注水井試井解釋模型構建及應用

門雪濤

（中法渤海地質服務有限公司，天津 300450）

油田生產動態顯示注水后油井單向受效明顯，這提示在注水開發過程中可能已經形成優勢水流通道。為了進一步提升油田井組注水效果，提升油田采收率，有必要進行注水井調驅研究，明確是否已經形成優勢水流通道并得到長度、范圍等優勢水流通道相關參數，為調驅方案優化調整提供依據[1]。海上油田受環境因素以及空間因素影響作業費用較高，并且井況較為復雜，缺乏充分的油藏動態監測數據以及吸水剖面測試資料。部分油田雖然有示蹤劑監測數據，但是這些數據也多通過半解析法曲線擬合得到，計算過程較為繁瑣，并且難以對優勢水流通道長度進行直接準確解釋[2-3]。目前所有的海上油田注水井基本上都有水下壓力計，這種情況下可以基于注水井關停階段獲得的高密度壓力數據，進行注水井壓力降落試井研究，進而得到油藏滲流特征，為油藏調剖方案制定、注采結構優化調整以及相滲規律研究等提供有力支持。

1 油田概述

本文選取我國海上油田Y 為研究對象開展注水井試井解釋模型構建研究。該油田目的層為新近系儲層，為海相沉積，儲層具有較好的橫向連續性。水體范圍大，油田開發天然能量充足，僅基于天然能量油田便可以獲得高采油速度和高采出程度。Y 油田為低幅度斷背斜構造，儲層為三角洲外前緣沉積，以遠砂壩和河口壩為主，巖性主要為細砂巖和粉砂巖。C 油藏為Y 油田中的一個典型的中滲低流度稠油油藏，含油面積較大，平均儲層厚度為8.2 m，地層傾角為0.7°，泥質含量為13.6%，孔隙度為26.0%，滲透率為315×10-3μm2，地層原油黏度為115 mPa·s，正常溫壓系統。

Y 油田2016 年投產，采用天然能量開發，隨著油田不斷開發邊部能量依然充足，但是頂部能量逐漸不足，進而影響油田開發效果。為了提升該油田開發效果，決定通過注水為油田提供能量補給。2018 年對C油藏進行注水先導試驗，由于該油藏在進行開發方案設計時沒有考慮注水開發，所以海上平臺無相關注水設施，在這種情況下決定采用井下閉式注水開發工藝，將深層地下水作為注水水源，通過電潛泵進行增壓注水，這樣水源便可以直接通過管柱注入到油藏，而不需要經過地面。在注水井注水過程中通過流量計、溫度傳感器、壓力傳感器對注水情況進行全程監測。本次注水先導試驗只設計一口定向注水井A14，位于油藏高部位，通過該井向C 油藏進行注水來補充油藏頂部能量。通過一段時間的注水動態監測可知，A3H 井受效最快并且最為明顯，因為該井位于順物源方向，相對來說A6H、A8H 和A5H 等周邊其他井受效一般，可見在本次注水先導試驗中注水井組具有明顯的單向受效特征，需要進一步改進注水效果。

2 注水井試井研究

C 油藏儲層為上下疊置的兩套砂體，受到注水開發影響儲層中流體為油水兩相流動，具有較為復雜的滲流特征。綜合考慮注水動態、示蹤劑數據、數值試井模擬以及雙對數特征曲線理論圖版等方面，為了提升注水井試井研究準確性和可靠性，首先應該選擇合適的試井解釋模型。

2.1 試井解釋模型

2.1.1 有限導流裂縫模型作為井模型 C 油藏含油面積圖見圖1，注水井為A14，采油井包括A3H、A8H、A2H、A6H、A5H、A17H、A16H、A19H 等。該油藏邊部水體范圍內，天然能量充足，采油井生產效果較好。油藏中高部位受到儲層物性差以及儲層非均質性強等因素影響，邊部水體能量難以有效傳導過來，導致能量供給不足，影響采油井生產效果。由于A14 井位于油藏高部位，因此，邊部開發井基本上不受其影響，其主要影響周邊的A3H、A6H、A8H 和A5H 井等。動態監測結果顯示A3H 井受效最為顯著，A8H 井受效較為顯著，A6H 和A5H 井均受效一般。在A14 井注水后，A3H 井無水采油期長達4 個月，之后含水率逐漸升高。整體來說，該井組注水后具有較為明顯的單向受效特點。特別是在經過近幾年的注水開發之后，A14 井與A3H 井之間可能已經形成了優勢水流通道。針對這種情況可以采用有限導流裂縫模型對優勢水流通道的試井解釋進行近似表征。

