海上稠油油藏注水井試井研究及應用——以南海東部P油田為例

衛喜輝，謝明英，閆正和，楊 勇，陳一鳴，李 凡

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

生產動態分析認為注水后油井單向受效明顯，可能已形成優勢水流通道。為提高井組注水效果，開展注水井調驅研究，需要進一步明確是否已形成優勢水流通道以及通道長度等參數來優化調驅方案。由于海上油田作業費用高，井況復雜，油藏監測資料少，未進行吸水剖面測試；且示蹤劑監測數據多采用半解析法進行曲線擬合[1]，過程繁瑣，不能直接解釋得到優勢水流通道長度。但考慮到注水井有井下壓力計，可利用注水井關停階段的高密度壓力數據，開展注水井壓力降落試井分析來研究地下滲流特征[2–3]，并將試井解釋成果應用于調剖方案設計、注采結構調整和相滲規律認識等。

1 油田概況

南海東部海上油田新近系儲層屬于海相沉積，砂體橫向連續性好，水體體積大，天然能量充足，依靠天然能量開發取得了高采油速度、高采出程度的開發效果[4]。P油田屬于低幅度斷背斜構造，油藏埋深1 200.0～1 400.0 m，儲層為海相三角洲外前緣沉積，沉積微相以遠砂壩和河口壩為主，巖性以細砂巖和粉砂巖為主。H21油藏是該油田一個含油面積大的中滲低流度稠油油藏，含油面積11.4 km2，高點埋深1 345.0 m，平均地層傾角0.69°，平均地層厚度8.0 m，平均泥質含量13.6%，平均孔隙度26.0%，平均滲透率315.0×10–3μm2，地層原油黏度111 mPa·s，地層原油飽和壓力1.59 MPa，屬正常溫度壓力系統。油田開發方案設計采用天然能量開發，2016年9月油田投產后，主力油藏邊部能量充足而高部位能量供給不足[5]。

為改善油藏開發效果，2018年3月在主力油藏開展注水先導試驗，由于海上平臺設計無注水設施，選取油田深層地層水作為水源，采用井下閉式注水工藝[6–7]，用電潛泵增壓注水，將水源層的水通過管柱不經地面直接注入目的層。注水井井下有流量計和溫度壓力傳感器可實時監測。注水先導試驗部署定向注水井A14，僅注水H21油藏，設計受效井為周邊的油井A3H、A6H和A5H。實際注水動態表明，順物源方向的油井A3H見效快，受效最明顯，其它油井受效不明顯，注水井組呈單向受效特征，井組注水效果有待進一步提高。

2 注水井試井研究

主力油藏的儲層有上下兩套砂體，長期注水開發導致地下為油水兩相流動，滲流特征復雜。綜合考慮注水動態、示蹤劑監測和雙對數特征曲線理論圖版以及數值試井模型驗證等，選擇合理的試井解釋模型進行注水井試井研究。

2.1 試井解釋模型選擇

2.1.1 井模型為有限導流裂縫模型

H21油藏的A14注水井組中油井為A3H井、A6H井、A5H井、A16H井、A17H井及A8H井，其中A8H井是H22油藏的水平開發井，于2018年7月補射H21油藏（圖1）。H21油藏邊部由于受邊水作用明顯，天然能量充足；而油藏中高部位由于儲層物性差且非均質性強、流度低、儲層傳導性差等導致邊水能量供給速度慢，能量不足。油藏邊部調整井A16H和A17H主要受邊水作用，A14井注水對其影響不大；中高部位井A5H、A6H和A3H能量不足，其中A5H井和A6H井注水受效程度一般，A3H井注水受效最明顯，A8H井補孔后受效也較明顯。A3H井注水后無水生產4個半月，見水后含水快速上升。總的來說，A14–A3H井方向油井受效好于其它方向，單向受效特征明顯。經過2年多的注水開發，A14–A3H井方向可能已形成優勢水流通道，優勢水流通道的試井解釋模型可用裂縫模型近似表征[8]。

