張　倩

(大慶油田有限責任公司 采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453)

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開發(fā)應用

印尼M油田注水管柱及注水溫度設計分析

張倩

(大慶油田有限責任公司 采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453)

油氣井分層注入管柱的優(yōu)化設計對現(xiàn)代注水工藝的作用越來越重要。M油田具有油層溫度高、油層埋藏深度淺等特點。在滿足M油田注水壓力條件和注水管柱強度要求基礎上，通過對比分析注水壓力、注水量、以及注水管柱管徑3者之間的關系，優(yōu)化M油田注水井注入管柱設計。同時對影響注水開發(fā)效果的注入水溫度進行優(yōu)化設計。通過分析注入水溫度、注水量，以及注入時間來預測井底溫度，綜合分析之后給出最佳的注水溫度，提高油層保護效果。

油田；注水；管柱；優(yōu)化設計

印尼M油田的油層溫度高，并且主要以注水開發(fā)方式為主。目前，M油田綜合含水已達到98%以上，整體進入高含水期開發(fā)階段，部分主力油區(qū)則進入了特高含水后期開發(fā)階段，油田開發(fā)的難度越來越大。注水工藝是保證油田注水開發(fā)順利進行的重要手段，而分層注水工藝技術可以有效解決縱向上存在的層間矛盾，是提高中低滲透層剩余油采收率的重要技術。本文就是根據(jù)M油田注水開發(fā)方案調整要求，有針對性地對分層注入管柱以及注入水溫度進行優(yōu)化設計，提出適合于M油田開發(fā)注水井注水管柱及注水溫度設計方法。

1　常規(guī)注水管柱結構

油田常用的注水管柱結構如圖1～2所示[1-2]。分層注水管柱適用于油層精細開發(fā)，對多個地層通過封隔器和配水器隔開，根據(jù)不同層位要求，注入相應的水量，籠統(tǒng)注水管柱適用于對多個層位籠統(tǒng)注水，整體開發(fā)模式。

圖1　籠統(tǒng)注水管柱

圖2　分層注水管柱

2　M油田注水管柱設計要求

M油田典型井選用的注水工藝如表1。

表1　M油田注水情況

1)M油田地面管線應滿足單井注入量477 m3/d(3 000 bbl/d)的要求。

2)M油田的最高注水壓力為5.4 MPa。

3　M油田注水管柱設計分析

3.1注水管柱敏感性分析

注入管柱內(nèi)部注入水流速較高，通常處于紊流狀態(tài)。首先應用工程流體力學計算方法，建立管內(nèi)注入水紊流條件下油管內(nèi)壓耗計算模型，該模型中考慮了流體的密度、黏度、油管尺寸，以及注入量對油管內(nèi)沿程壓耗的影響[3-5]。

Δppi=kpi×Lp×Q1.8

(1)

(2)

式中：Δppi為油管內(nèi)循環(huán)壓力損耗，MPa；Lp為油管柱長度，m；Q為注入量，L/s；ρd為注入水密度，g/cm3；μpv為注入水黏度，mPa·s；dpi為油管內(nèi)徑，mm。

管柱壓耗與管柱長度、注入量和管柱尺寸直接相關。本文分別以單因素分析方法進行分析，在油管長度一定條件下，計算不同管徑、不同流量下管柱壓耗損失，如圖3～6。相同管柱長度條件下，隨著管徑減小，油管壓耗成指數(shù)形式增加。通過合理考慮各個影響因素之間的關系，管柱優(yōu)化設計理論可以為M油田今后不同注水開發(fā)條件提供理論支撐。

圖3　注入量與油管壓耗關系(油管400 m)

圖4　注入量與油管壓耗關系(油管600 m)

圖5　注入量與油管壓耗關系(油管800 m)

圖6　注入量與油管壓耗關系(油管1 000 m)

下面以管徑為約束條件，對管柱注入量、管柱長度進優(yōu)化設計分析，如圖7～9所示。相同流量、相同管柱長度下，隨著管徑的增加，油管壓耗逐漸降低，而且降低幅度逐漸增大。

圖7　注入量與油管壓耗關系(管徑50.6 mm)

圖8　注入量與油管壓耗關系(管徑62.0 mm)

圖9　注入量與油管壓耗關系(管徑76.0 mm)

