无效注水量估算研究

由图 2可知 ,孤东油田注水区有效注水存水率取 值 30% 较 为 合 适 。相 应 地 , 有 效 产 注 率 取 值 70%。逐年标定 ,相邻两年累积有效注水量之差 就是当年有效注水量 。与实际注水量之差得到无 效注水量 。
Rp i = 1 - W yp /W yi
(5)
e =W yp /W yi = 1 - Rp i
断块油气田 第 14卷第 1期 FAULT2BLOCK O IL & GAS F IELD 2007年 1月
无效注水量估算研究
王学忠
(胜利油田分公司孤东采油厂 ,山东 东营 257237)
摘 要 孤东油田经过 20 a高速开采后 ,客观上注入水低效 、无效循环比较严重 ,主要是 地层大孔道窜流 、注采不平衡 、套管漏失 、窜流 、地面管线腐蚀泄漏造成的 。研究发现典型注水 开发油田高含水期由驱替特征曲线确定的注水采收率略低于标定值 ,这种差异主要是累积产 水量中有一部分无效产水造成的 。利用这种差异性估算无效产水量 ,再通过存水率找到阶段 无效产水量与无效注水量的关联指数 ,实现无效注水量的估算 。孤东注水区无效注水量的计 算结果与矿场分类统计数值一致 ,证明该处理方法可靠程度较高 。通过封堵大孔道 、地面管网 改造 ,减少了无效注水量 。
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两个采收率值应该相同 。首先确定无效产水量 , 然后 ,利用产水与注水的关联性分析确定无效注 水量 。
2. 1 无效产水量 应用累积产水 - 累积产油的驱替特征曲线法
研究孤东油田注水区采收率 (见图 1 ) [ 3 ] 。选取 2003年前后 ,在相同累积产油情况下 ,累积产水 越少 ,计算采收率值越高 (见表 1) 。同时 ,还提供 了确定累积有效产水量的方法 ,就是寻找计算采 收率等于标定值的那个累积产水量 。
2 估算方法及验证
油田开发 早 期 产 出 水 只 占 产 出 液 的 很 小 比 例 ,开发后期产出水不断增加 ,同时需要注水维持 地层压力和产能 。油田注水量的关联因素 ,如井 组注采比 、单元注采比 、注水压差 、生产压差 、地层 总压降 、注水强度 、采液强度 、吸水指数 、采液指 数 、水驱指数 、存水率 、耗水比等 ,都难以确定无效 注水量 。研究发现典型注水开发油田高含水期由 驱替特征曲线确定的注水采收率略低于标定值 , 这种差异主要是累积产水量中有一部分无效产水 造成的 。如果累积产水量采用有效累积产水量 ,
32. 71 34. 94 30. 89
2. 2 无效注水量 阶段无效产水量通过存水率与无效注水量关
联 。其关联指数等于有效累积产水量与有效累积 注水量比值 ,简称有效产注率 ,与存水率相关 ,注 水开发初期存水率近似为有效注水存水率 。有效 产注率值由注水开发初期存水率确定 。满足 2个 采收率值相同时对应的有效产水率为要确定的有 效产水率 。之后 , 由式 ( 6 ) 计算出有效产注率 。
2007年 1月 断
块
油
气
田 第 14卷第 1期
注水量 73 ×104 m3 。目前井层动态注采对应率 79. 6% ,平均吸水强度 14. 7 m3 / ( d ·m ) , 123 个 井层吸水强度大于 20 m3 / ( d ·m ) , 平 均 27. 9 m3 / ( d·m ) 。12. 6%井层不吸水 , 18%厚度不吸 水 ,其中 35%不吸水厚度属于水质差以及出砂造 成油层堵塞 。经过多轮次调剖 ,效果变差 ,吸水剖 面得不到有效改善 。一方面大部分注入水沿大孔 道无效循环 ,造成严重的注水浪费和较差的经济 效益 ,另一方面始终有 20%左右的油层厚度未水 洗 ,剩余油较为富集 [ 2 ] 。 1. 2 注水管网腐蚀 、结垢严重 ,穿孔频繁
不是没有进一步改进完善的空间 。该计算无效注 水值与 2004 年开展的注水调查落实情况一致 。 注水调查值因人而异 、数值波动范围较大 ,更能凸 现本法优点 。
