海上L油田污水回注层位优选及方案优化

路 强 王中华 吴东明 陈秋月 张 雨

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引 言

目前国内大部分油田已经开展污水回注工作[1]：大庆油田处理含油污水达6.1×108m3/a，处理后污水全部回注油层[2]；2014年，胜利油田平均产生采油污水76.59×104m3/d，实现了全年采油废水100%回注[3]；海上油田大排量污水回注井为渤海的CFD11-1A11井，该井于2011年8月完井注水，回注量高达14 000 m3/d。国外类似的污水回注油田有秘鲁1AB/8区块，污水回注量为17×104m3/d。

污水回注既可以补偿地层压力，又可以解决油田产出水处理难问题，是油田合理开发和循环利用水资源的正确方向[4]。

L油田为海上裂缝型礁灰岩底水油藏，采用天然水驱水平井开发，经过20余年的开发，目前已进入特高含水阶段，产水2.68×104m3/d，高峰产水4.4×104m3/d。除小部分利用外，其他生产污水均经过处理后直接排海，节能减排压力大。本文以L油田为靶区，研究以回注方式解决生产污水处理问题。

1 回注层位优选

1.1 回注层优选原则

岳建伟等[5]、刘启楠等[6]提出回注层的优选原则，结合L油藏的实际情况，确定回注层优选原则如下：

1)回注层不宜选择主力产层和上产接替层；

2)所选层位渗透率高，吸水能力强；

3)隔夹层发育，避免污水污染其他储集层；

4)所选层位储集空间大。

1.2 回注层位可行性分析

1.2.1 浅层回注污水可行性分析

L油藏纵向上油层划分为8个岩性段：L1～L8。L1～L7层段为主要含油段，主要生产层段在L1～L2，L8层段为提供驱动能量的底水层。通过研究表明，生产层内回注生产污水不可行，主要受以下因素影响。

1)断层、裂缝、溶洞发育

生产层属于中高孔渗储层，断层、裂缝、溶洞发育，分布复杂，非均质性严重，L油田层内非均质性参数见表1。油田处于特高含水开发阶段，没有完善的注采井网，产层内高强度污水回注必将导致储层物性好的区域压力升高，生产井暴性水淹，形成无效水循环，很难有驱油效果。

表1 L油田层内非均质性参数

2)油藏底水能量充足

油田利用天然能量开发20年以来，地层压力未下降，说明油藏存在无限大水体补充能量。底水突破之后，生产井不同阶段测试的泵吸入口压力呈上升趋势，表明油藏为刚性水驱的能量补充方式，不需要补充能量。

1.2.2 L8层回注污水可行性分析

L油田L8层为大底水，是天然能量补给层，经过20年的开发，地层能量未见下降，表明底水水体大，可作为污水回注层。

1)L8储层特征

F层地层厚度分布为250～395 m，大部分地区为水层，仅在西部高于油水接触面的局部地区形成小范围的油层。岩性以藻屑、有孔虫泥粒灰岩、珊瑚藻屑泥粒灰岩夹薄层粒状灰岩和少量群体珊瑚为主，段中孔隙相当发育，连通性好，测井孔隙度可达26.8%～31.0%，渗透率为625～1 097 mD，储层物性好。

2)L8储层微裂缝发育

蚂蚁体属性可以全面地展现油藏断裂系统的空间分布[6-10]。在L油田蚂蚁体连井剖面(图1)上，L8层下部的裂缝系统发育密集，垂直缝系统与高角度倾斜缝系统发育；而在L油田蚂蚁体顺层切片(图2)上，裂缝系统沿断层发育，靠近大断裂附近的裂缝网络尤为密集。L8层段微裂缝发育，为储层流体提供了良好的渗流通道和存储空间，为L8层段作为回注污水承接层创造了良好条件。

图1 L油田蚂蚁体连井剖面

图2 L油田蚂蚁体顺层切片

3)L8层与生产层位之间隔夹层发育

L8层与生产层位之间的L7层段厚为16.3～18.4 m，由珊瑚-珊瑚藻黏结岩、珊瑚藻黏结岩、泥粒灰岩及藻屑-有孔虫泥粒、粒泥灰岩、生物碎屑灰岩等组成，发育微裂缝，但充填严重，总体岩性较致密，孔隙度分布在10%～25%，渗透率分布6.02～366.65 mD，渗透率级差61，平面上变化大，局部隔层发育(图3)，属于相对低孔、低渗段。段中物性好的油层与物性差的油层不等厚间互出现，表现为上部油层物性比下部好，特别是该段底部靠近L8层段处发育了一套低孔渗层，对L8层的底水有一定的遮挡作用。

