M油田D區(qū)回注方案優(yōu)化可行性研究

王彥青

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司,天津 塘沽 300459)

1 油田地質(zhì)概況

M油田為一呈北東走向的斷裂半背斜構(gòu)造,西側(cè)以遼西大斷層為界與遼西凹陷相鄰,東側(cè)呈斜坡逐漸向遼中凹陷過渡。其構(gòu)造頂部較緩,翼部較陡。內(nèi)部發(fā)育與遼西大斷層平行的系列次級斷層,油田東南部次級斷層較發(fā)育。D區(qū)位于油田的構(gòu)造高部位,主要受邊界大斷層控制。

根據(jù)油田已鉆開發(fā)井資料分析,東二下段發(fā)育油層。東二下段油層自上而下分為零油組、Ⅰ油組、Ⅱ油組和Ⅲ油組,其中Ⅰ、Ⅱ油組為主力油組。其中,Ⅰ油組又分為Ⅰ上油組和Ⅰ下油組。根據(jù)小層精細(xì)對比結(jié)果,Ⅰ上油組細(xì)分為3個(gè)小層(1～3小層),Ⅰ下油組細(xì)分為5個(gè)小層(4～8小層),Ⅱ油組細(xì)分為6個(gè)小層(9～14小層)。

Ⅰ油組局部發(fā)育氣頂,同時(shí)該區(qū)域也發(fā)育Ⅲ油組油層。儲層縱向上呈層狀分布,儲層厚度較大,構(gòu)造高部位有效厚度為45～70 m,構(gòu)造低部位有效厚度為25～45 m。

根據(jù)DST、RFT等測試資料分析,M油田地溫梯度約為3.2 ℃/100 m,屬于正常溫度系統(tǒng);原始地層壓力系數(shù)接近1.0,屬于正常壓力系統(tǒng),原始地層壓力為14.3 MPa(對應(yīng)海拔為-1 450 m),原始地層溫度65.0 ℃。目前,D區(qū)地層壓力為11.5～13.5 MPa(折算到海拔-1 450 m處),平均為12.5 MPa;油層溫度為62.0～64.9 ℃(折算到海拔為-1 450 m處),平均溫度為63.6 ℃。

2 回注方案優(yōu)化提高油田采收率研究

數(shù)值模擬研究中,由于M油田利用Eclipse數(shù)值模擬軟件進(jìn)行模擬,而該軟件對地層溫度變化無法考慮,不能用于本次研究,因此考慮用CMG數(shù)值模擬軟件進(jìn)行研究[1-2]。

研究思路:首先在注入流體從井口經(jīng)井筒至井底的過程中存在熱損失,確定注入流體在地層處的溫度是研究的前提;其次結(jié)合M油田靜態(tài)資料和相關(guān)借鑒參數(shù),利用CMG數(shù)值模擬進(jìn)行研究,最后分析研究結(jié)果,得出相關(guān)規(guī)律及認(rèn)識[3-5]。

2.1 注水井井底流體溫度研究

根據(jù)地面工程計(jì)算結(jié)果,M油田D區(qū)注水井注水溫度為55.0 ℃,熱水回注項(xiàng)目水處理設(shè)備可將注水溫度提高14.0 ℃,WHPD平臺注水井注水溫度為69.0 ℃。因此,以井口注入溫度69.0 ℃為起始點(diǎn),地層溫度按照測試溫度63.6 ℃設(shè)置。

2.2 計(jì)算方法

基于Ramey’s和Willhite’s熱損失計(jì)算模型,建立了井筒溫度計(jì)算方法,具體的計(jì)算公式為[6]:

(1)

其中,

Tei=Teibh-gTZ,

(2)

(3)

式中,A為松弛距離,cm;Cpm為井筒流體熱容量,J/(kg·K);gc為換算因子,取32.2;gT為地溫梯度,℃/100 m;Ke為地層傳導(dǎo)率,W/(m·K);rlo為油管外半徑,cm;Tei為任意深度原始地層溫度,℃;Teibh為原始井底地層溫度,℃;Tf為井筒溫度,℃;Ulo為總傳熱系數(shù),W/(m2·℃);W為總質(zhì)量流量,kg/s;zbh為總井深,m;θ為管斜度,°;φ為結(jié)合焦耳-湯普森和動(dòng)能效應(yīng)的參數(shù);Z為從地表計(jì)算的井深,m。

