海上稠油油藏注水井试井研究及应用——以南海东部P油田为例

卫喜辉，谢明英，闫正和，杨 勇，陈一鸣，李 凡

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

生产动态分析认为注水后油井单向受效明显，可能已形成优势水流通道。为提高井组注水效果，开展注水井调驱研究，需要进一步明确是否已形成优势水流通道以及通道长度等参数来优化调驱方案。由于海上油田作业费用高，井况复杂，油藏监测资料少，未进行吸水剖面测试；且示踪剂监测数据多采用半解析法进行曲线拟合[1]，过程繁琐，不能直接解释得到优势水流通道长度。但考虑到注水井有井下压力计，可利用注水井关停阶段的高密度压力数据，开展注水井压力降落试井分析来研究地下渗流特征[2–3]，并将试井解释成果应用于调剖方案设计、注采结构调整和相渗规律认识等。

1 油田概况

南海东部海上油田新近系储层属于海相沉积，砂体横向连续性好，水体体积大，天然能量充足，依靠天然能量开发取得了高采油速度、高采出程度的开发效果[4]。P油田属于低幅度断背斜构造，油藏埋深1 200.0～1 400.0 m，储层为海相三角洲外前缘沉积，沉积微相以远砂坝和河口坝为主，岩性以细砂岩和粉砂岩为主。H21油藏是该油田一个含油面积大的中渗低流度稠油油藏，含油面积11.4 km2，高点埋深1 345.0 m，平均地层倾角0.69°，平均地层厚度8.0 m，平均泥质含量13.6%，平均孔隙度26.0%，平均渗透率315.0×10–3μm2，地层原油黏度111 mPa·s，地层原油饱和压力1.59 MPa，属正常温度压力系统。油田开发方案设计采用天然能量开发，2016年9月油田投产后，主力油藏边部能量充足而高部位能量供给不足[5]。

为改善油藏开发效果，2018年3月在主力油藏开展注水先导试验，由于海上平台设计无注水设施，选取油田深层地层水作为水源，采用井下闭式注水工艺[6–7]，用电潜泵增压注水，将水源层的水通过管柱不经地面直接注入目的层。注水井井下有流量计和温度压力传感器可实时监测。注水先导试验部署定向注水井A14，仅注水H21油藏，设计受效井为周边的油井A3H、A6H和A5H。实际注水动态表明，顺物源方向的油井A3H见效快，受效最明显，其它油井受效不明显，注水井组呈单向受效特征，井组注水效果有待进一步提高。

2 注水井试井研究

主力油藏的储层有上下两套砂体，长期注水开发导致地下为油水两相流动，渗流特征复杂。综合考虑注水动态、示踪剂监测和双对数特征曲线理论图版以及数值试井模型验证等，选择合理的试井解释模型进行注水井试井研究。

2.1 试井解释模型选择

2.1.1 井模型为有限导流裂缝模型

H21油藏的A14注水井组中油井为A3H井、A6H井、A5H井、A16H井、A17H井及A8H井，其中A8H井是H22油藏的水平开发井，于2018年7月补射H21油藏（图1）。H21油藏边部由于受边水作用明显，天然能量充足；而油藏中高部位由于储层物性差且非均质性强、流度低、储层传导性差等导致边水能量供给速度慢，能量不足。油藏边部调整井A16H和A17H主要受边水作用，A14井注水对其影响不大；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井注水受效最明显，A8H井补孔后受效也较明显。A3H井注水后无水生产4个半月，见水后含水快速上升。总的来说，A14–A3H井方向油井受效好于其它方向，单向受效特征明显。经过2年多的注水开发，A14–A3H井方向可能已形成优势水流通道，优势水流通道的试井解释模型可用裂缝模型近似表征[8]。

图1 H21油藏的A14注水井组井位构造

同时，基于注水井A14在2019年9月和2020年2月停注期间井下压力计实测的高密度压力数据，在双对数坐标中压差和压力导数曲线呈典型的“轨道流”特征，与有限导流裂缝井的双对数特征曲线理论图版相符合，表明注水井A14具有裂缝渗流特征，主要原因是长期注水形成的优势渗流通道可近似为有限导流裂缝[9–11]，注水井停注时表现为优势水流通道内的线性流和同时发生流向地层的线性流，即双线性流（图2），压差和压力导数的双对数曲线的斜率均是1/4，且纵轴方向上相差lg4=0.602 1对数周期（图3）。综合注水动态分析和双对数曲线特征，井模型考虑为有限导流裂缝模型。

图2 A14注水井停注时的双线性流流动模式

2.1.2 储层模型为径向复合单层模型

截至2019年8月底A14井注水532 d，累计注水22.5×104m3。经过长时间注水，受效最显著的A3H井含水68%，地层为油水两相流，纯油区消失，注水井周围可近似为纯水流动，注水井较远地区为油水两相流，解释模型考虑为径向复合模型[12]。

A14井–A3H井范围内的储层纵向上划分为：①上部砂体，厚约2.5 m；②中部泥质夹层，在油藏高部位稳定发育，厚约1.5 m；③下部砂体，厚约4.5 m。注水井A14射开整个层段进行注水，水平井A6H仅钻达上部砂体，示踪剂监测曲线表现为单峰特征，见剂后迅速达到峰值浓度，之后快速衰减。水平井A3H钻穿上部砂体和下部砂体，示踪剂监测曲线表现为双峰特征，两个峰值浓度的时间差为36 d。直井示踪剂监测曲线中双峰特征一般表示两个高渗透小层[9]，水平井中出现双峰特征可认为A3H井的上部砂体和下部砂体均见示踪剂。从示踪剂监测结果表可以看出，A3H井在上部砂体的水平段和在下部砂体的水平段的见剂速度基本相同（表1），表明A14井注水时上部砂体和下部砂体都吸水，且吸水强度相近，由于中部泥质夹层分布稳定，上部砂体和下部砂体之间无窜流，因此注水井到油井间的渗流特征可简化为单砂体渗流特征，即试井解释模型不需要考虑双层模型，用单层模型表征即可。