图3 L8层隔层分布

4)L8层水体大小的确定

应用物质平衡方法[11]，可以计算天然水侵量We，具体见式(1)。

(1)

式中：Np为累计产油量，m3(地面)；Wp为累计产水量，m3(地面)；N为油的原始储量，m3(地面)；Bo为压力降到P时原油在地层中的体积系数，m3/m3；Bw为水的体积系数，m3/m3；Boi为原油体积系数，m3/m3；Δp为油藏的地层压力降，MPa。

对于有限水体的弹性水驱油藏，当油藏压力降波及整个天然水域范围后，则油藏的天然水侵量We可以用式(2)表示。

We=Vpw(Cw+Cf)Δp

(2)

式中：Vpw为天然水域水体体积，m3；Cw为天然水域地层水压缩系数，MPa-1；Cf为天然水域地层岩石压缩系数，MPa-1。

根据式(1)和式(2)计算得到Vpw的表达式(3)。

(3)

水体倍数n表达式为式(4)：

(4)

计算结果表明，若油田压降为0.5 MPa，则水体倍数为286倍。通常，大于100倍水体为活跃性水体，200倍的水体即可认为是刚性驱动的水体，L油田的底水即为刚性驱动的水体。

2 吸水能力及回注井数的确定

2.1 吸水能力分析

L油田利用天然能量开发，没有注入井资料，因此L8层注入能力主要通过以下方法确定。

2.1.1 试采数据确定吸水能力

L油田由3口评价井钻到了F层，其中两口井对F层进行了试采，试采成果见表2，L油田L8层的比吸水指数为119～196 m3/(d·MPa·m)。

表2 L油田F层试采成果

2.1.2 相渗曲线法确定吸水能力

依据相渗曲线特征和油水黏度计算比吸水指数，即在稳定流条件下，比吸水指数与比采油指数可以用式(5)表示。

(5)

式中：J′w、J′o分别为地层条件下的比吸水指数、比采油指数，m3/(d·MPa·m)；Krw、Kro分别为水相、油相的相对渗透率，f；Sor、Swi分别为残余油、束缚水的饱和度，f；μw、μo分别为水、油黏度，mPa·s；d为注、采井距，m；rc为完井半径，m；So、Sw分别为油井表皮系数、水井表皮系数，f；re为井眼半径，m。

考虑油、水井表皮系数为0，式(5)可简写为式(6)。

(6)

根据式(6)及油藏的平均比采油指数、油水黏度比、束缚水饱和度时油相相对渗透率和残余油饱和度时水相相对渗透率，可以求出比吸水指数。经计算L油田的比吸水指数为32.9～420 m3/(d·MPa·m)，平均为169 m3/(d·MPa·m)。

2.1.3 相似油田类比确定回注层吸水能力

渤海区域秦皇岛36-2油田馆陶Ⅱ组，底水油藏平均孔隙度29%，平均渗透率3 012 mD，底水层厚度360 m左右，目前认为水体无限大。

该油田评价井试水资料表明，其比吸水指数为124～172 m3/(d·MPa·m)。该油田在大规模向馆陶Ⅱ组回注生产污水前，开展先导性注水能力试验，根据注水指示曲线，计算出比吸水指数为107.2 m3/(d·MPa·m)。秦皇岛32-6油田馆陶Ⅱ组的比吸水指数在107～172 m3/(d·MPa·m)，与L油田的比吸水指数有一定可比性。

2.2 回注井数确定

经验表明，试采数据和相渗曲线法确定的比吸水指数往往偏大，在实际应用中，均取0.5～0.7的系数，因此单井注水量在12 000～20 000 m3/d，生产污水全部回注方案需要注水井3～4口。L油田L8层吸水能力确定数据见表3。

表3 L油田L8层吸水能力确定

在实际注水过程中，单井注水量还要考虑注水工艺方面的因素。

1)管柱摩阻的影响

根据油藏计算的注水量，在大排量注水过程中，下入5-1/2″、7″、9-5/8″套管作为注入管柱，所产生的管柱摩阻差别非常大，其中下入5-1/2″管柱，在注水量达1.2×104m3/d时，摩阻为17.29 MPa，摩阻很大。考虑套管保护下入7″管柱，在注水量达1.2×104m3/d时，摩阻为5.16 MPa，摩阻在可控范围内。下入9-5/8″管柱，在注水量达1.2×104m3/d时，摩阻为1.14 MPa。考虑到摩阻，单井注水量不能超过1.2×104m3/d。