圖1 C 油藏含油面積圖

A14 井分別于2019 年和2020 年停止注水一個月，在停注期間通過井下壓力計獲取了大量的高密度壓力數據，通過對這些數據進行分析可知，在雙對數坐標系下壓差和壓力導數之間具有較為明顯的“軌道流”特征，這符合有限導流裂縫井的雙對數特征曲線理論圖版特點，也從一個側面反映A14 井具有顯著的裂縫滲流特點[4]。本文認為該特點產生的原因為可以將長期注水過程中所形成的優勢通道看做有效導流裂縫。在注水井停注期間優勢水流通道內呈現雙線性流特點，一是沿著優勢水流通道的線性流，二是垂直優勢水流通道流向地層的線性流，見圖2。同時通過分析兩次停注期間的壓力降落試井的雙對數曲線，可知壓差和壓力導數的雙對數曲線斜率都是0.25。基于上述考慮，本文選取有限導流裂縫模型作為井模型。

圖2 A14 井停注期間優勢水流通道內的雙線性流示意圖

2.1.2 徑向復合單層模型作為儲層模型 A14 井截至2020 年10 月，累計注水946 d，累計注水量為39.2×104m3。A3H 井在A14 井注水早期含水率為0，但是隨著不斷生產含水率逐漸上升，目前含水率為79%。儲層中純油田消失，流體為油水兩相，其中A14 井周邊可近似為純水，距離A14 井較遠區域為油水兩相。綜上考慮選取徑向復合單層模型作為儲層模型。

2.1.3 試井數值模擬驗證模型的合理性 為了對上述選取的模型合理性進行檢驗，本文通過Saphir 試井軟件開展試井數值模擬。在進行試井數值模擬時考慮儲層物性的橫向變化，并初步確定優勢水流通道區域范圍。A3H 井和A6H 井均為水平井，兩者之間的最遠距離和最近距離分別為610 m 和500 m，取其平均距離為555 m。通常將平均井距的二分之一作為水平井井控半徑，故在A14 井與A3H 井之間選取300 m 左右范圍建立Limit 邊界，采用leaky 系數對其滲透性進行表示，在此基礎上構建試井數值模擬地質模型，通過正演方法對試井解釋模型選取的合理性進行分析。考慮到周邊井生產可能會產生影響，通過Perrine 方法對油水兩相進行處理。數值模擬結果顯示在leaky 系數為0.5 的情況下，數值模擬得到的曲線特征與實測結果具有良好的一致性，這表明注采井之間已經形成了優勢水流通道的上述認識是合理的。

2.2 試井解釋結果

基于上述分析認識，選取直井有限導流裂縫+徑向復合+無限大邊界作為注水井試井解釋模型，基于該模型對A14 井2019 年和2020 年關停期間進行注水井壓降試井解釋，結果見表1。2019 年A14 井關停期間內區滲透率為57.8×10－3μm2，裂縫半長為181.5 m，流度比和擴散比分別為0.78 和0.09；2020 年A14 井關停期間內區滲透率為38.2×10－3μm2，裂縫半長為224.3 m，流度比和擴散比分別為0.61 和0.06。對比可知2020 年關停期間內區滲透率明顯降低，主要原因為隨著注水不斷增加，水相端點滲透率出現明顯降低；2020 年關停期間裂縫半長顯著增大，可以將其理解為受到注水開發的影響，兩次注水關停期間優勢水流通道范圍增加42.8 m。利用2020 年注水井壓降試井解釋結果對2019 年注水井關停壓降數據進行擬合，具有較高的精度，見圖3，表明注水井試井解釋結果具有較高的準確性。

