海上干扰试井数值模拟设计及方案优化

闫正和，郭康良，李彦平，成楚传，杨勇，刘远志

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司生产作业部，广东深圳518067；2.长江大学地球科学学院，武汉430100）

油气田开发

海上干扰试井数值模拟设计及方案优化

闫正和1，郭康良2，李彦平1，成楚传1，杨勇1，刘远志1

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司生产作业部，广东深圳518067；2.长江大学地球科学学院，武汉430100）

南海东部某油田储层渗透性较好，但各井产水量存在差异，井间干扰严重。针对该种现象，以渗流力学理论为基础，依据现有地质资料进行干扰试井数值模拟，并设计施工方案，以查明井间连通性及干扰压力大小。与常规方法相比，干扰试井数值模拟方法可很好地实现近井地带精细网格和远井地带粗化网格相结合，从而达到利用较少的网格真实刻画地质特征的目的，同时也可很好地模拟油水两相渗流情况，对实际施工测试有良好的指导意义。实际干扰试井施工所搜集到的干扰压力数据与最初模拟设计方案相符，从而验证了该设计方案的正确性。

干扰试井；数值模拟；方案设计；南海油田

0　引言

南海东部海域多数油田地质条件较好，构造简单，储层物性和流体性质均较好，产能高，储层连通性好，水体天然能量充足［1-2］。研究区某油田2370号油层是该油田的主力产层，位于新近系下中新统珠江组中下部，是一个反韵律滨岸体系临滨亚相沉积的块状砂岩油藏，平面上砂体展布相对稳定，油层有效厚度为12.4～23.2m。2370号油层之上发育一套巨厚的陆棚相泥岩（图1），纵向上形成了良好的储盖组合［3-4］。该油田部分钻井取心分析结果显示，2370号油层孔隙度为13.0%～22.8%，渗透率为47～3 860mD，渗透率大于1 000mD的样品占样品总数的41.2%。统计渗透率变异系数与突进系数发现，2370号油层纵向非均质性较强。经过数年的开发，油层已进入中—高含水阶段，油藏出现地层能量下降及井间干扰现象。为了解决这个问题，笔者采用干扰试井数值模拟的方法来评价井间连通性与干扰压力（初始压力与井底压力之差）大小，并求取井间地层物性参数。虽然目前干扰试井技术已经比较成熟，并得到了广泛应用［5］，但海上油田存在取心较少、地质资料缺乏、潮汐和波浪干扰大等多重不利因素的影响，这为大规模进行海上干扰试井施工测试增大了的风险。笔者在精细刻画数值模型的基础上，通过配置不同的激动井产液量和干扰时间进行模拟对比，最终确定一套在误差允许范围内的，符合该油田实际情况的干扰试井方案。

图1　南海油田油藏剖面Fig.1 Reservoir section of the South China Sea oilfield

图2　干扰试井示意图Fig.2 Sketch of interferencewell test

1　干扰试井数值模拟原理

干扰试井数值模拟是以现有的地质资料为基础建立数值模型，并借助干扰试井的基本理论，模拟多相流的渗流特征从而得到相应参数。干扰试井测试分为激动井激动一个压力信号和观察井接收来自激动井的干扰信号2个关键部分。所谓激动井就是在测试过程中通过改变产液量（工作制度）来产生一个压力信号的井，观察井则是在测试过程中通过井下压力计监测这个压力信号的井。概括地讲，干扰试井的原理就是激动井改变生产制度产生压力波动，在安装有高精度压力计的观察井中测量干扰压力［6-8］（图2）。假设：油藏是平面非均质的；流体是微可压缩的；流体黏度和压缩系数均是常数；在干扰试井之前，观察井的地层压力保持基本稳定；激动井以一定产液量生产；井间相互连通，则在一定时间内，存在如下关系

式中：Δpw为干扰压力，MPa；pR为地层压力，MPa；pw（t）为观察井在t时刻的井底压力，MPa；Q为激动井产液量，m3/d；μ为流体黏度，mPa·s；B为流体体积系数，无因次；Ei为指数积分函数；K为地层渗透率，mD；t为生产时间，h；φ为地层孔隙度，%；Ct为综合压缩系数，MPa-1；r为井间距离，m；h为地层厚度，m。