2)岩心速敏的影响

速敏实验结论表明：速敏损害率12.0%，损害程度弱，临界流速1.5 mL/min。经过计算，临界注水量在2 000 m3/d 以下，不符合工程的实际需求。对比渤海油田30 m油层厚度注入500 m3/d，临界速度也是1.5 mL/min；则在300 m厚度时，注入能力可以达到5 000 m3/d；如果注水量为12 000 m3/d，需要采取一定的措施，否则注入速度过高，容易对地层造成伤害。

3)管柱振动和冲蚀影响

对下入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，冲蚀速率5.03 m/s；7″管柱注水量8 000 m3/d，冲蚀速率4.78 m/s；9-5/8″管柱注水量15 000 m3/d，临界冲蚀速率4.57 m/s。

4)井口最大注入压力

通过对3种尺寸注入管柱的注入压力计算，5-1/2″套管注入井口压力明显偏高，单井注水量1×104m3/d时，井口压力就达到17.7 MPa，无法满足工程要求。7″套管与9-5/8″套管在注水量1.5×104m3/d时，压力分别为12.7 MPa和6.85 MPa，均符合油藏与工程要求。

因此，L油田需部署4口污水回注井。

3 污水回注方案优化

3.1 井位优选

根据L8储层的特点并考虑注水对上部生产井的影响，制定以下原则优选注水井位：

1)注水井位于储层物性好的位置；

2)L8层顶部隔夹层发育；

3)与断层有一定距离，150 m以上；

4)有利于海管管网的部署及改造。

根据上述原则，在L8层部署4口回注井，回注井井位如图4所示。

图4 回注井井位

3.2 注水井段深度优化

设计3种不同注入深度50，100，150 m的对比方案，研究不同深度位置注水对吸水量的影响及在不同深度注水L8层顶压力的变化。

1)不同深度压力预测

结果表明：1 MPa注水压差下，在50 m深度处注水，L8层顶面压力增大0.9 MPa；在100 m深度处注水，L8层顶面压力增大0.52 MPa；在150 m深度处注水，L8层顶面压力增大0.43 MPa，其中100 m深度与150 m深度反射到L8层顶面的压力差别不大。注水段越深，注水后所产生的压力对上部的生产井影响越小，考虑钻井成本，优选100 m深度注水。

2)不同深度注水量预测

在1 MPa注水压差下，3种不同深度50，100，150 m下注水量方案对比，如图5所示，距L层顶50 m的情况明显好于后两者。距L层顶50 m处吸水量初期最大能达到10×104m3以上，其中100 m和150 m两种情况相差不大，100 m深度能满足方案要求的高峰期4.8×104m3的回注量。

图5 不同深度回注层位的吸水量

3.3 回注方案优化

在图4方案的基础上，设计两种不同井型的回注井网。

方案一：1口定向井，3口大斜度井，大斜度段长730 m，井入靶点距离F层顶端30 m，井底靶点距离F层顶端200 m。

方案二：4口水平井，水平段长710 m。

数值模拟结果表明：从地层压力来看，两种方案回注20年后L8层顶表面的压力增量分别为0.450，0.396 MPa，差别不大。这表明两种方案回注20年后L8层地层压力基本没有影响，两种方案都是可行的。

从注水量来看，两种方案在2 MPa的注水压差下均能满足方案要求的最大4.8×104m3的注水量，其中方案一的日注水量更大。随着回注时间的增长，方案二的日注水量递减趋势明显高于方案一，结果见图6。

图6 2 MPa注水压差下日注水量

相较于大斜度井，水平井井斜角更大，除钻井难度更大外，回注后期井下作业难度也更大，钻井成本及作业成本更高。

综合考虑地层压力、注水量、井下作业难度及钻井成本，方案一注水量更大，井下作业难度及钻井成本更低，因此优选方案一作为回注方案。

4 结 论

1)L油田上部浅层不具备污水回注的储层。L8层储层厚度大物性好，而且微裂缝发育，吸水能力强，水体大，回注到该层的污水量不会对生产层造成影响；且L7层储层物性差，隔夹层发育，对底水锥进具有一定的遮挡作用。因此L8层具备生产污水回注的条件。

2)通过回注方案优化，推荐1口定向井，3口大斜度井，2 MPa注水压差的回注方案。该方案能满足注水量要求，且井数少，成本低，经济最优。