砂岩油田合理注水压力的确定

杏 2 - 3 - 124 杏 2 - 4 - 606 杏 3 - 丁 1 - 更 328
当射孔顶界油层属三角洲外 前缘席状砂或处于构造倾角较大 区域时 , 式 (4) 在计算时需降低
杏 3 - 3 - 16 杏 3 - 31 - 632 杏 3 - 4 - 更 320 杏 4 - 10 - 619
×ρv21 2
,
(2)
式中 : Re 为雷诺数 ; D管 为主干道管路内径 ; v1 为主干 道内流速 ; L 为主干道至水嘴的管路长度 ;ρ为水的密
度. 选取 8 口井进行现场实测 ,实测管损与计算管损
情况见表 3. 由表 3 可以看出 ,实测结果与计算结果符
合程度较好.
4. 3 合理注水压力公式
p管计/ MPa 0. 013 0. 175 0. 020 0. 095 0. 028 0. 048 0. 012 0. 023
说明 : p管实 为实测管损压力 ; p管计 为通过公式计算出的管损压力.
5 结论
(1) 油层破裂压力与油层本身物性条件及围限流体压力有关.
(2) 注水井合理注水压力受其射孔顶界油层埋深 、物性及构造特征的影响. (3) 注水过程中水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注水量 、水嘴直径和射孔顶深
79. 33
2. 21
6
10
35. 71
91. 10
7
25. 00
88. 00
0. 94
7
22
75. 86
84. 82
11
36. 67
81. 36
2. 55
8
7
18. 42
95. 71
3
7. 89
88. 67
1. 08
式[2 ] ,则沿程阻力损失 p管 为
p管
=
0. 316 4
4
Re
×L ×103
D管
p岩 = p井口 + p静水 - p管 - p水嘴 ,
(3) 说明 : p嘴 为水嘴压力损失 ; Q 为注水量.
式中 : p静水为井筒内静水柱产生的压力 ,且 p静水 =
0. 1 H ×0. 098 1 , 即注水井合理
注水压力公式应为
井号
p井口 = (0. 23 - 0. 1) H × 0. 098 1 + p管 + p水嘴 . (4)
的端部应力集中 ,使岩石的强度降低 ,甚至接近于 0 ;所以在存在先存裂隙和先存软弱面 (如层理 、片理等) 的情况下 ,所有的强度指数均无实际意义.
(3) 孔隙度 、渗透率和流体压力. 实验表明 ,孔隙度大的岩石渗透率一般较高 ,同时强度也低 ,即孔隙 度与岩石强度成反比 ;但由于孔隙度大的岩石渗透性好 ,渗透率低的岩石在流体压力下产生破裂时 ,渗透 率高的岩石并不破裂. 只有当其围限流体压力足够大时 ,岩石才破裂 ;而围限流体压力的大小 ,不仅取决 于原始状态 ,而且与注水时的水驱波及体积相关. 围限流体压力的增大导致注水时渗透阻尼增大 ,压力增 高 ,岩石被破坏 ;流体压力的增高导致岩石孔隙间的压力增高 ,岩石的整体强度变低 ,从而产生破裂.
·43 ·
大 庆 石 油 学 院 学 报 第 28 卷 2004 年
表 1 杏 1～3 区丙北块嫩二段套损与地层倾角的关系
嫩二段底部套损 小区块
井数/ 口 套损率/ % 平均变径/ mm
嫩二段底部错断 井数/ 口 套损率/ % 平均变径/ mm
地层倾角/ (°)
注水井射孔顶深处压力公式为
表 2 不同水嘴压力损失经验公式
水嘴直径/ mm 12. 00 10. 00 9. 00 8. 00 7. 00 5. 00 4. 00 3. 00 2. 40 1. 80
回归公式 p嘴 = ( - 0. 095 420 + 0. 002 670 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 027 114 + 0. 003 027 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 031 500 + 0. 003 732 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 072 700 + 0. 004 656 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 005 146 + 0. 006 880 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 079 000 + 0. 007 920 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 087 150 + 0. 018 670 Q) 2 p嘴 = ( - 0. 000 686 + 0. 034 670 Q) 2 p嘴 = (0. 174 000 + 0. 042 180 Q) 2 p嘴 = (0. 012 000 + 0. 071 870 Q) 2
大庆石油学院学报
JOURNAL OF DAQING PETROLEUM INSTITUTE
第 28 卷 Vol. 28
第4期 No. 4
2004 年 8 月 Aug. 2004
砂岩油田合理注水压力的确定
梁卫东 , 姜贵璞 , 王丽敏 , 于凤林
( 大庆油田有限责任公司 第四采油厂 ,黑龙江 大庆 163511 )
(1) 三角洲内前缘席状砂. 此类砂岩以粉 、细砂为主. 砂体连续性和油水井间连通状况好 ,注入水不 易造成蹩压 ,井间压差小 ,因此 ,此类油层为射孔顶界时 ,在不超过上覆岩压的条件下 ,可不考虑岩性对注 水压力的影响.
