海上稠油油藏注水井試井研究及應(yīng)用——以南海東部P油田為例

衛(wèi)喜輝，謝明英，閆正和，楊 勇，陳一鳴，李 凡

（中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析認(rèn)為注水后油井單向受效明顯，可能已形成優(yōu)勢(shì)水流通道。為提高井組注水效果，開展注水井調(diào)驅(qū)研究，需要進(jìn)一步明確是否已形成優(yōu)勢(shì)水流通道以及通道長(zhǎng)度等參數(shù)來優(yōu)化調(diào)驅(qū)方案。由于海上油田作業(yè)費(fèi)用高，井況復(fù)雜，油藏監(jiān)測(cè)資料少，未進(jìn)行吸水剖面測(cè)試；且示蹤劑監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)多采用半解析法進(jìn)行曲線擬合[1]，過程繁瑣，不能直接解釋得到優(yōu)勢(shì)水流通道長(zhǎng)度。但考慮到注水井有井下壓力計(jì)，可利用注水井關(guān)停階段的高密度壓力數(shù)據(jù)，開展注水井壓力降落試井分析來研究地下滲流特征[2–3]，并將試井解釋成果應(yīng)用于調(diào)剖方案設(shè)計(jì)、注采結(jié)構(gòu)調(diào)整和相滲規(guī)律認(rèn)識(shí)等。

1 油田概況

南海東部海上油田新近系儲(chǔ)層屬于海相沉積，砂體橫向連續(xù)性好，水體體積大，天然能量充足，依靠天然能量開發(fā)取得了高采油速度、高采出程度的開發(fā)效果[4]。P油田屬于低幅度斷背斜構(gòu)造，油藏埋深1 200.0～1 400.0 m，儲(chǔ)層為海相三角洲外前緣沉積，沉積微相以遠(yuǎn)砂壩和河口壩為主，巖性以細(xì)砂巖和粉砂巖為主。H21油藏是該油田一個(gè)含油面積大的中滲低流度稠油油藏，含油面積11.4 km2，高點(diǎn)埋深1 345.0 m，平均地層傾角0.69°，平均地層厚度8.0 m，平均泥質(zhì)含量13.6%，平均孔隙度26.0%，平均滲透率315.0×10–3μm2，地層原油黏度111 mPa·s，地層原油飽和壓力1.59 MPa，屬正常溫度壓力系統(tǒng)。油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)采用天然能量開發(fā)，2016年9月油田投產(chǎn)后，主力油藏邊部能量充足而高部位能量供給不足[5]。

為改善油藏開發(fā)效果，2018年3月在主力油藏開展注水先導(dǎo)試驗(yàn)，由于海上平臺(tái)設(shè)計(jì)無注水設(shè)施，選取油田深層地層水作為水源，采用井下閉式注水工藝[6–7]，用電潛泵增壓注水，將水源層的水通過管柱不經(jīng)地面直接注入目的層。注水井井下有流量計(jì)和溫度壓力傳感器可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。注水先導(dǎo)試驗(yàn)部署定向注水井A14，僅注水H21油藏，設(shè)計(jì)受效井為周邊的油井A3H、A6H和A5H。實(shí)際注水動(dòng)態(tài)表明，順物源方向的油井A3H見效快，受效最明顯，其它油井受效不明顯，注水井組呈單向受效特征，井組注水效果有待進(jìn)一步提高。

2 注水井試井研究

主力油藏的儲(chǔ)層有上下兩套砂體，長(zhǎng)期注水開發(fā)導(dǎo)致地下為油水兩相流動(dòng)，滲流特征復(fù)雜。綜合考慮注水動(dòng)態(tài)、示蹤劑監(jiān)測(cè)和雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版以及數(shù)值試井模型驗(yàn)證等，選擇合理的試井解釋模型進(jìn)行注水井試井研究。

