路 強(qiáng) 王中華 吳東明 陳秋月 張 雨

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司)

0 引 言

目前國內(nèi)大部分油田已經(jīng)開展污水回注工作[1]：大慶油田處理含油污水達(dá)6.1×108m3/a，處理后污水全部回注油層[2]；2014年，勝利油田平均產(chǎn)生采油污水76.59×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了全年采油廢水100%回注[3]；海上油田大排量污水回注井為渤海的CFD11-1A11井，該井于2011年8月完井注水，回注量高達(dá)14 000 m3/d。國外類似的污水回注油田有秘魯1AB/8區(qū)塊，污水回注量為17×104m3/d。

污水回注既可以補(bǔ)償?shù)貙訅毫?，又可以解決油田產(chǎn)出水處理難問題，是油田合理開發(fā)和循環(huán)利用水資源的正確方向[4]。

L油田為海上裂縫型礁灰?guī)r底水油藏，采用天然水驅(qū)水平井開發(fā)，經(jīng)過20余年的開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水階段，產(chǎn)水2.68×104m3/d，高峰產(chǎn)水4.4×104m3/d。除小部分利用外，其他生產(chǎn)污水均經(jīng)過處理后直接排海，節(jié)能減排壓力大。本文以L油田為靶區(qū)，研究以回注方式解決生產(chǎn)污水處理問題。

1 回注層位優(yōu)選

1.1 回注層優(yōu)選原則

岳建偉等[5]、劉啟楠等[6]提出回注層的優(yōu)選原則，結(jié)合L油藏的實(shí)際情況，確定回注層優(yōu)選原則如下：

1)回注層不宜選擇主力產(chǎn)層和上產(chǎn)接替層；

2)所選層位滲透率高，吸水能力強(qiáng)；

3)隔夾層發(fā)育，避免污水污染其他儲集層；

4)所選層位儲集空間大。

1.2 回注層位可行性分析

1.2.1 淺層回注污水可行性分析

L油藏縱向上油層劃分為8個(gè)巖性段：L1～L8。L1～L7層段為主要含油段，主要生產(chǎn)層段在L1～L2，L8層段為提供驅(qū)動能量的底水層。通過研究表明，生產(chǎn)層內(nèi)回注生產(chǎn)污水不可行，主要受以下因素影響。

1)斷層、裂縫、溶洞發(fā)育

生產(chǎn)層屬于中高孔滲儲層，斷層、裂縫、溶洞發(fā)育，分布復(fù)雜，非均質(zhì)性嚴(yán)重，L油田層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)見表1。油田處于特高含水開發(fā)階段，沒有完善的注采井網(wǎng)，產(chǎn)層內(nèi)高強(qiáng)度污水回注必將導(dǎo)致儲層物性好的區(qū)域壓力升高，生產(chǎn)井暴性水淹，形成無效水循環(huán)，很難有驅(qū)油效果。

表1 L油田層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)

2)油藏底水能量充足

油田利用天然能量開發(fā)20年以來，地層壓力未下降，說明油藏存在無限大水體補(bǔ)充能量。底水突破之后，生產(chǎn)井不同階段測試的泵吸入口壓力呈上升趨勢，表明油藏為剛性水驅(qū)的能量補(bǔ)充方式，不需要補(bǔ)充能量。

1.2.2 L8層回注污水可行性分析

L油田L(fēng)8層為大底水，是天然能量補(bǔ)給層，經(jīng)過20年的開發(fā)，地層能量未見下降，表明底水水體大，可作為污水回注層。

1)L8儲層特征

F層地層厚度分布為250～395 m，大部分地區(qū)為水層，僅在西部高于油水接觸面的局部地區(qū)形成小范圍的油層。巖性以藻屑、有孔蟲泥?；?guī)r、珊瑚藻屑泥?；?guī)r夾薄層粒狀灰?guī)r和少量群體珊瑚為主，段中孔隙相當(dāng)發(fā)育，連通性好，測井孔隙度可達(dá)26.8%～31.0%，滲透率為625～1 097 mD，儲層物性好。