孤东油田压减无效注水取得一定成效 。例如 在孤东 100号计量站 ,采用碎石对地面注水管线 除垢 , 4 口注水 井平 均泵 压由 7. 5 M Pa 提 高到 13. 5 M Pa,注水能力由 108 m3 / d提高到 275 m3 / d,对应油井产液量增加 45 t/ d,产油量增加 5 t/ d。深化剩余油研究 ,通过套破井更新 19口 、转注 34口 、调剖 49口 、堵水 40口 、细分 69口 、大孔道 对应油井限液 20 口 ,增加有效注水 8 980 m3 / d, 改善水驱动用储量 280 ×104 t。其中利用大孔道 描述软件计算 ,优选调剖井 49 口 ,对应油井 73 口 ,见效 52口 ,增油量 2 ×104 t/ a,减少无效注水 量 21 ×104 m3 。强化提高注水系统效率以及地面 管网改造等压减无效注入水 。加强注水计量管 理 ,推广新型计量仪表 ,提高计量精度 。加强监 督 、检查 、指导工作 ,杜绝跑 、冒 、渗 、漏现象 ,维护 安全 运 行 , 注 水 系 统 效 率 由 53. 3% 提 高 到 55. 0% ,减少无效注水量 16 ×104 m3 。
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第 14卷第 1期 王学忠 1无效注水量估算研究 2007年 1月
与无效注水相伴而生的是无功采水 ,部分井 只产液没有油 。如统计孤东油田注水区 2005 年 2月 28 日 —12 月 31 日 , 共 计 306 d, 无功采 水 38 ×104 t,平均每天无功采水量 1 241 t。无功采 水主要包括作业新开井排液注汽焖井后热采井排 液 、大孔道窜流井产液 ,不可能杜绝 ,但应尽量减 少无功采液 。其造成综合含水率及累积产水 - 累 积产油曲线中累积产水量偏高 ,标定可采储量数 值偏低 。采用扣除无效采水后的有效产水评价开 发指标 ,精确度明显提高 。洗井用水和油井掺水 , 已从日注水量中扣除 ,而且不计入产液量 ,这部分 水量不算无效注水 。
3 收稿日期 : 2006 - 06 - 30。 作者简介 :王学忠 ,男 , 1972年生 ,高级工程师 , 1993 年毕 业于石油大学油藏工程专业 , 2006 年硕士毕业于中国石 油大学油气田开发专业 ,现从事油藏开发工作 。 E - mail: wangxz@ slof. com。
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图 1 孤东注水区驱替特征曲线 表 1 累积产水量与采收率关联分析
累积产水量
a
b
相关系数 采收率 , %
Wp 0. 8W p 1. 2W p
7. 636 7 7. 539 7 7. 715 8
1. 862 9 ×10 - 8 1. 862 9 ×10 - 8 1. 862 9 ×10 - 8
0. 996 5 0. 996 5 0. 996 5
lgW p = a + bNp
(1)
NR = (1. 327 9 - a - lgb) / b
(2)
N = 7. 542 2 / b0. 969
(3)
lgW p = 7. 636 7 + 1. 862 9 ×10 - 8 Np ( 4)
R2 = 0. 993 0
式中 : W p 为油藏累积产水量 , m3 ; Np 为油藏累积 产油量 , t; N 为油藏动态地质储量 , t; NR 为油藏可 采储量 , t。
水开发后 ,注入水低效 、无效循环比较严重 。矿场 调查发现 ,无效注水主要源自 2个方面 。 1. 1 大孔道窜流造成注水无效循环
大孔道指注水冲刷 、岩石颗粒运移 、油水井之 间形成的次生高渗透条带 。主要通过矿场观察 、 测井 、试井 、生产资料分析 、电位法井间监测 、物理 模拟 、井间示踪监测等方法进行描述 。其中井间 示踪技术精度较高 。 1999 年以来井间示踪监测 孤东油田 31 个井组 , 170 口对应油井中 59 口见 示踪剂 ,占 34. 7%。层内渗流速度 0. 4 ～41. 72 m / h,一般在 5. 65 m / h。分析孤东 7 - 27 - 4206 井示踪剂产出曲线发现 ,大孔道厚度 9 cm ,渗透 率却高达 46 μm2 ,大孔道厚度只有注水厚度的 5% ,而吸水量却占全井吸水量 90%以上 。如孤 东 7 - 27N274井与对应注水井形成大孔道 ,含水 率高达 98. 9% ,而距其 30 m 的孤东 7 - 27 - 271 井采取补孔 52 + 3后 ,综合含水率仅 86. 9%。识别 大孔道井 80 口 /120 层 ,日注水量 2. 5 ×104 m3 。 对应油井 180 口 ,产液量 23 016 t/ d,产油量 237 t/ d,含水率 99%。估算 2004 年大孔道造成无效