表1 A14注水井组示踪剂监测结果

2.1.3 数值试井验证模型合理性

采用Saphir试井软件，考虑储层平面物性变化，划定优势水流通道区域。由于水平井A3H井与A6H井之间最近和最远距离分别为490.0 m和610.0 m，平均井距为550.0 m，考虑水平井井控半径为井距的一半，因此在注水井A14与油井A3H间宽度300.0 m左右的范围创建Limit边界，Limit边界的渗透性用leaky系数表示，建立数值试井地质模型，用模型正演方法验证试井解释模型选择的合理性。考虑周边井生产的影响，油水两相用Perrine方法处理。调整leaky系数为0.05时，数值试井模拟曲线总体特征与实测相符，反映注采井间已形成优势水流通道的渗流特征认识是正确的。

2.2 试井解释结果

基于以上分析，注水井试井解释模型选择直井有限导流裂缝+径向复合+无限大边界，分别对注水井在2019年9月和2020年2月关停期间的压力数据进行注水井压降试井解释。2019年9月的注水井关停试井解释内区（水区）水相相对渗透率54.0×10–3μm2，裂缝半长179.8 m；2020年2月的注水井关停试井解释内区水相相对渗透率37.0×10–3μm2，裂缝半长221.3 m（图3，表2）。解释内区水相渗透率降低表明，随着水驱倍数的增大，水相端点渗透率降低；2020年2月的注水井关停试井解释裂缝半长增加，可认为两次注水关停期间优势水流通道增加41.5 m。采用2020年2月的注水井压降试井解释参数，能很好地拟合2019年9月的注水井关停压降数据，验证解释结果可靠（图4）。

图3 A14注水井2次停注压力降落试井的双对数曲线

图4 A14注水井2次停注的压力拟合曲线

表2 A14注水井试井解释结果

3 成果应用

3.1 优化调剖方案设计

生产动态分析和试井研究表明，A14井注水已形成优势水流通道，将采取注水井调剖技术[13]提高井组注水效果。目前的调剖概念方案设计采用统一半径法计算圆形调剖范围内的孔隙体积估算调剖剂用量。按照试井解释的优势水流通道长221.3 m和数值试井模型中优势水流通道宽度300.0 m，估算封堵井间优势水流通道的段塞用量更为合理。

3.2 指导注采结构调整

在注采井组优势水流通道研究的基础上，应降低和稳定优势水流通道方向的油井液量，提高弱势流动方向上的油井液量来调整流线，促进均衡驱替[14]。通过主动提高A6H井和A17H井液量，初期日增油量为81.0 m3，增油明显。此外，A3H井在2019年11月29日因井下绝缘故障而关停，修井后含水突然上升至84%，含水较修井前增加16%。分析认为在A3H井关停初期注水井注水速度不变，由于已经形成优势水流通道，地层渗流特征为注入水继续流向优势水流通道，优势水流通道内压力和含水饱和度增加，同时优势水流通道内流体流向优势水流通道两侧地层；由于优势水流通道内含水饱和度增大，A3H井修井后开井含水上升。

3.3 深化相渗规律研究

注水井试井解释水区渗透率为水相端点渗透率，考虑油藏平均渗透率为315.0×10–3μm2，试井解释的水相端点相对渗透率为0.11～0.18。油田岩心常规相渗实验的水相端点相对渗透率为0.08～0.18，平均值为0.12，试井解释认识与相渗实验相符合。此外，岩心2 000 PV高倍驱替实验结果表明，随着驱替倍数增大，水相相对渗透率减小（图5）。分析原因认为，这主要是因为油田储层泥质含量高，岩心X衍射分析黏土矿物含量为3%～19%，平均11%；黏土矿物中伊–蒙混层矿物含量较多（45%～69%），其次是高岭石（10%～20%）、伊利石（10%～21%）和绿泥石（9%～15%）；泥质含量高且伊–蒙混层矿物含量较多导致储层敏感性强[15]，敏感性实验也证实了储层水敏中等偏强–强、盐敏中等偏强–强；随着驱替倍数进一步增大，黏土矿物的膨胀和运移等导致孔隙和喉道堵塞，导致水相相对渗透率不但不增加，反而下降[16–17]。2020年2月注水井关停试井解释的内区水相渗透率比2019年9月注水井关停试井解释的渗透率低，这与岩心高倍驱替的相渗实验结果一致，表明可利用不同注水阶段的注水井试井解释渗透率进行不同驱替倍数下相渗规律研究。

图5 岩心高倍驱替下油水相渗曲线

4 结论

（1）海上稠油油藏储层非均质性强，长期注水后地下油水两相渗流特征复杂，注水井试井研究时应综合注采井组油水井动态、示踪剂监测资料和双对数特征曲线理论图版以及数值试井模型验证等，选择合理的试井解释模型以保证试井解释结果可靠。

（2）P油田注水井压降试井双对数曲线呈“轨道流”形态，为裂缝渗流特征，表明注水已形成优势水流通道。试井解释优势水流通道长度约221.3 m，结合优势水流通道宽度范围可合理估算封堵井间优势水流通道的调驱段塞用量。

（3）注水井试井解释的水区渗透率为水相端点渗透率。随注水的进行，试井解释的水相渗透率变小，这与岩心高倍驱替实验的水相相渗曲线变化特征一致，表明可利用不同注水阶段的注水井试井解释渗透率进行不同驱替倍数下相渗变化规律研究。