利用油藏工程方法計算薄油層自流注水量

王慶勇,張鳳喜,昌 鋒,裴素杰

(1.上海石油天然氣有限公司,上海 200041;2.中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

利用油藏工程方法計算薄油層自流注水量

王慶勇1,張鳳喜1,昌 鋒1,裴素杰2

(1.上海石油天然氣有限公司,上海 200041;2.中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

海上油田開發(fā)由于受平臺條件、水處理能力等條件的限制,無法像陸地油田一樣采用注水來實現(xiàn)二次開發(fā)。依靠彈性驅(qū)動開發(fā)的薄油層,能量供給不足,采收率較低。通過實施自流注水,將油層跟上部水層連通,利用能量充足的水體來補給油藏能量,有效維持了油藏壓力,保持了油井的產(chǎn)量,進而提高了薄油層的采收率。自流注水量無法通過地面計量系統(tǒng)進行計量,因此利用油藏工程方法,通過擬合測壓點,可預(yù)測自流注水量及壓力隨時間變化的關(guān)系。

自流注水;薄油層;注水量;井底壓力;平均地層壓力;H4B油藏

引 言

H4B油藏是非均質(zhì)性嚴(yán)重、儲層厚度為 2 m左右的薄油層。通過生產(chǎn)證實,該油藏地層壓力下降快,缺乏天然能量供給,開采主要依靠巖石及油水的彈性膨脹驅(qū)動,水驅(qū)采收率低。在油藏上部地層,發(fā)育有較大規(guī)模的天然水層,開發(fā)過程中考慮利用鄰井側(cè)鉆 1口注水分支井,將水層跟油層連通,利用水層與油層的壓力差補給油藏能量,實現(xiàn)地層水的自流注入[1-5]。

1 自流注水原因及實施條件

PH地區(qū)主斷層發(fā)育的若干條北西向斷層將該構(gòu)造分割成 3個獨立的半封閉斷塊和 1個斷背斜。其中,斷背斜位于構(gòu)造北端,是構(gòu)造的主體,走向為北東向。PH主斷層控制了構(gòu)造的形成,構(gòu)造的南北兩端依靠斷層遮擋形成圈閉。

H4油藏目前有 1口生產(chǎn)井開發(fā) H4B層。該井于 2007年 10月投產(chǎn),采用氣舉生產(chǎn),初期日產(chǎn)油達(dá)到 190 m3/d,但遞減較快,到 2008年 11月,日產(chǎn)油基本維持在 20 m3/d左右,井口壓力較低,產(chǎn)量遞減快。因此該油藏投入開采后,驅(qū)油能量供給不足。進一步油藏跟蹤分析認(rèn)為,該油藏為弱水驅(qū)邊水油藏,無大的水體能量供給,這是該井投入生產(chǎn) 2 a來產(chǎn)量遞減的主要原因。

PH地區(qū)油藏以底水油藏為主,僅部分砂體頂部發(fā)育邊水油藏。由于砂體非常發(fā)育,各層的連續(xù)性較好,故 H3和 H41水體基本全區(qū)分布,分布非常廣,估計水體規(guī)模在 6×108m3以上。水層原始壓力為 24.9 MPa,油層壓力約為 14.24 MPa,在鄰近調(diào)整井上側(cè)鉆 1口分支井,使得水層與油層連通,此側(cè)鉆注水分支的最大注水壓力約為 10 MPa。經(jīng)過地層水性質(zhì)、出砂極限壓差、工程等方面的系統(tǒng)分析認(rèn)為,可以利用天然壓差將上面 H3和 H41地層中的水引入 H4B油藏,實施地層引流注水。目前該技術(shù)已成功實施,但注水量大小難以判斷,因此下面對注水量變化進行計算。

2 自流注水量計算

為研究注入水量的大小,依照實際地質(zhì)情況,簡化為下面的地質(zhì)模型 (圖 1)。對 H3水層,因構(gòu)造面積大,砂體較厚,假定引流注水井位于圓形油藏中心。而對 H4油藏,根據(jù)實際鉆遇情況,注水井位于圓形油藏中偏心位置,而生產(chǎn)井 (觀察井)位于油藏中心,研究階段 H4油藏沒有油井生產(chǎn)。

圖 1 自流注水簡化模型

對于注水層位 H3,孔隙度和滲透率值較大,壓力很快能傳導(dǎo)到油藏邊界,進入擬穩(wěn)態(tài)階段。根據(jù)物質(zhì)平衡方程[6],有:

對上式積分得:

式中:Ct3為 H3層總壓縮系數(shù),MPa-1;Vp3為 H3層孔隙體積,m3為 H3層平均地層壓力,MPa;t為注水時間,d;Q為自流注水量,m3/d;pi3為 H3層原始地層壓力,MPa;Re3為泄油區(qū)半徑,m;φ3為 H3層孔隙度;h3為 H3油層厚度,m。

若不同時間段流量不同,平均地層壓力可看成是原始地層壓力與累計虧空引起的壓降之差,即:

擬穩(wěn)態(tài)階段地層壓力與井底流壓的關(guān)系:

式中:pwf3(t)為t時刻 H3層注水井處井底流壓, MPa;μw為地層水黏度,mPa·s;K3為 H3層滲透率,10-3μm2;Rw為注水井半徑,m;S為表皮系數(shù);C1為單位換算系數(shù)。