关键词 无效注水量 注水开发 驱替特征曲线 注水采收率 标定
油田开发高投入 、高风险 、高技术 、高回报的 特点要求不断创新开发理念 ,同时尽量采用成熟 技术的集成规避风险 ,为国家奉献能源的同时 Hale Waihona Puke Baidu实 现产量任务 、资源利用 、最终采收率等综合效益的 最大化 [ 1 ] 。2005 年中国石油化工股份有限公司 油田板块全面开展了油藏 、井筒 、地面 、管理诸多 方面的注水大调查 ,极大地促进了注水开发工作 。 其中一个突出矛盾是注水开发油田地层大孔道窜 流 、注采不平衡 、套管漏失 、窜流 、地面管线腐蚀泄 漏等各种因素 ,造成部分无效注水 ,提高了开发成 本 。一方面无效注水的确存在而且无法绝对避 免 ,另一方面需要努力减少无效注水 ,同时保证有 效注水量 ,准确确定无效注水量至为关键 。以孤 东油田注水区为例 ,应用甲型水驱特征曲线法估 算油田无效注水量 。3
(6)
式中 : W yp为有效累积产水量 , 104 m3 ; W yi为有效累
积注水量 , 104 m3 ; e为有效产注率 ; Rpi为有效注水
存水率 。
图 2 孤东注水区存水率曲线
2. 3 应用实例及验证 2003年前后 ,应用累积产水 - 累积产油的驱
替特征曲线法计算孤东油田注水区采收率为 32. 71% [ 3 ] 。孤东油田注水区 2003年动用地质储 量 2. 272 8 ×108 t,标定可采储量 7 602 ×104 t,注 水开发采收率 33. 45%。根据式 (2) ,计算对应可 采储量为 7 602 ×104 t、b值为 1. 862 9 ×10 - 8时的 a值为 7. 641 5,再通过式 ( 1 ) ,计算出对应 2003 年累积 产 油 量 5 732 ×104 t 的 累 积 产 水 量 为 5. 120 3 ×108 m3 ,恰好对应采收率 33. 45% ,该值 就是 2003年的有效累积产水量 。已知 2003年 12 月累积产水量 5. 155 3 ×108 m3 ,计算出累积无效 产水量为 350 ×104 m3。
1 无效注水来源
孤东油田位于黄河入海口北侧 ,属于常规稠 油 、河流沉积 、疏松砂岩 、以注水开发为主的整装 油田 。自 1986年投入开发以来 ,两次被评为我国 “高速开发油田 ”, 2006年被评为高效注水开发油 田 。到 2006年底 ,注水区累积产油量 6 270 ×104 t,累积产水量 6. 2 ×108 m3 ,累积注水量 6. 7 ×108 m3 ,综合含水率 95. 1% ,年产油量保持在 180 × 104 t,平均单井产油量 4. 2 t/ d。经过 20 a高速注
同理得 , 2004年累积有效产水量为 55 874 × 104 m3 ,累积无效产水量为 383 ×104 m3 , 2004 年 度无 效 产 水 量 为 33 ×104 m3 , 除 以 0. 70, 得 到 2004年度无效注水量为 47 ×104 m3 。 2004 年实 际注水量 4 331 ×104 m3 ,有效注水量 4 284 ×104 m3 , 2004年有效注水率 98. 9%。总体看 ,注水开 发效果是比较好的 ,无效注水量所占比例很小 ,但
注水管网超年限管线 124 km ,占 41%。年穿 孔 5次以上管线 217条 。结垢造成压力损失超 5 M Pa以上的管线 56 条 ,占 22%。如 7 - 27 - 266 井 2002年 4 月转注 ,到 2004 年 10 月干灰换管 柱 ,免修期 913 d。从解剖情况看 ,油管内外壁结 垢严重 ,油管内径由 62 mm 缩小为 44 mm。2004 年注水管网穿孔以及井下注水管柱漏失 、套破等 造成无效注水量 22 ×104 m3 。