2　干扰试井方案设计和优化

2.1干扰试井井组的优选

南海油田目前已有十余口井投产，在油田整体提液过程中发现部分井存在干扰现象，尤以西南部的W7和W3井井间干扰较为严重。W7井于2012年投产，初期自喷生产，日产液为652.6m3，日产油为641m3，含水率为1.8%，自喷生产半年后因提液需要转为电潜泵生产，高峰日产液为1 632.9m3，日产油为635m3，含水率为61.1%。W3井于2005年投产，初期自喷生产，日产液为1 009.57m3，含水率为0，无水采油期1年半左右，高峰日产液为1 880.4m3，日产油为1 009.6m3，含水率为3.8%。W3与W7井相距295m，为最近的两口井，当W3井提液量增大1%时，W7井井底压力计显示压力下降迅速，表现出极为明显的干扰现象。由于进行干扰试井需要对观察井进行关井，而现阶段W3井产液量最高，为节约成本，最终选定W3与W7井作为干扰测试的关联井组，并以产液量最高的W3井作为激动井，W7井作为观察井进行干扰试井方案设计。

2.2干扰试井方案设计

W7和W3井均为水平井，生产层位为2370号油层，其在平面上存在一定的非均质性。对其采用Voronoi网格进行离散化，在平面上刻画出一个空间区域，区域内任意2个节点之间的连线必然被2个节点所在网格边界垂直平分，任意一点到网格中心点的距离均小于该点到其他节点的距离。在此单一层内可以分为油藏区域和油藏边界两部分，油藏边界采用对称的块状网格，并将其设为定压边界。油藏区域内则生成正六边形几何特性的网格，其网格块的中心可由网格块步长和网格块与水平方向的夹角求得［9-14］。由此建立的Voronoi网格可用于描述形态复杂的油藏，同时可减少网格取向效应，其正交特性符合径向流的方向。将W7与W3井测井解释渗透率和有效厚度等储层参数输入该数值模型中，周边相对较远处的W8，W6和W11井的相关参数也用于插值。由于W7和W3井相距最近，因此在定义数值模型时适当加大了网格密度，最终形成了一个大范围内粗格化和局部精细化，且储层参数渐变的较为真实的数值模型（图3）。

图3　干扰试井油藏数值模型Fig.3 Numericalmodelof oil reservoir of interferencewell test

由于需要有明显的干扰压力才能合理地进行干扰试井解释，因此干扰试井设计需要通过模拟来获得合理的干扰压力，从而指导干扰试井测试施工，避免可能的风险，提高成功率。根据实际资料，该油田油井在生产过程中会产生噪声和波动，其干扰压力为1～10 kPa。海上油井压力会受到潮汐作用的影响，潮汐作用干扰压力一般为0.689 5～6.895 0 kPa。此外，还有其他因素可能造成背景压力的不稳定波动。因此，基于已建立好的数值模型，通过控制激动井产液量和干扰时间进行模拟，可使干扰压力不小于103.43 kPa，使得即使存在部分地质因素不清和其他外界条件变化的影响，依然能够保证测试误差在一定范围内，并获得有效合理的干扰压力数据体。

W3井现阶段日产液量为794.94～953.93m3，含水率为80%。因此数值模型建立后，根据W3井现阶段的产液量为953.93m3/d时进行模拟配产，并模拟产液量为1 907.86m3/d时的干扰压力，并将它们进行对比。通过调整相渗曲线，模拟油水两相渗流，得到最终压力变化曲线（图4）。

从图4可看出，W 3井以产液量为1 907.86m3/d生产时，W7井压力下降速度明显比W3井以产液量为953.93m3/d生产时快得多，说明激动井产液量对干扰压力有很大影响。从初始点开始，保持W7井一直关井的情况下，W3井以产液量为1 907.86m3/d开井生产，很快就观察到了W7井井底压力下降。由于储层物性较好，压力波传播速度较快，在开井16.1 h后干扰压力就达到了103.43 kPa，在开井37.2 h后干扰压力达到了137.9 kPa；在关井15.7 h后压力恢复了103.43 kPa，关井41.2 h后压力恢复了137.9 kPa。从初始点开始，W7井一直保持关井的情况下，W3井以产液量为953.93m3/d生产，W7井的压力下降相对缓慢，开井71.33 h后干扰压力达到了103.43 kPa，开井198.83 h后干扰压力达到了137.9 kPa；关井63.83h后压力恢复了103.43 kPa。通过对比可以看出，欲使干扰压力达到103.43 kPa，两种设计方案所需时间相差55.23 h。鉴于现阶段油层的实际供液能力及突然猛烈提液可能会对油水两相渗流产生影响，拟定使用产液量为953.93m3/d进行激动。设计方案为：从某一时刻起，W7井停止生产并下入高精度压力计监测该井井底压力，保持该井一直关闭，W3井正常生产48 h后关井48 h，然后开井以产液量为953.93m3/d生产96 h，再关井96 h，之后所有井恢复正常生产。