若注水層 H3與油層 H4B之間的距離為L,造成的附加壓降為:

式中:ρw為地層水密度,g/cm3。

這樣,若忽略摩阻損失,在 H4B注水井點的壓力為:

式中:C2為單位換算系數(shù)。

對 H4B油層,因受注水影響,地層壓力升高。根據(jù)物質(zhì)平衡關(guān)系,有如下關(guān)系:

式中:p4為 H4層平均地層壓力,MPa;pi4為 H4層原始地層壓力,MPa;Re4為泄油區(qū)半徑,m;φ4為 H4層孔隙度;Ct4為 H4層總壓縮系數(shù),MPa-1;h4為H4油層厚度,m。

H4B油藏中,注水井為圓形油藏中的 1口偏心井,根據(jù)參考文獻[1]的推導(dǎo),可以利用保角變換,變?yōu)閱挝粓A中心的 1口井。根據(jù)變換關(guān)系,可以得出與式 (4)相似的井底壓力與平均地層壓力相似的關(guān)系:

式中:pwf4(t)為t時刻 H4層注水井處井底流壓, MPa;K4為 H4層滲透率,10-3μm2;Re4為 H4層泄油半徑,m;d為注水井與生產(chǎn)井之間的距離,m。

對于觀察井,同樣利用保角變換可以得出在觀察井處的壓力與注水井井底壓力之間的關(guān)系[7]:

式中:pwfg(t)為t時刻觀察井處井底流壓,MPa。

計算自流注水量的思路為:

(1)先假定一個注水量Q,利用式 (3)計算出水層平均地層壓力,再利用式 (6)計算出注水井在薄油層 H4B處的井底流壓pwf3(t)。

(2)根據(jù)注水量Q,利用式(7)計算 H4B油層平均地層壓力,再利用式(8)計算注水井在 H4B井底流壓pwf4(t),并與pwf3(t)比較。若兩者一致進行下步計算,若不一致,改變注水量迭代求解。

(3)根據(jù)計算的 H4B井底流壓pwf4(t),利用式 (9)計算觀察井處的井底壓力pwfg(t)。

(4)進入下一時間步驟,若有實測值P實測,則與計算值pwfg(t)相比較。若一致,計算結(jié)束;若不一致,改變物性參數(shù)回到步驟(1)重新計算。

3 自流注水計算實例

2009年,在八角亭構(gòu)造鉆探 1口自流注水井,對 H4B層進行自流注水。自流注水井實施后,觀察井進行 2次測壓,得到觀察井處的井底壓力值。根據(jù)取得的 H3及 H4B層的物性參數(shù)(表 1),利用上述方法計算,自流注水結(jié)果見圖 2、3。

表 1 自流注水計算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

圖 2 自流注水量及壓力隨時間變化曲線

圖 3 累計自流注水量隨時間變化曲線

由圖 2中可見,由于表皮系數(shù)較大,初期日注水量為 20 m3/d左右,以后逐漸減少。圖中注水時間 117 d實測值為 17.7 MPa,計算值為 17.89 MPa;286 d時實測值為 20 MPa,計算值為 19.99 MPa,實測壓力值與計算值基本一致。

由圖 3中可見,注水 377 d時,即 2010年 1月,預(yù)測壓力值為 21 MPa,累計注水 5 158 m3。

4 結(jié) 論

(1)自流注水補充油層能量,給采用衰竭式開采的薄油層帶來生機,有利于對其進一步挖潛,提高了原油采收率。

(2)通過物質(zhì)平衡方法及擬穩(wěn)定流公式聯(lián)合求解,擬合測試壓力值后,可計算出自流注水量隨時間變化的關(guān)系,并可預(yù)測未來的壓力及自流注水量變化趨勢。

(3)結(jié)合實際數(shù)據(jù)擬合,認(rèn)為表皮系數(shù)的影響對自流注水量影響較大,在工程上需要采取措施減少地層污染,增加注水量。

[1]Davies C A.The theory and practice of monitoring and controlling dumpfloods[C].SPE3733,1972:1-16.

[2]Singh B B,etc.Perfor mance for pilotwater injection in an olite reservoir[C].SPE37787,1997:273-281.

[3]Quttainah R,etc.Umm gudair dumpflood pilot project,the applicability of dumpflood to enhance sweep&maintain reservoir pressure[C].SPE68721,2001:1-9.

[4]Quttainah R,etc.Umm gudair production plateau extension,the applicability of fullField dumpflood injection to maintain reservoir pressure and extend production plateau [C].SPE97624,2005:1-7.

[5]ChaudhryM A,etc. Improving oil recovery in heterogeneous carbonate reservoir by opt imizing peripheral water injection through application of innovative techniques[C]. SPE120382,2009:1-5.

[6]秦同洛 .實用油藏工程方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,1989:83-86.

[7]張建國,雷光倫,張艷玉 .油氣層滲流力學(xué) [M].東營:石油大學(xué)出版社,2000:115-121.

編輯 姜 嶺

TE348

A

1006-6535(2010)06-0066-03

20100325;改回日期:20100406

上海市科委 2009年度“創(chuàng)新行動計劃”臨港新城 (海洋科技)科技支撐項目子課題“東海油氣田薄油層開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(09DZ1201100)

王慶勇 (1973-),男,高級工程師,1994年畢業(yè)于西安石油學(xué)院采油工程專業(yè),現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。