力接近其破裂壓力或井底注入壓力接近地層破裂壓力，則需停止注水，此時可分別計算出最大井底注入壓力和最大日注水量，計算結(jié)果見表3。

表3　各回注層最大注入壓力和最大日注水量計算結(jié)果

2.4回注方案數(shù)值模擬分析

最大井底注入壓力和最大日注水量是判斷生產(chǎn)水回注方案可行性的關(guān)鍵指標。根據(jù)氣田整體開發(fā)方案研究結(jié)果，氣田最大日產(chǎn)水量208.7 m3，遠低于各回注層最大日注水量，因此只需對注水期的地層壓力及井底流壓變化進行預(yù)測。

2.4.1 敏感性分析

以玉泉組2號砂體作為回注數(shù)值模擬對象，并建立均質(zhì)地質(zhì)模型，砂體范圍5 km×5 km，平面網(wǎng)格數(shù)為100×100=10 000，縱向上劃分為40層，在模型中心模擬一口注水井。井筒表皮系數(shù)、地層有效滲透率以及日注水量直接影響地層壓力及井底流壓的變化，故對模型的這幾項參數(shù)進行敏感性分析研究。

(1)表皮系數(shù)。分別以0，5，15，50，100作為井筒表皮系數(shù)對注水方案進行敏感性分析。從模擬預(yù)測結(jié)果來看(表4)，地層壓力對表皮系數(shù)不敏感，即使表皮系數(shù)取100，注水期最后一年末的地層壓力和井底流壓也僅比原始地層壓力增加不到3 MPa，遠低于該層的地層破裂壓力及最大井底注入壓力，因此可認為井筒污染對于注水期地層壓力的影響較小。

(2)有效滲透率。以測井解釋滲透率的100%，80%，50%，30%，10%作為地層有效滲透率對注水方案進行敏感性分析。從模擬預(yù)測結(jié)果來看(表4)，有效滲透率越低，注水過程中地層壓力以及井底流壓上升越快，但即使有效滲透率取測井解釋滲透率的10%，注水期最后一年末的地層壓力和井底流壓也僅比原始地層壓力增加不到3 MPa，遠低于該層的地層破裂壓力及最大井底注入壓力，因此可認為有效滲透率對于注水期地層壓力的影響較小。

(3)日注水量。以300 m3/d，250 m3/d，210 m3/d，150 m3/d以及實際生產(chǎn)水日產(chǎn)量(Qdw)作為不同日注水量對注水方案進行敏感性分析。從模擬預(yù)測結(jié)果來看(表4)，日注水量越大，注水過程中地層壓力以及井底流壓上升越快，但即使日注水量達300 m3/d，注水期最后一年末的地層壓力和井底流壓也僅比原始地層壓力增加不到3 MPa，遠低于該層的地層破裂壓力及最大井底注入壓力，因此可認為實際生產(chǎn)水日產(chǎn)量對于注水期地層壓力的影響較小。

2.4.2 推薦方案

在敏感性分析的基礎(chǔ)上，對生產(chǎn)水回注方案的各項參數(shù)進行了優(yōu)化對比，最終確定了推薦方案，方案中表皮系數(shù)參考以往測試解釋結(jié)果取15，有效滲透率取測井解釋滲透率的80%，日注水量取實際生產(chǎn)水日產(chǎn)量。預(yù)測指標表明，注水期最后一年末的地層壓力和井底流壓分別為25.77 MPa和25.85 MPa(表4)，較原始地層壓力增加不到1 MPa，遠低于該層的地層破裂壓力及最大井底注入壓力，因此該推薦方案可行。

表4　生產(chǎn)水回注方案數(shù)值模擬結(jié)果

3　結(jié)論

(1)A氣田淺層地層形態(tài)較為完整，斷層發(fā)育較少，從三潭組至海底未見斷層發(fā)育，氣田生產(chǎn)水回注對斷層影響較小，不存在斷層溢流的風(fēng)險。綜合氣田淺層儲蓋關(guān)系、儲層物性、厚度及斷裂系統(tǒng)等因素，回注層位選擇封存條件較好的玉泉組2號砂體，備選層位為柳浪組底部1號砂體。

(2)氣田最大日產(chǎn)水量208.71 m3，遠低于回注層最大日注入量；數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，生產(chǎn)水回注到生產(chǎn)期末，地層壓力和井底流壓較原始地層壓力增加不到1 MPa，遠低于地層破裂壓力，推薦注水方案可行。

(3)首次針對海上氣田開展生產(chǎn)水回注可行性方案研究，形成了一套“以淺層封存地質(zhì)條件研究為基礎(chǔ)，以回注層注入指數(shù)為橋梁，以地層破裂壓力為約束”的符合安全環(huán)保需求的方案研究流程和技術(shù)體系，為后續(xù)海上氣田生產(chǎn)水回注提供參考。

[1]何芬,李濤,馬奎前，等.海上油田污水回注技術(shù)與應(yīng)用[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科科學(xué)版),2014,26(11):118-121.

[2]黃軍立,張光明,徐兵，等.污水回注可行性油藏研究——以番禺4-2油田為例[J].石油天然氣學(xué)報,2013,35(4):141-144.

[3]葛家理.油氣層滲流力學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社,1982：170-181.

[4]崔云芳.滲流力學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社,1994：39-72.

[5]李琴.砂巖油藏儲層射孔完井注水效率定量評價方法研究[D].北京：中國地質(zhì)大學(xué),2012：61-83.

[6]程秋菊,鄭軍,馮文光，等.污水回注井最大注水量預(yù)測模型[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2012,39(3):285-289.

編輯：趙川喜

1673-8217(2016)04-0099-04

2016-01-26

嚴申斌，碩士，工程師，1982年出生，2008年畢業(yè)于長江大學(xué)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。

TE357.6

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