2)L8儲層微裂縫發(fā)育

螞蟻體屬性可以全面地展現(xiàn)油藏?cái)嗔严到y(tǒng)的空間分布[6-10]。在L油田螞蟻體連井剖面(圖1)上，L8層下部的裂縫系統(tǒng)發(fā)育密集，垂直縫系統(tǒng)與高角度傾斜縫系統(tǒng)發(fā)育；而在L油田螞蟻體順層切片(圖2)上，裂縫系統(tǒng)沿?cái)鄬影l(fā)育，靠近大斷裂附近的裂縫網(wǎng)絡(luò)尤為密集。L8層段微裂縫發(fā)育，為儲層流體提供了良好的滲流通道和存儲空間，為L8層段作為回注污水承接層創(chuàng)造了良好條件。

圖1 L油田螞蟻體連井剖面

圖2 L油田螞蟻體順層切片

3)L8層與生產(chǎn)層位之間隔夾層發(fā)育

L8層與生產(chǎn)層位之間的L7層段厚為16.3～18.4 m，由珊瑚-珊瑚藻黏結(jié)巖、珊瑚藻黏結(jié)巖、泥?；?guī)r及藻屑-有孔蟲泥粒、粒泥灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r等組成，發(fā)育微裂縫，但充填嚴(yán)重，總體巖性較致密，孔隙度分布在10%～25%，滲透率分布6.02～366.65 mD，滲透率級差61，平面上變化大，局部隔層發(fā)育(圖3)，屬于相對低孔、低滲段。段中物性好的油層與物性差的油層不等厚間互出現(xiàn)，表現(xiàn)為上部油層物性比下部好，特別是該段底部靠近L8層段處發(fā)育了一套低孔滲層，對L8層的底水有一定的遮擋作用。

圖3 L8層隔層分布

4)L8層水體大小的確定

應(yīng)用物質(zhì)平衡方法[11]，可以計(jì)算天然水侵量We，具體見式(1)。

(1)

式中：Np為累計(jì)產(chǎn)油量，m3(地面)；Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，m3(地面)；N為油的原始儲量，m3(地面)；Bo為壓力降到P時(shí)原油在地層中的體積系數(shù)，m3/m3；Bw為水的體積系數(shù)，m3/m3；Boi為原油體積系數(shù)，m3/m3；Δp為油藏的地層壓力降，MPa。

對于有限水體的彈性水驅(qū)油藏，當(dāng)油藏壓力降波及整個(gè)天然水域范圍后，則油藏的天然水侵量We可以用式(2)表示。

We=Vpw(Cw+Cf)Δp

(2)

式中：Vpw為天然水域水體體積，m3；Cw為天然水域地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；Cf為天然水域地層巖石壓縮系數(shù)，MPa-1。

根據(jù)式(1)和式(2)計(jì)算得到Vpw的表達(dá)式(3)。

(3)

水體倍數(shù)n表達(dá)式為式(4)：

(4)

計(jì)算結(jié)果表明，若油田壓降為0.5 MPa，則水體倍數(shù)為286倍。通常，大于100倍水體為活躍性水體，200倍的水體即可認(rèn)為是剛性驅(qū)動的水體，L油田的底水即為剛性驅(qū)動的水體。

2 吸水能力及回注井?dāng)?shù)的確定

2.1 吸水能力分析

L油田利用天然能量開發(fā)，沒有注入井資料，因此L8層注入能力主要通過以下方法確定。

2.1.1 試采數(shù)據(jù)確定吸水能力

L油田由3口評價(jià)井鉆到了F層，其中兩口井對F層進(jìn)行了試采，試采成果見表2，L油田L(fēng)8層的比吸水指數(shù)為119～196 m3/(d·MPa·m)。

表2 L油田F層試采成果

2.1.2 相滲曲線法確定吸水能力

依據(jù)相滲曲線特征和油水黏度計(jì)算比吸水指數(shù)，即在穩(wěn)定流條件下，比吸水指數(shù)與比采油指數(shù)可以用式(5)表示。

(5)