2.1 試井解釋模型選擇

2.1.1 井模型為有限導(dǎo)流裂縫模型

H21油藏的A14注水井組中油井為A3H井、A6H井、A5H井、A16H井、A17H井及A8H井，其中A8H井是H22油藏的水平開發(fā)井，于2018年7月補(bǔ)射H21油藏（圖1）。H21油藏邊部由于受邊水作用明顯，天然能量充足；而油藏中高部位由于儲(chǔ)層物性差且非均質(zhì)性強(qiáng)、流度低、儲(chǔ)層傳導(dǎo)性差等導(dǎo)致邊水能量供給速度慢，能量不足。油藏邊部調(diào)整井A16H和A17H主要受邊水作用，A14井注水對(duì)其影響不大；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井注水受效最明顯，A8H井補(bǔ)孔后受效也較明顯。A3H井注水后無水生產(chǎn)4個(gè)半月，見水后含水快速上升。總的來說，A14–A3H井方向油井受效好于其它方向，單向受效特征明顯。經(jīng)過2年多的注水開發(fā)，A14–A3H井方向可能已形成優(yōu)勢(shì)水流通道，優(yōu)勢(shì)水流通道的試井解釋模型可用裂縫模型近似表征[8]。

圖1 H21油藏的A14注水井組井位構(gòu)造

同時(shí)，基于注水井A14在2019年9月和2020年2月停注期間井下壓力計(jì)實(shí)測(cè)的高密度壓力數(shù)據(jù)，在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)中壓差和壓力導(dǎo)數(shù)曲線呈典型的“軌道流”特征，與有限導(dǎo)流裂縫井的雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版相符合，表明注水井A14具有裂縫滲流特征，主要原因是長(zhǎng)期注水形成的優(yōu)勢(shì)滲流通道可近似為有限導(dǎo)流裂縫[9–11]，注水井停注時(shí)表現(xiàn)為優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)的線性流和同時(shí)發(fā)生流向地層的線性流，即雙線性流（圖2），壓差和壓力導(dǎo)數(shù)的雙對(duì)數(shù)曲線的斜率均是1/4，且縱軸方向上相差lg4=0.602 1對(duì)數(shù)周期（圖3）。綜合注水動(dòng)態(tài)分析和雙對(duì)數(shù)曲線特征，井模型考慮為有限導(dǎo)流裂縫模型。

圖2 A14注水井停注時(shí)的雙線性流流動(dòng)模式

2.1.2 儲(chǔ)層模型為徑向復(fù)合單層模型

截至2019年8月底A14井注水532 d，累計(jì)注水22.5×104m3。經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間注水，受效最顯著的A3H井含水68%，地層為油水兩相流，純油區(qū)消失，注水井周圍可近似為純水流動(dòng)，注水井較遠(yuǎn)地區(qū)為油水兩相流，解釋模型考慮為徑向復(fù)合模型[12]。

A14井–A3H井范圍內(nèi)的儲(chǔ)層縱向上劃分為：①上部砂體，厚約2.5 m；②中部泥質(zhì)夾層，在油藏高部位穩(wěn)定發(fā)育，厚約1.5 m；③下部砂體，厚約4.5 m。注水井A14射開整個(gè)層段進(jìn)行注水，水平井A6H僅鉆達(dá)上部砂體，示蹤劑監(jiān)測(cè)曲線表現(xiàn)為單峰特征，見劑后迅速達(dá)到峰值濃度，之后快速衰減。水平井A3H鉆穿上部砂體和下部砂體，示蹤劑監(jiān)測(cè)曲線表現(xiàn)為雙峰特征，兩個(gè)峰值濃度的時(shí)間差為36 d。直井示蹤劑監(jiān)測(cè)曲線中雙峰特征一般表示兩個(gè)高滲透小層[9]，水平井中出現(xiàn)雙峰特征可認(rèn)為A3H井的上部砂體和下部砂體均見示蹤劑。從示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果表可以看出，A3H井在上部砂體的水平段和在下部砂體的水平段的見劑速度基本相同（表1），表明A14井注水時(shí)上部砂體和下部砂體都吸水，且吸水強(qiáng)度相近，由于中部泥質(zhì)夾層分布穩(wěn)定，上部砂體和下部砂體之間無竄流，因此注水井到油井間的滲流特征可簡(jiǎn)化為單砂體滲流特征，即試井解釋模型不需要考慮雙層模型，用單層模型表征即可。

