数值试井技术在南海油气田中的应用

姜 平 孙 雷 杨志兴 李树松 许月明

1.中国地质大学（武汉）2.西南石油大学 3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

随着南海西部复杂断块、非均质性强等油气藏的发现，复杂油气田的开发出现了多相流、非均质性强的试井疑难问题。常规试井分析方法不能解决或者不能有效解决这些复杂试井问题。而且这些试井问题也严重制约着对储层的认识。笔者通过开发和应用数值试井技术[1－3]，来解决这些复杂试井难题。

1 南海西部油气田试井问题

1.1 多相流试井问题

常规试井解释无法得出合理的相渗透率，不能真实描述储层中的多流相渗流情况。

1.2 干扰试井问题

单井测试受邻井干扰，常规试井确定不了合理的解释模型，解释不出合理的储层参数，并增加了试井解释的多解性。

1.3 非均质强油气藏试井问题

针对平面非均质强而地质认识不是很精确的储层（部分储层），常规数值模拟技术和常规试井解释无法准确模拟单井压力变化情况，也无法得出正确合理的储层参数，也无法准确地进行生产预测。

2 数值试井技术的原理及应用

笔者针对上述南海西部油气田疑难试井问题，开发和应用了Voronoi数值试井技术。

2.1 数值试井原理

数值试井就是应用数值模拟方法解决试井问题。首先建立三相渗流数学模型[4－9]：

式中K为渗透率，mD；Kr为相对渗透率；φ为孔隙度；S为饱和度；μ为黏度，mPa·s；B为体积系数；Rs为溶解气油比。下标o为油；g为气；w为水。

然后采用Voronoi网格技术进行离散化，使之成为多个网格体。Voronoi网格（图1）是一种把局部精细网格和基本粗化网格结合在一起的技术，即井筒、断层等附近采用细网格，而离井较远处采用稀的基本网格。

最后调整油藏模型、油藏参数、流体参数及其分布，计算网格所有节点的压力和流体分布，从而找出与实测压力相一致的油藏模型和参数分布，这就是最终解释结果。

图1 Voronoi网格示意图

通过不断地开发和应用，总结了一套行之有效的工作流程和工作方法（图2）。

图2 数值试井工作流程图

2.2 数值试井在南海油气田的应用

2.2.1 多相流数值试井应用

NOH1井生产层位为N1－IV油组，由于井打在油水过渡带上，现在含水率达到70%，常规试井无法正确模拟油水流动真实情况。因此使用数值试井技术，通过应用数值试井技术，建立合理地质模型，引入油水两相相渗曲线，可得到油、水真实渗透率以及地层压力的变化情况（图3）。

通过数值试井与常规试井解释结果对比（表1），再结合油气田地质和生产情况。分析发现数值试井解释结果更符合实际情况，并且能够模拟储层油、水流动的真实情况。

图3 NOH1井双对数拟合曲线图

表1 NOH1井常规与数值试井结果对比表

2.2.2 干扰数值试井应用

N3Ⅰ气组有6口生产井（NM7—NM12井）同生产，大部分井测试的压力双对曲线末端下翘，为邻井干扰所致，常规试井不能准确定量解释干扰现象。为了准确定量解释各井之间的干扰情况和气组连通情况，使用数值试井解释这些井。以NM10井为例来阐述数值试井在N3Ⅰ气组的应用，先建立N3Ⅰ气组地质模型，而后进行拟合分析，得到较好试井解释结果（图4）和地层压力分布。

图4 NM10井双对数拟合曲线图

通过进一步分析N3Ⅰ气组6口井干扰数值试井解释成果（表2），得出N3Ⅰ气组连通性较好。

2.2.3 非均质油气藏数值试井应用

南海西部大量强非均质的油气藏正在开发，由于海上考虑经济成本，井较少，造成局部地质认识不清楚，出现大量非均质试井问题。NGH2井所在井区的地质认识不够，造成数模的压力历史拟合不好，并且常规试井的压力历史曲线拟合效果也差。

采用数值试井技术对该井进行试井解释。结合地质、地震、生产动态的认识建立一个合理简单的地质模型，最后试井曲线得到较好的拟合效果，并得出该井的单井动储量为4.7×108m3，此外还可以将解释成果作为基础代替数学模型进行生产预测（图5）。

表2 N3Ⅰ气组6口井试井解释成果表

图5 NGH2井数值试井生产预测曲线图

3 结论

1）干扰数值试井技术在常规解析试井解释基础上，通过建立单井精细地质模型，进行模拟分析，并准确定量解释各井之间的干扰情况，以此进一步分析储层连通情况。

2）多相流数值试井引入多相相渗曲线，通过模拟分析能得出Ko、Kw、Kg等各相相渗透率，而且能够模拟储层流体真实流动情况。

3）非均质油气藏数值试井针对平面非均质强而地质认识不是很精确的储层（或者局部储层地质认识不精确），建立单井储层地质模型，能较好地拟合了测试井的压力和产量数据，以此代替数值模拟，进行生产预测，并准确计算单井动储量，是数模技术的有力补充。

4）数值试井技术改进了传统试井解释技术的缺陷和不足，功能很强大，为今后复杂油气田的试井解释工作开辟了一条新途径。

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