海上注水油藏優勢水流通道識別技術研究及應用

陳 凱，姚為英，李勇鋒，秦 欣，張 強

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油＜中國＞有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

砂巖油田注水是目前最常用的開發方式，但部分中高孔、中高滲砂巖油藏的膠結方式多以泥質為主，且較疏松，非均質性嚴重，油水粘度比大，經過長期高速注水后，注入水會沿著滲透率、含水較高的通道水竄并使原有孔徑擴大，導致低效或無效注水循環，即形成優勢水流通道[1-5]。優勢水流通道會造成開發成本上升，生產效益下降，因此在注水油田開發中后期必須對優勢水流通道開展研究和治理，提高油田采收率。海上油田以生產平臺為依托進行油田開發，井數少，井距大，儲層認識有限，油井的測試及治理措施成本也遠遠高于陸地油田，因此，需要綜合靜動態分析認識，結合少量的測試資料，引入數學優化算法來開展研究，最終解決海上注水油藏優勢水流通道識別難題。

1 目標油田地質油藏特征

目標區塊EP 油田位于中國南海珠江口盆地東部海域，構造為一平緩斷背斜，油層主要分布在新近系中新統韓江組，厚度2.0～14.9m。三角洲前緣沉積，發育水下分流河道、河口壩和席狀砂微相。巖性主要為細—中粒長石石英砂巖，泥質含量較高。測井解釋平均孔隙度19.7%～30.6%，滲透率6.2～701.2mD，屬于中孔、中滲油藏。地層原油密度0.9160～0.9347t/m3，原油粘度111.18～277.77mPa·s，為重質稠油。目前油田主要動用層位為主力油藏21#層，該層為邊水油藏，井距300～500m，截至目前，油井共13口，以水平井為主，4口注水井為定向井。注采井組受效關系如表1所示。

2 優勢水流通道識別研究

目前優勢水流通道的研究技術主要包括地質研究、動態分析及現場測試等方法[6-10]，結合EP 油田實際生產情況及資料數據，主要通過對油藏高滲帶、巖芯、泥質含量、流體性質等地質特征分析，研究21#層是否存在形成優勢水流通道的潛在因素；然后根據注水井注入壓力隨注水量變化、油井水油比雙對數曲線等動態特征，定性判斷優勢水流通道形成特征；最后結合示蹤劑測試數據和自主研發的評價軟件進行研究。綜合以上多種技術方法來盡可能精確地刻畫優勢水流通道。

2.1 天然因素分析

（1）高滲條帶。21#層儲層物性較好，注采井間存在高滲條帶。以A14 注采井組為例，注水井A14 與采油井A3H 在1 小層中上部存在明顯滲透率高值段，該段儲層滲透率大于500mD，為高滲層，判斷井間易形成優勢流動通道。

（2）出砂分析。該油田巖芯疏松，在取芯完成后，需要采用灌環氧樹脂的機械固定法進行保存。油田地層原油密度0.9160～0.9347t/m3，原油粘度111.18～277.77mPa·s，為重質稠油，攜砂能力強。另外，油田儲層泥質含量高，如A14 井21#層泥質含量大于15%。綜合以上因素，再結合注水長期沖刷，極有可能形成優勢水流通道。

油田投產前探井DST 測試表明各層均有出砂跡象；油田生產過程中，雖然大部分生產井采取優質篩管、ICD 控水篩管、礫石充填等防砂措施，防砂效果較好，但也有少量井有出砂現象。這些都是優勢水流通道形成的潛在因素。

2.2 注采動態研究

（1）注水井特征。注水過程中，一般來說注入量越大，注入壓力越大。但隨著注水時間變長，在注水量保持穩定的情況下，注入壓力會逐步下降，而且在注入水突破并形成優勢水流通道時，注入壓力的下降曲線會明顯變陡，因此可從注水井的動態曲線來定性判斷是否形成優勢水流通道。

A14井于2018年3月16日投注，如圖1所示。在注水初期，隨注水量增大，泵出口壓力緩慢下降，相對比較平穩。但在2019年1月，隨日注水量提高，注入壓力下降趨勢變大，因此判斷A14 井組初步形成優勢水流通道。從2019年8月9日開始，現場檢測發現3口注水受效井A3H、A6H、A13H 有硫化氫，最高1600ppm 左右，分析成因為ZJ2-17層地熱水導致，因此A14井逐步降低注水量，并與A20井輪流間歇注水，最終通過在油井端加入除硫劑解決。在2021 年2 月調整井A24H 投產后，A14 井逐步提高注水量，同時還為A20 井注水提供水源，因此泵出口壓力也不斷上升。

