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      提壓增注技術(shù)在渤海油田的先導(dǎo)試驗(yàn)與應(yīng)用

      2018-12-19 08:11:24鄒德昊柴世超阮新芳楊友國
      石油地質(zhì)與工程 2018年6期
      關(guān)鍵詞:墾利流壓小層

      鄒德昊,柴世超,阮新芳,楊友國,李 想

      (中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津300457)

      墾利K油田已投注水井16口,其中有7口注水井在投注后六個(gè)月內(nèi)出現(xiàn)了注入壓力快速上升至總體開發(fā)方案中井口最大注入壓力的現(xiàn)象,且5口注水井欠注嚴(yán)重,開發(fā)效果受到較大影響。隨后進(jìn)行了一系列常規(guī)氧活化測(cè)試(注入壓力在15.00 MPa的條件下),測(cè)試結(jié)果表明,共54個(gè)小層未達(dá)到配注要求,占總儲(chǔ)量的10%左右。造成注水井小層未達(dá)到配注要求的主要原因是儲(chǔ)層物性較差,未達(dá)到油藏配注的小層主要集中在儲(chǔ)層厚度小于1.00 m、滲透率小于 50.00 ×10-3μm2的非主力儲(chǔ)層,這些儲(chǔ)層占注水井總厚度的20%左右。如何讓這類小層開始吸水,提高水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,有效提高油田的采收率,值得深入研究。

      1 破裂壓力

      渤海油田共有油氣田42個(gè),其中注水開發(fā)油田占85%,根據(jù)《海上采油工程手冊(cè)》對(duì)注水壓力的要求,注水井井底注水壓力取注水井段地層破裂壓力的80%~90%作為最大允許井底注入壓力[1-3]:

      式中,!"為井口注入壓力,MPa;#為安全系數(shù);$為破裂壓力,MPa;%&為油管摩阻壓力,MPa;'&配水嘴壓力損失,MPa;")為液柱壓力,MPa。

      注水井井底壓力超過儲(chǔ)層破裂壓力時(shí),可能引發(fā)注水水竄、套管損壞、注水突破斷層、降低油藏波及系數(shù)等隱患。根據(jù)《海上采油工程手冊(cè)》中相關(guān)注水井管理要求,井口注入壓力需嚴(yán)格按照各油田總體開發(fā)方案中的最大注入壓力執(zhí)行。

      墾利K油田總體開發(fā)方案中,破裂壓力采用兩種經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算,為安全考慮,定向井深度取最上層砂體深度,破裂壓力選取經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算結(jié)果的85%,沙河街油組破裂壓力為57.00 MPa,利用以上公式,計(jì)算得到井口最大注入壓力15.60 ~17.70 MPa。由于該油田注水井欠注問題的日漸凸顯,按照現(xiàn)有井口最大注入壓力,無法滿足油藏配注需求,嚴(yán)重影響了油田的開發(fā)效果,從而引出了海上油田提壓增注技術(shù)的探索和設(shè)想。

      為證實(shí)墾利K油田總體開發(fā)方案中設(shè)計(jì)的井口最大注入壓力過于保守,提壓增注技術(shù)在海上油田的應(yīng)用過程中,符合總體開發(fā)方案中對(duì)地層破裂壓力和井口最大注入壓力的要求。本文首先從現(xiàn)場試驗(yàn)角度出發(fā),選取墾利K油田的注水井作為先導(dǎo)試驗(yàn)井,證實(shí)提壓增注技術(shù)的可行性和可靠性[4-6]。

      2 提壓增注礦場試驗(yàn)

      2.1 提壓試驗(yàn)

      以墾利K油田兩口注水井A1、A5井為例,注水層位均為沙河街組,A1井注水總厚度17.00 m,平均滲透率 34.60×10-3μm2,配注量 300.00 m3/d,井口注入壓力15.00 MPa下日注入量49.00 m3;A5井注水總厚度27.4 m,平均滲透率76.9×10-3μm2,配注量250 m3/d,井口注入壓力15.00 MPa下日注入量150.00 m3。使用泥漿泵作為井口提壓設(shè)備,分別在井口注用泥漿水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進(jìn)行了氧活化測(cè)試,吸水指數(shù)曲線[7-8]見圖1、圖2。

      圖1 A1井吸水指數(shù)曲線

      圖2 A5井吸水指數(shù)曲線

      根據(jù)吸水指數(shù)曲線數(shù)據(jù)計(jì)算表明,在井口注入壓力達(dá)到25.00 MPa(即井底壓力49.00 MPa)時(shí),A1井吸水指數(shù)由試驗(yàn)前的27.62 m3/(MPa·d),提高到71.94 m3/(MPa·d);A5井吸水指數(shù)由試驗(yàn)前的56.50 m3/(MPa·d),提高到133.33 m3/(MPa·d)。試驗(yàn)說明了隨著井口注入壓力的升高,兩口注水井的吸水能力都在不斷提高,但是吸水指數(shù)曲線未出現(xiàn)明顯拐點(diǎn),證明注水層位沒有被壓開。當(dāng)井底壓力49.00 MPa時(shí),能夠滿足兩口注水井的配注需求,并且井底流壓不會(huì)超過儲(chǔ)層破裂壓力。