图4　干扰压力对比Fig.4 Com parison of interference pressure

2.3干扰试井方案优化

如果依据该方案进行施工，理论上就能搜集到可以用来进行干扰试井解释的较为合理的压力数据体，而且具体施工起来也很便捷，但同时也存在一定的问题。根据模拟结果认为，虽然在激动井激动前已经监测了背景压力的变化，但仍有可能因为背景压力监测不全而使解释结果不够准确。如果把原方案改为类似脉冲试井的多次开关井制度，则不仅可以在未能完整录取背景压力的情况下，把初始脉冲前缘当作背景压力，其后缘作为受到干扰影响的压力进行分析，得到纯干扰压力变化值，而且可以根据解释的结果对测试全过程进行压力历史拟合检验，提高资料解释的准确度，同时还可以避免因单次关井时间过长而造成油井固结等不利现象发生。最终确定的施工设计方案为：①W3井保持开井正常生产，W7井关井12 h，下入高精度压力计；②W7井开井正常生产48 h，保持W3井开井正常生产；③W7井关井48 h测压力恢复；④W 3井关井48h；⑤W3井开井以产液量为953.93m3/d生产48h，保持W7井一直关井；⑥干扰试井测试结束，所有井恢复正常生产（图5）。

图5干扰试井测试施工安排Fig.5 Testing schedule of interferencewell test

图6　W 7井实测干扰压力Fig.6 Actualmeasurement interference pressure ofW 7well

3　干扰试井测试数据录取

依据方案设计，进行了严格的施工测试。2014年3月8日14时开始在W7井下入高精度压力计监测W7井压力变化。保持W3与W7井均开井正常生产，W7井在3月10日20时开始关井，并持续关井到3月21日20时测试结束。W3井在3月12日20时关井，之后每隔48 h改变一次开关井制度，直到3月20日20时结束测试。期间激动井开井生产时平均产油为424.98m3/d，平均产水为766.32m3/d，整体产液量比设计值略微增大。施工测试搜集到了良好的数据（图6），从图6可以看出，受W 3井开关井激动的影响，W7井在一个48 h的工作制度内受到的干扰压力达到了62.05～68.95 kPa，与之前进行干扰设计模拟的60～70 h达到103.43 kPa基本相符，略微的误差可能是由井间部分地质特征不清，在数值模型中无法精细表征引起的，但总体上其误差是满足设计要求的，从而验证了数值模型所用地质参数的准确性，以及干扰试井设计思路和方案的正确性。

4　结论

（1）通过干扰试井设计和模拟，结合干扰试井相关理论得出激动井产液量及干扰测试时间与干扰压力均呈明显的单调函数正相关关系，在进行试井设计时应结合实际情况设计合理的激动井产液量和测试时间。

（2）依据地质资料进行精细的数值模拟刻画，设计以103.43 kPa作为干扰试井参数分析的下限值来配置产液量和对应的激动时间，为不确定因素造成的误差留出了空间，保证了施工能搜集到合理可靠的压力数据。

（3）在潮汐等不稳定因素的影响下，完成了基于干扰试井的数值模拟设计及施工，录取到的压力资料验证了模拟设计的准确性，为今后类似的海上大型干扰测试施工积累了经验。

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（本文编辑：李在光）

Interferencewell testw ith numericalsimulation design and program optim ization at sea

YAN Zhenghe1，GUO Kangliang2，LIYanping1，CHENGChuchuan1，YANG Yong1，LIU Yuanzhi1
（1.DepartmentofProduction，Shenzhen Branch，CNOOC，Shenzhen 518067，Guangdong，China；2.SchoolofGeosciences，YangtzeUniversity，Wuhan 430100，China）

The reservoir ofan oilfield located in the eastern South China Sea is characterized by good reservoir permeability，different water content in each well and serious interference between production wells.Aiming at this phenomenon，based on seepage flowmechanics and existing geological data，this paper carried out interferencewell test numerical simulation and designed construction program to ascertain interwell connectivity and find out interference pressure.Compared with conventionalmethods，interference well test numerical simulation can realize the combination of fine grid blocks in near bore zones and coarse grid blocks in far bore zones，and then achieved the purpose of describing geological characteristicswith leastgrid blocks and simulated oil and water seepage ofmultiphase flow at the same time，which has favorable guidance for practical construction tests.The actual interference pressure date collected from optimized interferencewell test constructionmatched with the initial designing project，which validates the correctnessof thisdesign scheme.

interferencewell test；numericalsimulation；projectdesign；South ChinaSeaoilfield

TE353

A

1673-8926（2015）02-0098-05

2014-10-22；

2014-12-28

国家重大科技专项“高含硫气藏安全高效开发技术”（编号：2011ZX05017-001）资助

闫正和（1965-），男，高级工程师，主要从事油气田开发和油藏管理工作。地址：（518067）广东省深圳市蛇口工业二路1号海洋石油大厦。电话：（0755）26022393。E-mail：yanzhh@cnooc.com.cn。