基于以上公式,在已知M油田D平臺注水井井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)(井斜深、垂深、井斜角)、地層參數(shù)(地層溫度、地層壓力)、注入?yún)?shù)(注入量、注入溫度)、環(huán)境參數(shù)(水溫、環(huán)境溫度)的條件下,運(yùn)用Wellflo軟件可計(jì)算出M油田D區(qū)注水井井底處注入流體的溫度。

2.3 單井建模及計(jì)算結(jié)果

根據(jù)M油田D區(qū)注水井的基本信息,如注水量、井口注入溫度、井深MD、井深TVD、注入通道等,運(yùn)用Wellflo軟件中的Injection模塊進(jìn)行計(jì)算。利用Wellflo軟件,取地層溫度為63.6 ℃、不同的井口注入溫度(55.0 ℃、69.0 ℃)計(jì)算M油田D區(qū)注水井井底處注入流體的溫度,結(jié)果顯示提高井口注入溫度,可提高井底流體溫度。當(dāng)井口注入溫度為55 ℃時(shí),M油田D區(qū)注水井井底處注入流體的平均溫度為50.5 ℃;當(dāng)井口注入溫度為69 ℃時(shí),M油田D區(qū)注水井井底處注入流體的平均溫度為61.2 ℃。

3 CMG數(shù)值模擬機(jī)理研究

利用CMG數(shù)值模擬軟件,結(jié)合M油田D區(qū)的有效厚度、滲透率、含油飽和度等相關(guān)靜態(tài)資料,建立機(jī)理模型[7-9]。其中巖石熱物性見表1,聚合物黏溫曲線見圖1。原油的黏溫曲線是根據(jù)M油田其他區(qū)塊數(shù)據(jù)類比得到，見圖2。

表1 巖石熱物性參數(shù)

圖1 M油田聚合物黏溫曲線

圖2 M油田原油黏溫曲線

網(wǎng)格數(shù)量為14×14×8,平面網(wǎng)格大小為50 m×50 m,縱向網(wǎng)格大小為1 m,平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì),滲透率和孔隙度分別為550～3 500×10-3μm2和28%～33%,孔隙體積為394×104m3,儲量為282×104m3,井網(wǎng)是反九點(diǎn),一注八采。

4 方案設(shè)計(jì)及結(jié)果分析

設(shè)計(jì)方案分為兩組,一組基礎(chǔ)方案,兩組組優(yōu)化方案,見表2。

表2 方案描述

利用所建模型計(jì)算結(jié)果,繪制各方案累產(chǎn)油、含水率與時(shí)間的關(guān)系曲線(圖3～5)。

圖3 基礎(chǔ)方案累產(chǎn)油及含水率曲線

圖4 優(yōu)化方案1累產(chǎn)油及含水率曲線

圖5 優(yōu)化方案2累產(chǎn)油及含水率曲線

通過驅(qū)油機(jī)理分析,從圖6中優(yōu)化方案與基礎(chǔ)方案的最終采收率對比來看,其主要是降低水油流度比,當(dāng)注入流體的溫度增加時(shí),地層處近井地帶的原油溫度升高,導(dǎo)致原油黏度降低。

優(yōu)化方案1比基礎(chǔ)方案采收率提高0.05%。聚合物溶液能夠提高水相黏度,大大改善水油流度比,從而提高驅(qū)油效率;聚合物溶液能夠調(diào)整吸水剖面,從而擴(kuò)大波及體積,優(yōu)化方案2較基礎(chǔ)方案采收率提高7.6%。優(yōu)化方案2對于采收率提高幅度較大(圖6)。

圖6 各方案采收率對比

5 結(jié) 論

(1)利用Wellflo軟件,當(dāng)?shù)貙訙囟葹?3.6 ℃,55 ℃和69 ℃不同的井口注入溫度時(shí),計(jì)算M油田D區(qū)注水井井底處注入流體的平均溫度分別為50.5 ℃和61.2 ℃。

(2)利用CMG軟件機(jī)理模型研究,熱水回注對水驅(qū)可提高采收率0.05%。

(3)利用CMG軟件機(jī)理模型研究,特定階段水驅(qū)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)油提高采收率大于7%。

(4)注水開發(fā)油田針對不同類型的生產(chǎn)水回注方案的比選研究是非常必要的,合理的回注方案能夠切實(shí)提高油田采收率。