      為進(jìn)一步證實(shí)提壓增注技術(shù)安全可靠,對(duì)A5井進(jìn)行了單層提壓試驗(yàn)。A5井第四小層注水總厚度6.50 m,平均滲透率 24.47×10-3μm2,日配注量150.00 m3,井口注入壓力15.00 MPa下小層不吸水。當(dāng)井口壓力提高至 30.50 MPa時(shí),從吸水指數(shù)曲線(圖3)可以看到,曲線沒有出現(xiàn)明顯拐點(diǎn),證明井底流壓仍沒有超過儲(chǔ)層破裂壓力,單層日注入量達(dá)到 120.00 m3。

      提壓試驗(yàn)證明,在100.00~1 200.00 m3/d平均配注量下對(duì)應(yīng)的井口壓力限壓在13.00~23.80 MPa。墾利 K油田總體開發(fā)方案中注水井井口限壓 15.00 MPa,完全存在6.20~10.00 MPa的提壓空間,提壓注水具有可行性。

      圖3 A5井第四層吸水指數(shù)曲線

      2.2 溢流風(fēng)險(xiǎn)分析

      選取墾利K油田B3井組進(jìn)行了壓降漏斗試驗(yàn),該井組一注三采(B3/B4/B5),注水層位為沙河街組沙三段油組,儲(chǔ)層平均孔隙度21.20%,平均滲透率 414.50×10-3μm2。

      對(duì)B3井組進(jìn)行了干擾試井測(cè)試:B3井停注一周時(shí)間,B4井井底流壓下降1.30 MPa;恢復(fù)注水后,注入壓力由14.00 MPa提升至16.00 MPa,B4井井底流壓上升了1.43 MPa,試驗(yàn)證實(shí)該井組儲(chǔ)層連通性較好,如圖4所示。

      圖4 B4井干擾試井流壓變化

      根據(jù)墾利K油田沙河街組的實(shí)際地層物性,建立油藏?cái)?shù)值模擬機(jī)理模型,設(shè)計(jì)井深為2 500.00 m,1注1采,注采井距為300.00 m,模擬注水井井口注入壓力分別為15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種情況下,注水井井底壓力的壓降漏斗。數(shù)值模擬結(jié)果表明,在井口注入壓力 25.00 MPa,地層靜壓20.00 MPa(井底流壓45.00 MPa)時(shí),平面上距離井底16.00 m的位置,流壓下降至25.00 MPa(原始地層壓力),壓力下降了44%。也就是說墾利K油田與海底斷層距離(110.00 m)最短的注水井,從井底至斷層壓力將衰減至20.40 MPa,遠(yuǎn)低于原始地層壓力的25.00 MPa,無溢流風(fēng)險(xiǎn),提壓增注技術(shù)安全可靠。

      3 提壓增注效果評(píng)價(jià)

      A1井是墾利K油田2井區(qū)的一口注水井,分別在注水壓力15.00 MPa、20.00 MPa、25.00 MPa三種工作制度下進(jìn)行了氧活化測(cè)試,不同工作制度下吸水狀況對(duì)比見表1。

      通過提壓增注可以看到,儲(chǔ)層物性的好壞是影響小層吸水能力的主要因素。隨著井口注入壓力的不斷提高,吸水小層的啟動(dòng)層數(shù)不斷增多,吸水量不斷增加。井口注入壓力達(dá)到20.00 MPa時(shí),A1井滿足全井段配注總量需求,E2s3MI油組仍有不吸水小層;在井口注入壓力達(dá)到25.00 MPa時(shí),A1井滿足全井段配注總量需求,11個(gè)小層全部吸水。證明提壓增注技術(shù)可以有效解決注水井欠注問題,效果好。

      表1 A1井三種工作制度下吸水狀況對(duì)比

      根據(jù)墾利K油田平臺(tái)現(xiàn)有注水泵、注水管線及海管最大承壓能力,將2井區(qū)注水井井口的注入壓力最大提升至18.30 MPa,3口欠注水井共計(jì)增加注入量601.00 m3/d,增注效果明顯,井區(qū)地層壓力穩(wěn)中有升(圖5),增加水驅(qū)動(dòng)用原油地質(zhì)儲(chǔ)量69.30×104m3。

      圖5 墾利K油田沙河街油組2井區(qū)地層壓力

      對(duì)比注水井注入壓力為 15.00 MPa的方案,提高注入壓力后全油田預(yù)計(jì)增加水驅(qū)動(dòng)用原油地質(zhì)儲(chǔ)量180.70×104m3,累增油25.40×104m3,提高采收率0.90%。

      4 結(jié)論

      (1)首次在渤海油田進(jìn)行“提壓增注”試驗(yàn),并在試驗(yàn)井區(qū)取得了較好應(yīng)用效果,具有較高的推廣價(jià)值。通過提壓試驗(yàn)、壓降漏斗研究,驗(yàn)證了提壓增注技術(shù)在海上油田應(yīng)用的可行性。

      (2)各油田具體情況不同,影響破裂壓力的因素眾多,在實(shí)施提壓注水時(shí)應(yīng)進(jìn)一步詳細(xì)分析各井的情況,以確定合理井口限壓。

      (3)提壓注水實(shí)施過程中必須加強(qiáng)對(duì)注水井和生產(chǎn)井地層壓力的監(jiān)測(cè),根據(jù)壓力監(jiān)測(cè)情況調(diào)整注水量及產(chǎn)液量,保證注采平衡,避免出現(xiàn)局部異常高壓,避免出現(xiàn)溢油風(fēng)險(xiǎn)。

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