式中：J′w、J′o分別為地層條件下的比吸水指數(shù)、比采油指數(shù)，m3/(d·MPa·m)；Krw、Kro分別為水相、油相的相對滲透率，f；Sor、Swi分別為殘余油、束縛水的飽和度，f；μw、μo分別為水、油黏度，mPa·s；d為注、采井距，m；rc為完井半徑，m；So、Sw分別為油井表皮系數(shù)、水井表皮系數(shù)，f；re為井眼半徑，m。

考慮油、水井表皮系數(shù)為0，式(5)可簡寫為式(6)。

(6)

根據(jù)式(6)及油藏的平均比采油指數(shù)、油水黏度比、束縛水飽和度時(shí)油相相對滲透率和殘余油飽和度時(shí)水相相對滲透率，可以求出比吸水指數(shù)。經(jīng)計(jì)算L油田的比吸水指數(shù)為32.9～420 m3/(d·MPa·m)，平均為169 m3/(d·MPa·m)。

2.1.3 相似油田類比確定回注層吸水能力

渤海區(qū)域秦皇島36-2油田館陶Ⅱ組，底水油藏平均孔隙度29%，平均滲透率3 012 mD，底水層厚度360 m左右，目前認(rèn)為水體無限大。

該油田評價(jià)井試水資料表明，其比吸水指數(shù)為124～172 m3/(d·MPa·m)。該油田在大規(guī)模向館陶Ⅱ組回注生產(chǎn)污水前，開展先導(dǎo)性注水能力試驗(yàn)，根據(jù)注水指示曲線，計(jì)算出比吸水指數(shù)為107.2 m3/(d·MPa·m)。秦皇島32-6油田館陶Ⅱ組的比吸水指數(shù)在107～172 m3/(d·MPa·m)，與L油田的比吸水指數(shù)有一定可比性。

2.2 回注井?dāng)?shù)確定

經(jīng)驗(yàn)表明，試采數(shù)據(jù)和相滲曲線法確定的比吸水指數(shù)往往偏大，在實(shí)際應(yīng)用中，均取0.5～0.7的系數(shù)，因此單井注水量在12 000～20 000 m3/d，生產(chǎn)污水全部回注方案需要注水井3～4口。L油田L(fēng)8層吸水能力確定數(shù)據(jù)見表3。

表3 L油田L(fēng)8層吸水能力確定

在實(shí)際注水過程中，單井注水量還要考慮注水工藝方面的因素。

1)管柱摩阻的影響

根據(jù)油藏計(jì)算的注水量，在大排量注水過程中，下入5-1/2″、7″、9-5/8″套管作為注入管柱，所產(chǎn)生的管柱摩阻差別非常大，其中下入5-1/2″管柱，在注水量達(dá)1.2×104m3/d時(shí)，摩阻為17.29 MPa，摩阻很大?？紤]套管保護(hù)下入7″管柱，在注水量達(dá)1.2×104m3/d時(shí)，摩阻為5.16 MPa，摩阻在可控范圍內(nèi)。下入9-5/8″管柱，在注水量達(dá)1.2×104m3/d時(shí)，摩阻為1.14 MPa?？紤]到摩阻，單井注水量不能超過1.2×104m3/d。

2)巖心速敏的影響

速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)論表明：速敏損害率12.0%，損害程度弱，臨界流速1.5 mL/min。經(jīng)過計(jì)算，臨界注水量在2 000 m3/d 以下，不符合工程的實(shí)際需求。對比渤海油田30 m油層厚度注入500 m3/d，臨界速度也是1.5 mL/min；則在300 m厚度時(shí)，注入能力可以達(dá)到5 000 m3/d；如果注水量為12 000 m3/d，需要采取一定的措施，否則注入速度過高，容易對地層造成傷害。

3)管柱振動和沖蝕影響

對下入5-1/2″、7″、9-5/8″管柱做注水管柱分析：5-1/2″管柱注水量5 000 m3/d，沖蝕速率5.03 m/s；7″管柱注水量8 000 m3/d，沖蝕速率4.78 m/s；9-5/8″管柱注水量15 000 m3/d，臨界沖蝕速率4.57 m/s。

