海上注水油藏优势水流通道识别技术研究及应用

陈 凯，姚为英，李勇锋，秦 欣，张 强

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油＜中国＞有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

砂岩油田注水是目前最常用的开发方式，但部分中高孔、中高渗砂岩油藏的胶结方式多以泥质为主，且较疏松，非均质性严重，油水粘度比大，经过长期高速注水后，注入水会沿着渗透率、含水较高的通道水窜并使原有孔径扩大，导致低效或无效注水循环，即形成优势水流通道[1-5]。优势水流通道会造成开发成本上升，生产效益下降，因此在注水油田开发中后期必须对优势水流通道开展研究和治理，提高油田采收率。海上油田以生产平台为依托进行油田开发，井数少，井距大，储层认识有限，油井的测试及治理措施成本也远远高于陆地油田，因此，需要综合静动态分析认识，结合少量的测试资料，引入数学优化算法来开展研究，最终解决海上注水油藏优势水流通道识别难题。

1 目标油田地质油藏特征

目标区块EP 油田位于中国南海珠江口盆地东部海域，构造为一平缓断背斜，油层主要分布在新近系中新统韩江组，厚度2.0～14.9m。三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河口坝和席状砂微相。岩性主要为细—中粒长石石英砂岩，泥质含量较高。测井解释平均孔隙度19.7%～30.6%，渗透率6.2～701.2mD，属于中孔、中渗油藏。地层原油密度0.9160～0.9347t/m3，原油粘度111.18～277.77mPa·s，为重质稠油。目前油田主要动用层位为主力油藏21#层，该层为边水油藏，井距300～500m，截至目前，油井共13口，以水平井为主，4口注水井为定向井。注采井组受效关系如表1所示。

2 优势水流通道识别研究

目前优势水流通道的研究技术主要包括地质研究、动态分析及现场测试等方法[6-10]，结合EP 油田实际生产情况及资料数据，主要通过对油藏高渗带、岩芯、泥质含量、流体性质等地质特征分析，研究21#层是否存在形成优势水流通道的潜在因素；然后根据注水井注入压力随注水量变化、油井水油比双对数曲线等动态特征，定性判断优势水流通道形成特征；最后结合示踪剂测试数据和自主研发的评价软件进行研究。综合以上多种技术方法来尽可能精确地刻画优势水流通道。

2.1 天然因素分析

（1）高渗条带。21#层储层物性较好，注采井间存在高渗条带。以A14 注采井组为例，注水井A14 与采油井A3H 在1 小层中上部存在明显渗透率高值段，该段储层渗透率大于500mD，为高渗层，判断井间易形成优势流动通道。

（2）出砂分析。该油田岩芯疏松，在取芯完成后，需要采用灌环氧树脂的机械固定法进行保存。油田地层原油密度0.9160～0.9347t/m3，原油粘度111.18～277.77mPa·s，为重质稠油，携砂能力强。另外，油田储层泥质含量高，如A14 井21#层泥质含量大于15%。综合以上因素，再结合注水长期冲刷，极有可能形成优势水流通道。

油田投产前探井DST 测试表明各层均有出砂迹象；油田生产过程中，虽然大部分生产井采取优质筛管、ICD 控水筛管、砾石充填等防砂措施，防砂效果较好，但也有少量井有出砂现象。这些都是优势水流通道形成的潜在因素。

2.2 注采动态研究

（1）注水井特征。注水过程中，一般来说注入量越大，注入压力越大。但随着注水时间变长，在注水量保持稳定的情况下，注入压力会逐步下降，而且在注入水突破并形成优势水流通道时，注入压力的下降曲线会明显变陡，因此可从注水井的动态曲线来定性判断是否形成优势水流通道。

A14井于2018年3月16日投注，如图1所示。在注水初期，随注水量增大，泵出口压力缓慢下降，相对比较平稳。但在2019年1月，随日注水量提高，注入压力下降趋势变大，因此判断A14 井组初步形成优势水流通道。从2019年8月9日开始，现场检测发现3口注水受效井A3H、A6H、A13H 有硫化氢，最高1600ppm 左右，分析成因为ZJ2-17层地热水导致，因此A14井逐步降低注水量，并与A20井轮流间歇注水，最终通过在油井端加入除硫剂解决。在2021 年2 月调整井A24H 投产后，A14 井逐步提高注水量，同时还为A20 井注水提供水源，因此泵出口压力也不断上升。