圖1 H21油藏的A14注水井組井位構造

同時，基于注水井A14在2019年9月和2020年2月停注期間井下壓力計實測的高密度壓力數據，在雙對數坐標中壓差和壓力導數曲線呈典型的“軌道流”特征，與有限導流裂縫井的雙對數特征曲線理論圖版相符合，表明注水井A14具有裂縫滲流特征，主要原因是長期注水形成的優勢滲流通道可近似為有限導流裂縫[9–11]，注水井停注時表現為優勢水流通道內的線性流和同時發生流向地層的線性流，即雙線性流（圖2），壓差和壓力導數的雙對數曲線的斜率均是1/4，且縱軸方向上相差lg4=0.602 1對數周期（圖3）。綜合注水動態分析和雙對數曲線特征，井模型考慮為有限導流裂縫模型。

圖2 A14注水井停注時的雙線性流流動模式

2.1.2 儲層模型為徑向復合單層模型

截至2019年8月底A14井注水532 d，累計注水22.5×104m3。經過長時間注水，受效最顯著的A3H井含水68%，地層為油水兩相流，純油區消失，注水井周圍可近似為純水流動，注水井較遠地區為油水兩相流，解釋模型考慮為徑向復合模型[12]。

A14井–A3H井范圍內的儲層縱向上劃分為：①上部砂體，厚約2.5 m；②中部泥質夾層，在油藏高部位穩定發育，厚約1.5 m；③下部砂體，厚約4.5 m。注水井A14射開整個層段進行注水，水平井A6H僅鉆達上部砂體，示蹤劑監測曲線表現為單峰特征，見劑后迅速達到峰值濃度，之后快速衰減。水平井A3H鉆穿上部砂體和下部砂體，示蹤劑監測曲線表現為雙峰特征，兩個峰值濃度的時間差為36 d。直井示蹤劑監測曲線中雙峰特征一般表示兩個高滲透小層[9]，水平井中出現雙峰特征可認為A3H井的上部砂體和下部砂體均見示蹤劑。從示蹤劑監測結果表可以看出，A3H井在上部砂體的水平段和在下部砂體的水平段的見劑速度基本相同（表1），表明A14井注水時上部砂體和下部砂體都吸水，且吸水強度相近，由于中部泥質夾層分布穩定，上部砂體和下部砂體之間無竄流，因此注水井到油井間的滲流特征可簡化為單砂體滲流特征，即試井解釋模型不需要考慮雙層模型，用單層模型表征即可。

表1 A14注水井組示蹤劑監測結果

2.1.3 數值試井驗證模型合理性

采用Saphir試井軟件，考慮儲層平面物性變化，劃定優勢水流通道區域。由于水平井A3H井與A6H井之間最近和最遠距離分別為490.0 m和610.0 m，平均井距為550.0 m，考慮水平井井控半徑為井距的一半，因此在注水井A14與油井A3H間寬度300.0 m左右的范圍創建Limit邊界，Limit邊界的滲透性用leaky系數表示，建立數值試井地質模型，用模型正演方法驗證試井解釋模型選擇的合理性。考慮周邊井生產的影響，油水兩相用Perrine方法處理。調整leaky系數為0.05時，數值試井模擬曲線總體特征與實測相符，反映注采井間已形成優勢水流通道的滲流特征認識是正確的。

2.2 試井解釋結果

基于以上分析，注水井試井解釋模型選擇直井有限導流裂縫+徑向復合+無限大邊界，分別對注水井在2019年9月和2020年2月關停期間的壓力數據進行注水井壓降試井解釋。2019年9月的注水井關停試井解釋內區（水區）水相相對滲透率54.0×10–3μm2，裂縫半長179.8 m；2020年2月的注水井關停試井解釋內區水相相對滲透率37.0×10–3μm2，裂縫半長221.3 m（圖3，表2）。解釋內區水相滲透率降低表明，隨著水驅倍數的增大，水相端點滲透率降低；2020年2月的注水井關停試井解釋裂縫半長增加，可認為兩次注水關停期間優勢水流通道增加41.5 m。采用2020年2月的注水井壓降試井解釋參數，能很好地擬合2019年9月的注水井關停壓降數據，驗證解釋結果可靠（圖4）。