4)井口最大注入壓力

通過對3種尺寸注入管柱的注入壓力計(jì)算，5-1/2″套管注入井口壓力明顯偏高，單井注水量1×104m3/d時(shí)，井口壓力就達(dá)到17.7 MPa，無法滿足工程要求。7″套管與9-5/8″套管在注水量1.5×104m3/d時(shí)，壓力分別為12.7 MPa和6.85 MPa，均符合油藏與工程要求。

因此，L油田需部署4口污水回注井。

3 污水回注方案優(yōu)化

3.1 井位優(yōu)選

根據(jù)L8儲層的特點(diǎn)并考慮注水對上部生產(chǎn)井的影響，制定以下原則優(yōu)選注水井位：

1)注水井位于儲層物性好的位置；

2)L8層頂部隔夾層發(fā)育；

3)與斷層有一定距離，150 m以上；

4)有利于海管管網(wǎng)的部署及改造。

根據(jù)上述原則，在L8層部署4口回注井，回注井井位如圖4所示。

圖4 回注井井位

3.2 注水井段深度優(yōu)化

設(shè)計(jì)3種不同注入深度50，100，150 m的對比方案，研究不同深度位置注水對吸水量的影響及在不同深度注水L8層頂壓力的變化。

1)不同深度壓力預(yù)測

結(jié)果表明：1 MPa注水壓差下，在50 m深度處注水，L8層頂面壓力增大0.9 MPa；在100 m深度處注水，L8層頂面壓力增大0.52 MPa；在150 m深度處注水，L8層頂面壓力增大0.43 MPa，其中100 m深度與150 m深度反射到L8層頂面的壓力差別不大。注水段越深，注水后所產(chǎn)生的壓力對上部的生產(chǎn)井影響越小，考慮鉆井成本，優(yōu)選100 m深度注水。

2)不同深度注水量預(yù)測

在1 MPa注水壓差下，3種不同深度50，100，150 m下注水量方案對比，如圖5所示，距L層頂50 m的情況明顯好于后兩者。距L層頂50 m處吸水量初期最大能達(dá)到10×104m3以上，其中100 m和150 m兩種情況相差不大，100 m深度能滿足方案要求的高峰期4.8×104m3的回注量。

圖5 不同深度回注層位的吸水量

3.3 回注方案優(yōu)化

在圖4方案的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)兩種不同井型的回注井網(wǎng)。

方案一：1口定向井，3口大斜度井，大斜度段長730 m，井入靶點(diǎn)距離F層頂端30 m，井底靶點(diǎn)距離F層頂端200 m。

方案二：4口水平井，水平段長710 m。

數(shù)值模擬結(jié)果表明：從地層壓力來看，兩種方案回注20年后L8層頂表面的壓力增量分別為0.450，0.396 MPa，差別不大。這表明兩種方案回注20年后L8層地層壓力基本沒有影響，兩種方案都是可行的。

從注水量來看，兩種方案在2 MPa的注水壓差下均能滿足方案要求的最大4.8×104m3的注水量，其中方案一的日注水量更大。隨著回注時(shí)間的增長，方案二的日注水量遞減趨勢明顯高于方案一，結(jié)果見圖6。

圖6 2 MPa注水壓差下日注水量

相較于大斜度井，水平井井斜角更大，除鉆井難度更大外，回注后期井下作業(yè)難度也更大，鉆井成本及作業(yè)成本更高。

綜合考慮地層壓力、注水量、井下作業(yè)難度及鉆井成本，方案一注水量更大，井下作業(yè)難度及鉆井成本更低，因此優(yōu)選方案一作為回注方案。

4 結(jié) 論

1)L油田上部淺層不具備污水回注的儲層。L8層儲層厚度大物性好，而且微裂縫發(fā)育，吸水能力強(qiáng)，水體大，回注到該層的污水量不會對生產(chǎn)層造成影響；且L7層儲層物性差，隔夾層發(fā)育，對底水錐進(jìn)具有一定的遮擋作用。因此L8層具備生產(chǎn)污水回注的條件。

2)通過回注方案優(yōu)化，推薦1口定向井，3口大斜度井，2 MPa注水壓差的回注方案。該方案能滿足注水量要求，且井?dāng)?shù)少，成本低，經(jīng)濟(jì)最優(yōu)。