图1 A14井日注水与泵出口压力随时间变化曲线图

注水井A20 于2019 年4 月投注，注水动态曲线如图2所示，在分层配注前，随注水量不断增大，泵出口压力缓慢降低，没有出现优势水流通道的特征。分层配注后，泵出口压力明显升高，属于正常生产现象。后期因压力计故障，无泵出口压力数据。

图2 A20井日注水与泵出口压力随时间变化曲线图

注水井A22、A23 井均于2021 年9 月投注，注水动态曲线如图3和图4所示，没有出现注水量不变或增大的情况下，泵出口压力突然降低的现象，因此判断目前这两个井组没有明显的优势水流通道。

图3 A22井日注水与泵出口压力随时间变化曲线图

图4 A23井日注水与泵出口压力随时间变化曲线图

（2）油井动态特征。优势水流通道形成时，油井含水情况一般会发生突变，且在较短时间内会有较大程度的升高。可以分析水油WOR 比随时间变化的双对数曲线，如果曲线有明显转折点，在转折点后得到曲线的回归关系，回归的直线斜率可定性判断是否形成优势水流通道。一般斜率越大，优势水流通道越明显，不过需要考虑部分井同时受到边水和注入水的影响。

以A3H 井为例，水油比随时间变化的双对数曲线如图5所示。从图中可看出，A3H 井距离边水较远，投产后水油比比较稳定，而且处于较低水平。A14井投注后，曲线在2018年6月出现转折点，曲线拟合的直线段斜率为9.2295，曲线斜率大幅增大，且水油比提升到较高水平，判断初步形成优势水流通道。

图5 A3H井水油比随时间变化双对数曲线图

将注水受效油井的lgWOR-lgt 曲线拟合直线段斜率与含水率做散点图，如图6 所示。根据图示分析，A3H目前含水率高，曲线拟合斜率大，已经形成注入水的优势水流通道，A5H、A8H 和A9H1 没有形成优势水流通道，其余油井虽然含水较高，但斜率不高，暂时无法准确判断。

图6 注水受效井水油比双对数曲线斜率与含水率散点分布图

2.3 示踪剂测试结果分析

示踪剂测试是在注入井中加入与注入流体性态同步的物质，在采出井检测该物质的产出情况，据此研究被示踪流体的运动状况，从而判断井间连通性并完成井间参数分析与解释的一种技术。

EP 油田只有A14 井在2018 年11 月8 日实施过示踪剂测试。当时对A14 周围5 口井(A2H、A3H、A4H、A5H、A6H)取样检测，检测结果如图7 所示。A3H 于2019 年2 月4 日浓度抬升，判断见剂，见剂时间88d，峰值浓度989.13μg/L。结合井距（483.9m）计算，见剂速度为5.50m/d。A6H 于2019 年5 月21 日开始可以脱水检测，2019年7月5日浓度抬升，判断见剂，见剂时间240d，峰值浓度至少为200.27μg/L。结合井距（618.38m）计算，见剂速度为2.58m/d。其余油井未见剂。

图7 A3H和A6H井示踪剂产出趋势拟合图

根据检测结果判断，A14 井与A3H、A6H 井连通，井间存在水窜通道，突进速度为2～6m/d；根据回采率判断，至少有13.26%的水是无效的，说明目前水窜情况较严重。

利用自主研发的评价软件，根据实际油藏建立地质模型，设置多套方案，利用遗传算法自动拟合示踪剂产出曲线，模拟结果表明，在21#层，A3H、A6H井与A14井间存在水窜通道，水窜通道厚度154～308cm，水窜通道渗透率612～950mD，孔喉半径4.4～5.5μm，属于井间高渗层，水窜通道总体积为39450m3。但本次示踪剂测试时间较早，后期21#层注采关系变化较大，测试解释结果仅作为参考。

3 结论

（1）根据对EP 油田21#层高渗带、岩芯、泥质含量、流体性质等地质特征分析，结合注水井注入压力随注水量变化、油井水油比双对数曲线等动态特征，以及早期示踪剂测试数据和自主研发的评价软件进行综合研究，表明优势水流通道已在A14 井至A3H 井受效方向形成。

（2）虽然海上测试成本较高，但EP 油田21#层目前注采关系变化较大，为更好地刻画优势水流通道，指导调剖方案设计，建议对四个注采井组开展不同类型的示踪剂测试。