(2) 三角洲外前缘席状砂. 此类沉积多与其他类岩石以薄互层状交互分布 ,其物性较差 ,平均渗透率 在 0. 120μm2 以下 ,砂体平面连通性差 ,油水井间压差较大 ,因此 ,此类油层为射孔顶界 ,应尽量使注水压 力不能过高. 注水压力要低于油层上覆岩压 0. 500 MPa ,以防止注入水在排泄困难的情况下蹩压 ,减弱层 间交合面交合能力 ,而导致窜流.
(3) 滨外坝砂体. 此类砂岩沉积厚度大 ,其平面连续性相对较好 ,因此 ,此类油层为射孔顶界时 ,可不 考虑岩性对注水压力的影响.
套损井 (特别是嫩二段标准层套损井) 与地层倾角有直接关系. 杏 1～3 区丙北块嫩二段地层与倾角 的关系见表 1. 由表 1 可以看出 ,地层倾角较大区域内的套损率明显高于地层倾角较小区域 ;因此 ,在射孔 顶界油层所处构造地层倾角较大的情况下 ,应尽量降低注水压力 ,防止注入水进入薄弱的岩石交合面后 , 在上覆岩层沿地层倾斜面滑动时造成套损. 4. 2 注水压力损失 4. 2. 1 水嘴压力损失
抗张强度为 8. 000 MPa ;围压为 4. 000 MPa 时 ,其抗张强度接近 15. 000 MPa. 这说明 ,岩石强度随围压的升 高而升高 ,且均在围压变化值的 2 倍以上.
3 油层破裂压力
通过实验研究 ,可得
p破 = F + 2 ×0. 23 H ×0. 098 1 ,
(1)
式中 : p破 为油层破裂压力 ; F 为无围压条件下岩石抗张强度 ; H 为井深度 ;因数“2”为在有围压条件下 ,岩
2 岩心实验
2. 1 油层物性与抗张强度 (1) 矿物组成和结构构造. 实验表明 ,组成岩石矿物的硬度越高 ,岩石的强度越大 ;块状岩石的强度大
于各向异性结构岩石的强度 ,如层理构造发育的岩石易于沿层理面产生裂隙 ,从而降低岩石的强度. (2) 先存裂隙. 实验表明 ,岩石中的先存裂隙 ,特别是微裂隙 ,对岩石强度的影响大 ,这是因为在裂隙
摘 要 :为防止砂岩油田超压注水时引起套管损坏 ,通过实验 ,分析了岩石破裂的影响因素 ,得出了油层破裂的压力 计算公式 ,并根据射孔顶界油层特征和注水压力损失状况 ,确定了合理注水压力公式. 研究结果表明 :油层破裂压力与油 层本身物性条件及围压大小有关 ;注水井合理的注水压力受其射孔顶界油层埋深 、物性及构造特征的影响 ;注水过程中 水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注入量 、水嘴直径大小和射孔顶深有关.
收稿日期 :2004 - 03 - 18 ;审稿人 :艾 池 ;编辑 :关开澄 作者简介 :梁卫东 (1971 - ) ,男 ,工程师 ,主要从事油田开发方面的研究.
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第 4 期 梁卫东等 :砂岩油田合理注水压力的确定
2. 2 围压与抗张强度 红 124 井 6. 5/ 55 号岩样实验表明 ,围压为 0 时 ,其抗张强度只有 3. 000 MPa ;围压为 2. 000 MPa 时 ,其
1 基本情况
1977 年 ,杏北地区基础井网平均注水压力比破裂压力低 2. 000 MPa ,全区仅有 2 口注水井套损 ;1978 年 ,部分注水井的注水压力超过射孔顶界油层的破裂压力 ,共有超破裂压力注水井 85 口 (占注水井总数的 37. 28 %) ,平均注水压力超过破裂压力 0. 540 MPa ,其中套损井 10 口 ,年套损率为 1. 09 % ;1979 年 ,超破裂 压力注水井达到 199 口 (占注水井总数的 75. 17 %) ,平均注水压力超过破裂压力 1. 000 MPa ,年套损率达到 1. 55 % ;1980 年以后 ,发现的套损井数进一步增多 ,其中 1986 年达到套损最高峰 ,年套损率为8. 00 %. 随着 近年来对注水压力的进一步控制 ,套损发生井数得到了有效控制[1] .
为定量研究注水过程中水嘴压力的损失 ,多次进行现场数据实测 ,然后根据实测数据回归得到经验公 式 ,见表 2. 按表 2 中公式计算可知 ,在单位时间注水量相同的情况下 ,水嘴直径越大 ,压力损失越小. 4. 2. 2 管损
在注水过程中 ,由于流体与管壁之间的摩擦以及液体内部分子间的摩擦作用 ,注水井存在一定的沿程 阻力损失 ,即管损. 沿程阻力损失与进水管道长度成正比. 等径直管的沿程损失计算采用布拉休斯公
关 键 词 :超压注水 ;注水压力 ;岩石强度 ;套管损坏 ;合理注水压力 中图分类号 :TE357. 62 文献标识码 :A 文章编号 :1000 - 1891 (2004) 04 - 0042 - 03