表1 A14注水井組示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果

2.1.3 數(shù)值試井驗(yàn)證模型合理性

采用Saphir試井軟件，考慮儲(chǔ)層平面物性變化，劃定優(yōu)勢(shì)水流通道區(qū)域。由于水平井A3H井與A6H井之間最近和最遠(yuǎn)距離分別為490.0 m和610.0 m，平均井距為550.0 m，考慮水平井井控半徑為井距的一半，因此在注水井A14與油井A3H間寬度300.0 m左右的范圍創(chuàng)建Limit邊界，Limit邊界的滲透性用leaky系數(shù)表示，建立數(shù)值試井地質(zhì)模型，用模型正演方法驗(yàn)證試井解釋模型選擇的合理性。考慮周邊井生產(chǎn)的影響，油水兩相用Perrine方法處理。調(diào)整leaky系數(shù)為0.05時(shí)，數(shù)值試井模擬曲線總體特征與實(shí)測(cè)相符，反映注采井間已形成優(yōu)勢(shì)水流通道的滲流特征認(rèn)識(shí)是正確的。

2.2 試井解釋結(jié)果

基于以上分析，注水井試井解釋模型選擇直井有限導(dǎo)流裂縫+徑向復(fù)合+無限大邊界，分別對(duì)注水井在2019年9月和2020年2月關(guān)停期間的壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行注水井壓降試井解釋。2019年9月的注水井關(guān)停試井解釋內(nèi)區(qū)（水區(qū)）水相相對(duì)滲透率54.0×10–3μm2，裂縫半長(zhǎng)179.8 m；2020年2月的注水井關(guān)停試井解釋內(nèi)區(qū)水相相對(duì)滲透率37.0×10–3μm2，裂縫半長(zhǎng)221.3 m（圖3，表2）。解釋內(nèi)區(qū)水相滲透率降低表明，隨著水驅(qū)倍數(shù)的增大，水相端點(diǎn)滲透率降低；2020年2月的注水井關(guān)停試井解釋裂縫半長(zhǎng)增加，可認(rèn)為兩次注水關(guān)停期間優(yōu)勢(shì)水流通道增加41.5 m。采用2020年2月的注水井壓降試井解釋參數(shù)，能很好地?cái)M合2019年9月的注水井關(guān)停壓降數(shù)據(jù)，驗(yàn)證解釋結(jié)果可靠（圖4）。

圖3 A14注水井2次停注壓力降落試井的雙對(duì)數(shù)曲線

圖4 A14注水井2次停注的壓力擬合曲線

表2 A14注水井試井解釋結(jié)果

3 成果應(yīng)用

3.1 優(yōu)化調(diào)剖方案設(shè)計(jì)

生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析和試井研究表明，A14井注水已形成優(yōu)勢(shì)水流通道，將采取注水井調(diào)剖技術(shù)[13]提高井組注水效果。目前的調(diào)剖概念方案設(shè)計(jì)采用統(tǒng)一半徑法計(jì)算圓形調(diào)剖范圍內(nèi)的孔隙體積估算調(diào)剖劑用量。按照試井解釋的優(yōu)勢(shì)水流通道長(zhǎng)221.3 m和數(shù)值試井模型中優(yōu)勢(shì)水流通道寬度300.0 m，估算封堵井間優(yōu)勢(shì)水流通道的段塞用量更為合理。