圖3 A14注水井2次停注壓力降落試井的雙對數曲線

圖4 A14注水井2次停注的壓力擬合曲線

表2 A14注水井試井解釋結果

3 成果應用

3.1 優化調剖方案設計

生產動態分析和試井研究表明，A14井注水已形成優勢水流通道，將采取注水井調剖技術[13]提高井組注水效果。目前的調剖概念方案設計采用統一半徑法計算圓形調剖范圍內的孔隙體積估算調剖劑用量。按照試井解釋的優勢水流通道長221.3 m和數值試井模型中優勢水流通道寬度300.0 m，估算封堵井間優勢水流通道的段塞用量更為合理。

3.2 指導注采結構調整

在注采井組優勢水流通道研究的基礎上，應降低和穩定優勢水流通道方向的油井液量，提高弱勢流動方向上的油井液量來調整流線，促進均衡驅替[14]。通過主動提高A6H井和A17H井液量，初期日增油量為81.0 m3，增油明顯。此外，A3H井在2019年11月29日因井下絕緣故障而關停，修井后含水突然上升至84%，含水較修井前增加16%。分析認為在A3H井關停初期注水井注水速度不變，由于已經形成優勢水流通道，地層滲流特征為注入水繼續流向優勢水流通道，優勢水流通道內壓力和含水飽和度增加，同時優勢水流通道內流體流向優勢水流通道兩側地層；由于優勢水流通道內含水飽和度增大，A3H井修井后開井含水上升。

3.3 深化相滲規律研究

注水井試井解釋水區滲透率為水相端點滲透率，考慮油藏平均滲透率為315.0×10–3μm2，試井解釋的水相端點相對滲透率為0.11～0.18。油田巖心常規相滲實驗的水相端點相對滲透率為0.08～0.18，平均值為0.12，試井解釋認識與相滲實驗相符合。此外，巖心2 000 PV高倍驅替實驗結果表明，隨著驅替倍數增大，水相相對滲透率減小（圖5）。分析原因認為，這主要是因為油田儲層泥質含量高，巖心X衍射分析黏土礦物含量為3%～19%，平均11%；黏土礦物中伊–蒙混層礦物含量較多（45%～69%），其次是高嶺石（10%～20%）、伊利石（10%～21%）和綠泥石（9%～15%）；泥質含量高且伊–蒙混層礦物含量較多導致儲層敏感性強[15]，敏感性實驗也證實了儲層水敏中等偏強–強、鹽敏中等偏強–強；隨著驅替倍數進一步增大，黏土礦物的膨脹和運移等導致孔隙和喉道堵塞，導致水相相對滲透率不但不增加，反而下降[16–17]。2020年2月注水井關停試井解釋的內區水相滲透率比2019年9月注水井關停試井解釋的滲透率低，這與巖心高倍驅替的相滲實驗結果一致，表明可利用不同注水階段的注水井試井解釋滲透率進行不同驅替倍數下相滲規律研究。

圖5 巖心高倍驅替下油水相滲曲線

4 結論

（1）海上稠油油藏儲層非均質性強，長期注水后地下油水兩相滲流特征復雜，注水井試井研究時應綜合注采井組油水井動態、示蹤劑監測資料和雙對數特征曲線理論圖版以及數值試井模型驗證等，選擇合理的試井解釋模型以保證試井解釋結果可靠。

（2）P油田注水井壓降試井雙對數曲線呈“軌道流”形態，為裂縫滲流特征，表明注水已形成優勢水流通道。試井解釋優勢水流通道長度約221.3 m，結合優勢水流通道寬度范圍可合理估算封堵井間優勢水流通道的調驅段塞用量。

（3）注水井試井解釋的水區滲透率為水相端點滲透率。隨注水的進行，試井解釋的水相滲透率變小，這與巖心高倍驅替實驗的水相相滲曲線變化特征一致，表明可利用不同注水階段的注水井試井解釋滲透率進行不同驅替倍數下相滲變化規律研究。