圖1 A14井日注水與泵出口壓力隨時間變化曲線圖

注水井A20 于2019 年4 月投注，注水動態曲線如圖2所示，在分層配注前，隨注水量不斷增大，泵出口壓力緩慢降低，沒有出現優勢水流通道的特征。分層配注后，泵出口壓力明顯升高，屬于正常生產現象。后期因壓力計故障，無泵出口壓力數據。

圖2 A20井日注水與泵出口壓力隨時間變化曲線圖

注水井A22、A23 井均于2021 年9 月投注，注水動態曲線如圖3和圖4所示，沒有出現注水量不變或增大的情況下，泵出口壓力突然降低的現象，因此判斷目前這兩個井組沒有明顯的優勢水流通道。

圖3 A22井日注水與泵出口壓力隨時間變化曲線圖

圖4 A23井日注水與泵出口壓力隨時間變化曲線圖

（2）油井動態特征。優勢水流通道形成時，油井含水情況一般會發生突變，且在較短時間內會有較大程度的升高。可以分析水油WOR 比隨時間變化的雙對數曲線，如果曲線有明顯轉折點，在轉折點后得到曲線的回歸關系，回歸的直線斜率可定性判斷是否形成優勢水流通道。一般斜率越大，優勢水流通道越明顯，不過需要考慮部分井同時受到邊水和注入水的影響。

以A3H 井為例，水油比隨時間變化的雙對數曲線如圖5所示。從圖中可看出，A3H 井距離邊水較遠，投產后水油比比較穩定，而且處于較低水平。A14井投注后，曲線在2018年6月出現轉折點，曲線擬合的直線段斜率為9.2295，曲線斜率大幅增大，且水油比提升到較高水平，判斷初步形成優勢水流通道。

圖5 A3H井水油比隨時間變化雙對數曲線圖

將注水受效油井的lgWOR-lgt 曲線擬合直線段斜率與含水率做散點圖，如圖6 所示。根據圖示分析，A3H目前含水率高，曲線擬合斜率大，已經形成注入水的優勢水流通道，A5H、A8H 和A9H1 沒有形成優勢水流通道，其余油井雖然含水較高，但斜率不高，暫時無法準確判斷。

圖6 注水受效井水油比雙對數曲線斜率與含水率散點分布圖

2.3 示蹤劑測試結果分析

示蹤劑測試是在注入井中加入與注入流體性態同步的物質，在采出井檢測該物質的產出情況，據此研究被示蹤流體的運動狀況，從而判斷井間連通性并完成井間參數分析與解釋的一種技術。

EP 油田只有A14 井在2018 年11 月8 日實施過示蹤劑測試。當時對A14 周圍5 口井(A2H、A3H、A4H、A5H、A6H)取樣檢測，檢測結果如圖7 所示。A3H 于2019 年2 月4 日濃度抬升，判斷見劑，見劑時間88d，峰值濃度989.13μg/L。結合井距（483.9m）計算，見劑速度為5.50m/d。A6H 于2019 年5 月21 日開始可以脫水檢測，2019年7月5日濃度抬升，判斷見劑，見劑時間240d，峰值濃度至少為200.27μg/L。結合井距（618.38m）計算，見劑速度為2.58m/d。其余油井未見劑。

圖7 A3H和A6H井示蹤劑產出趨勢擬合圖

根據檢測結果判斷，A14 井與A3H、A6H 井連通，井間存在水竄通道，突進速度為2～6m/d；根據回采率判斷，至少有13.26%的水是無效的，說明目前水竄情況較嚴重。

利用自主研發的評價軟件，根據實際油藏建立地質模型，設置多套方案，利用遺傳算法自動擬合示蹤劑產出曲線，模擬結果表明，在21#層，A3H、A6H井與A14井間存在水竄通道，水竄通道厚度154～308cm，水竄通道滲透率612～950mD，孔喉半徑4.4～5.5μm，屬于井間高滲層，水竄通道總體積為39450m3。但本次示蹤劑測試時間較早，后期21#層注采關系變化較大，測試解釋結果僅作為參考。

3 結論

（1）根據對EP 油田21#層高滲帶、巖芯、泥質含量、流體性質等地質特征分析，結合注水井注入壓力隨注水量變化、油井水油比雙對數曲線等動態特征，以及早期示蹤劑測試數據和自主研發的評價軟件進行綜合研究，表明優勢水流通道已在A14 井至A3H 井受效方向形成。

（2）雖然海上測試成本較高，但EP 油田21#層目前注采關系變化較大，為更好地刻畫優勢水流通道，指導調剖方案設計，建議對四個注采井組開展不同類型的示蹤劑測試。