3.2 指導(dǎo)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整

在注采井組優(yōu)勢(shì)水流通道研究的基礎(chǔ)上，應(yīng)降低和穩(wěn)定優(yōu)勢(shì)水流通道方向的油井液量，提高弱勢(shì)流動(dòng)方向上的油井液量來調(diào)整流線，促進(jìn)均衡驅(qū)替[14]。通過主動(dòng)提高A6H井和A17H井液量，初期日增油量為81.0 m3，增油明顯。此外，A3H井在2019年11月29日因井下絕緣故障而關(guān)停，修井后含水突然上升至84%，含水較修井前增加16%。分析認(rèn)為在A3H井關(guān)停初期注水井注水速度不變，由于已經(jīng)形成優(yōu)勢(shì)水流通道，地層滲流特征為注入水繼續(xù)流向優(yōu)勢(shì)水流通道，優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)壓力和含水飽和度增加，同時(shí)優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)流體流向優(yōu)勢(shì)水流通道兩側(cè)地層；由于優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)含水飽和度增大，A3H井修井后開井含水上升。

3.3 深化相滲規(guī)律研究

注水井試井解釋水區(qū)滲透率為水相端點(diǎn)滲透率，考慮油藏平均滲透率為315.0×10–3μm2，試井解釋的水相端點(diǎn)相對(duì)滲透率為0.11～0.18。油田巖心常規(guī)相滲實(shí)驗(yàn)的水相端點(diǎn)相對(duì)滲透率為0.08～0.18，平均值為0.12，試井解釋認(rèn)識(shí)與相滲實(shí)驗(yàn)相符合。此外，巖心2 000 PV高倍驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著驅(qū)替倍數(shù)增大，水相相對(duì)滲透率減小（圖5）。分析原因認(rèn)為，這主要是因?yàn)橛吞飪?chǔ)層泥質(zhì)含量高，巖心X衍射分析黏土礦物含量為3%～19%，平均11%；黏土礦物中伊–蒙混層礦物含量較多（45%～69%），其次是高嶺石（10%～20%）、伊利石（10%～21%）和綠泥石（9%～15%）；泥質(zhì)含量高且伊–蒙混層礦物含量較多導(dǎo)致儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)[15]，敏感性實(shí)驗(yàn)也證實(shí)了儲(chǔ)層水敏中等偏強(qiáng)–強(qiáng)、鹽敏中等偏強(qiáng)–強(qiáng)；隨著驅(qū)替倍數(shù)進(jìn)一步增大，黏土礦物的膨脹和運(yùn)移等導(dǎo)致孔隙和喉道堵塞，導(dǎo)致水相相對(duì)滲透率不但不增加，反而下降[16–17]。2020年2月注水井關(guān)停試井解釋的內(nèi)區(qū)水相滲透率比2019年9月注水井關(guān)停試井解釋的滲透率低，這與巖心高倍驅(qū)替的相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致，表明可利用不同注水階段的注水井試井解釋滲透率進(jìn)行不同驅(qū)替倍數(shù)下相滲規(guī)律研究。

圖5 巖心高倍驅(qū)替下油水相滲曲線

4 結(jié)論

（1）海上稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，長(zhǎng)期注水后地下油水兩相滲流特征復(fù)雜，注水井試井研究時(shí)應(yīng)綜合注采井組油水井動(dòng)態(tài)、示蹤劑監(jiān)測(cè)資料和雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版以及數(shù)值試井模型驗(yàn)證等，選擇合理的試井解釋模型以保證試井解釋結(jié)果可靠。

（2）P油田注水井壓降試井雙對(duì)數(shù)曲線呈“軌道流”形態(tài)，為裂縫滲流特征，表明注水已形成優(yōu)勢(shì)水流通道。試井解釋優(yōu)勢(shì)水流通道長(zhǎng)度約221.3 m，結(jié)合優(yōu)勢(shì)水流通道寬度范圍可合理估算封堵井間優(yōu)勢(shì)水流通道的調(diào)驅(qū)段塞用量。

（3）注水井試井解釋的水區(qū)滲透率為水相端點(diǎn)滲透率。隨注水的進(jìn)行，試井解釋的水相滲透率變小，這與巖心高倍驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的水相相滲曲線變化特征一致，表明可利用不同注水階段的注水井試井解釋滲透率進(jìn)行不同驅(qū)替倍數(shù)下相滲變化規(guī)律研究。