表1 A14 注水井關停期間試井解釋結果

圖3 A14 井2019 年和2020 年注水關停期間壓力擬合曲線

3 注水井試井解釋成果應用

3.1 對調剖方案進行優化

本文通過對A14 井進行試井解釋，認為到該井已經形成了優勢水流通道，為了進一步提升油藏采收率，可以應用注水井調剖技術來改善井組的注水效果。在進行調剖概念方案設計時基于統一半徑法對圓形調剖范圍內的空隙體積調剖用量進行計算，基于A14 井試井解釋認識對概念方案進行優化。基于試井解釋優勢水流通道長度224.3 m 和數值模擬中的優勢水流通道寬度300.0 m 來計算調剖用量。

3.2 對注采結構進行調整

在注水采油過程中，為了提升均衡驅替效果，基于本文注采井組優勢水流通道研究成果，有必要適當減少和穩定優勢水流通道的油井液量，而適當增加弱勢流動方向的油井液量，進而改善流線。基于此，本文對A6H 和A17H 井的液量進行提升，初期日增油量達到了81 m3，效果顯著。同時A3H 井于2019 年11 月底由于發生井下絕緣故障而被迫關停，故障排除之后該井含水率快速上升至84%，相比修井之前的66%增加了近20%。本文認為主要原因為A3H 井在關停時，A14井依然保持原來的注水速率，由于已經產生了優勢水流通道，在這種情況下A14 井注入的水依然會持續沿優勢水流通道方向流向A3H 井，導致優勢水流通道內壓力以及含水飽和度不斷上升，迫使優勢水流通道內的流體向垂直優勢水流通道的兩側地層流入。可見，優勢水流通道內的含水飽和度增加是導致A3H 井含水率快速上升的原因。

3.3 深化相滲規律認識

通過注水井試井解釋得到的水區滲透率為水相端點滲透率，本文解釋結果為0.11～0.19，通過對該油田巖心開展相滲試驗得到的水相端點相對滲透率為0.08～0.18，兩者基本一致。同時驅替試驗結果顯示隨著驅替倍數逐漸增加，水相端點相對滲透率呈現減小趨勢，見圖4。主要原因為該油田儲層泥質含量整體較高，達到13.6%。通過巖心X 射線衍射對黏土礦物含量進行分析，可知其含量為3%～19%，黏土礦物中含量最多的為伊-蒙混層礦物，平均含量為57%，其次分別為高嶺石、伊利石和綠泥石。由于伊-蒙混層礦物含量最高，在一定程度上增加了儲層的敏感性[5]。對儲層進行敏感性試驗，結果顯示該儲層水敏以及鹽敏均為中等偏強-強，與上述認識保持一致。在驅替倍數增加的情況下，黏土礦物發生膨脹和運移，儲層孔隙以及喉道被堵塞，不僅不能增加水相相對滲透率，還會在一定程度上降低儲層水相相對滲透率。2020 年注水井關停試井解釋得到的內區滲透率明顯低于2019 年，與驅替試驗得到的認識保持一致。因此，可以通過不同注水階段注水井試井解釋得到的滲透率開展相滲規律研究。

圖4 巖心驅替試驗得到的油水相滲曲線

4 結論和認識

通過本文研究，主要得到以下方面認識。

（1）稠油油藏儲層非均質性強，受到長期注水開發影響儲層油水滲流特征非常復雜。在開展注水井試井研究時需要考慮注采井組生產動態和雙對數特征曲線理論圖版，并結合試井數值模擬結果等，綜合選擇試井解釋模型，來保障試井解釋結果的準確性和可靠性。

（2）該油田注水井試井解釋呈現顯著的裂縫滲流特點，因此，可以斷定在長期注水開發過程中注采井組之間已經形成了優勢水流通道。基于優勢水流通道寬度和長度可以科學計算封堵優勢水流通道的調剖用量。

（3）注水井試井解釋得到的滲透率為水相端點滲透率，試井解釋結果顯示該滲透率降低，與巖心驅替試驗得到的相滲曲線特征保持一致，據此可以通過不同注水階段注水井試井解釋得到的滲透率開展相滲規律研究。