3.2注水管柱設計結果

根據(jù)M油田注水管柱具體要求，通過對注入管柱及注入?yún)?shù)進行分析，可以獲得合理的注水管柱尺寸。

表2　M油田注水管柱設計結果

4　M油田注入水溫度設計分析

注水溫度是影響地下原油黏度的重要因素。溫度降低，原油黏度增加，影響開發(fā)效果。溫度降低時，還會引起原油中的石蠟析出而傷害地層。另外，溫度的變化還會引起油藏巖心表面性質改變；近井地帶溫度的變化還會導致近井地帶的應力場變化，并有可能誘發(fā)裂縫。因此，有必要確定合理的注水溫度，防止溫度降低對注水工作帶來不利的影響。據(jù)江漢油田室內(nèi)試驗，油藏溫度下降1 ℃，殘余油飽和度降低0.51%。大慶油田室內(nèi)試驗表明：當溫度低于析蠟溫度時，平均溫度每下降1 ℃驅油效率下降0.57%。M油田油層溫度較高，平均油層溫度可達80 ℃，因此有必要對注入水溫度進行優(yōu)化計算[6-7]。

注水井井底溫度采用Ranmey熱傳導方程計算。

Twf=αH+Tgs-αA+(Twh+αA-Tgs)e-H/A

(3)

(4)

(5)

式中：Twf為注水井井底溫度，℃；α為地溫梯度，℃/m；H為油層中部溫度，℃；Tgs為地表溫度，℃；Twh為注入水井口溫度，℃；Qiw為注入速度，cm3/s；ρw為注入水密度，cm3/s；Cf為注入水比熱容，J/(g·℃)；Kh為巖石熱傳導率，W/(m·℃)；Dc為套管外徑，m；K為地層熱擴散率，m2/s；t為連續(xù)注入時間，s。

4.1注水溫度敏感性分析

注水井井底溫度應高于原油析蠟溫度或凝固點溫度。由井底溫度計算公式可計算出在不同井口注入水溫度、注入量和注入時間下的井底溫度，然后綜合分析確定最佳注水溫度。模擬計算基本參數(shù)：M油田油層中部深度平均600 m，地表溫度20 ℃，地溫梯度0.133 ℃/m，油層中部深度600 m，油層套管外徑139.7 mm，水的密度1 000 kg/m3，水比熱容4.2 kJ/(kg·℃)，巖石熱傳導率3 W/(m·℃)。

由圖10～13知，在注入水溫度低于65 ℃時，用相同溫度注入水注入地層，低注入量時井底溫度高于高注入量時井底溫度，這是因為在這個過程中，低注入量水與井筒周圍圍巖之間有充分時間進行熱交換。當注入溫度高于65 ℃時，高注入量注水時井底溫度高于低注入量注水。井底溫度不是始終與注入地層水溫度保持一致。

圖10　注入量與油管壓耗關系(注水1 d)

圖11　注入量與油管壓耗關系(注水10 d)

圖12　注入量與油管壓耗關系(注水100 d)

圖13　注入量與油管壓耗關系(注水1 a)

4.2注水溫度設計結果

通過對注水溫度進行分析可知，該油田地層溫度控制在70～80 ℃比較合適，若滿足該要求，注水溫度不可低于75 ℃，否則會改變地層原油物性，最終影響地層的水驅油效果。

5　結論

1)根據(jù)M油田注水管柱長度、注入流量、注水管壓耗等參數(shù)要求，應用本文分析方法可以優(yōu)選合理的油管尺寸。

2)注水井注水溫度對油藏開發(fā)效果至關重要，應用本文分析方法可以確定合理的注水溫度，為M油田提高原油采收率提供理論依據(jù)。

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Analysis of Water Injection String and Injected Water Temperature Design in M Oilfield of Indonesia

ZHANG Qian

(Production Engineering & Research Institute，PetroChina Daqing Oilfield，Daqing 163453，China)

Optimization of separated layer injection pipe string plays an increasingly important part in modern water injection technology.The M oilfield has the features of high reservoir temperature and shallow buried depth.On the basis of meeting requirements of injection pressure and string strength，the relationship among injection pressure，injection rate and diameter of string has been compared to optimize water injection string in M oilfield.The injected water temperature has also been optimized which affects the development result.The temperature of bottom hole can be predicted by analysis of injected water temperature，injection rate and injection time.The optimal result can be achieved after comprehensive research to improve reservoir protection effects.

Oilfield；water injection；pipe string；optimization design

1001-3482(2016)05-0043-05

2015-10-28

張倩(1986-)，女，陜西漢中人，2008年畢業(yè)于東北石油大學石油工程專業(yè)，2011年畢業(yè)于德國克勞斯塔爾工業(yè)大學油藏管理專業(yè)，目前從事采油工程技術研究，E-mail：zq_orange@hotmail.com。

TE934.107

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.05.009