海上油田井間連通性綜合評價技術研究

陳 凱，李勇鋒，姚為英，秦 欣，楊 光，張 強

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

油田在注水開發(fā)過程中，因為儲層非均質性的影響，在油藏開發(fā)后期地下油水滲流規(guī)律復雜，往往出現(xiàn)注入水單向突進的問題。因此，在油田開發(fā)生產中，注采井間的連通性研究是油藏評價的重要內容，明確井間連通性及水驅方向，對剩余油分布的定量描述有重要意義，進而可以制定出相應的開發(fā)調整措施，提高油田整體開發(fā)效果[1-5]。

目前，研究井間連通性的方法很多，理論上可分為靜態(tài)分析和動態(tài)分析方法。例如，靜態(tài)分析包括地層對比、儲層精細描述等地質研究方法[6-10]，動態(tài)分析方法包括動態(tài)響應分析[11，12]、地球化學方法[13，14]、多井試井分析[15-17]、示蹤劑測試[18，19]、數(shù)值模擬技術[20，21]、注采動態(tài)數(shù)據(jù)反演方法[22-30]等。各種方法都有其適用性和優(yōu)缺點，比如靜態(tài)分析方法研究砂體的連通性，是井間連通性的基礎，但難以真實反映實際生產時井間的連通性；動態(tài)響應分析是最簡便的常用方法，但只能定性分析，而且受人為經驗影響大；地球化學方法、多井試井分析、示蹤劑測試等方法費用較高，而且可能需要長期關井，影響油田生產；數(shù)值模擬技術可以定量分析，但前期建模、歷史擬合等工作量巨大，而且結果也有一定的多解性；注采動態(tài)數(shù)據(jù)反演技術是一種可以定量分析的較為快速的方法，但物理意義較為模糊，接受程度不高。

海上油田因開發(fā)成本高、平臺井槽有限，生產井數(shù)和資料數(shù)據(jù)相對較少[31-33]。因此，針對井間連通性這一重要性高、綜合性強的研究工作，在考慮海上某油田實際開發(fā)數(shù)據(jù)資料的基礎上，本文優(yōu)選了油田常用的成本相對低、結果分析較快速的方法，來實現(xiàn)油藏井間連通性的綜合評價，為其他海上油田的井間連通性研究提供一定的參考和借鑒。

1 目標油田及井組概況

目標油田位于南海東部海域，為一平緩斷背斜構造，油層主要分布在新近系中新統(tǒng)韓江組下部地層，厚度2.0～14.9 m。三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、河口壩和席狀砂微相。巖性主要為細～中粒長石石英砂巖，泥質含量較高。測井解釋平均孔隙度19.7%～30.6%，滲透率6.2～701.2 mD。油藏埋深1 200.0～1 464.2 m，主要為邊水油藏。原始地層壓力12.175～14.580 MPa，地層溫度67.2～77.5℃。油品性質為重質稠油。目標井組位于一個主力邊水油藏，包括一注（A14）五采（A3H、A5H、A6H、A16H、A17H）。五口油井主要生產該油藏的1 小層，砂體平面連續(xù)分布，受沉積控制；井區(qū)范圍內上部廣泛發(fā)育泥質夾層，儲層分隔為上下獨立流動單元。

2 井間連通性綜合評價

2.1 靜態(tài)連通性分析

根據(jù)綜合地質研究，該小層的砂體發(fā)育及儲層物性較好（見圖1，圖2）。其中A14 與A3H 處于同相帶，井距最近，且注采方向順物源方向，靜態(tài)連通性最好；A14 與A6H、A17H 跨相帶，但砂體接觸程度較高，靜態(tài)連通性較好；A14 與A5H、A16H 井跨相帶，砂體接觸程度較差，距離遠，靜態(tài)連通性最差（見圖3）。

圖1 HJ2-21_1 小層有效厚度等值線圖

圖2 HJ2-21_1 小層滲透率等值線圖

圖3 HJ2-21_1 小層沉積微相圖

2.2 動態(tài)響應分析

（1）A3H 明顯見效。2018 年3 月16 日A14 投注，3月22 日泵入口壓力開始響應，4 月3 日產液量響應；隨注水量提高，A3H 泵入口壓力穩(wěn)中有升，產液量提升明顯；2019 年8 月12 日-9 月10 日A14 減注至關停，A3H 泵入口壓力及液量快速降低。

（2）A6H 見效。2018 年4 月28 日提頻后泵入口壓力穩(wěn)定，液量有所提升；2019 年11 月28 日，A3H 停產，A14 注水量基本穩(wěn)定，A6H 液量提升至階段峰值；A14 減注至關停后，A6H 產液量明顯降低。

（3）A17H 輕微見效。2019 年2 月-9 月，A17H 泵入口壓力及產液量對A14 注水量小范圍波動基本無響應；2019 年9 月10 日-30 日A14 關開井，2020 年2月4 日A14 停注，A17H 泵入口壓力及產液量對A14注水量這種大范圍波動輕微響應。2019 年11 月28日，A3H 停產，A14 注水量基本穩(wěn)定，A17H 液量小幅提升。

（4）A5H 輕微見效。2018 年3 月-2020 年2 月，A5H泵入口壓力及產液量對A14 注水量小范圍波動基本無響應；在2018 年3 月16 日、2020 年2 月4 日、2020年3 月10 日等A14 投注、關開的時間點，A5H 泵入口壓力及產液量有輕微響應。

（5）A16H 輕微見效。整體注水過程中，該井的泵入口壓力及產液量對A14 注水量波動及關停響應較弱；但2019 年11 月28 日，A3H 停產后（A14 注水量基本穩(wěn)定），該井日產液量微量提升（10 m3左右）。

2.3 示蹤劑測試分析

A14 井于2018 年11 月8 日完成MT-24 示蹤劑現(xiàn)場注入。截止2019 年9 月1 日，只有A3H 和A6H井見劑（見圖4）。由于示蹤劑與注入水同步，因此示蹤劑可用于監(jiān)測注采井間的連通情況，其中A3H 見劑早，見劑量大，連通性最好；A6H 見劑較晚，見劑量次之，有一定連通性。

圖4 A14 井組示蹤劑測試單井產出趨勢圖

2.4 注采動態(tài)數(shù)據(jù)反演分析及綜合評價

以上方法只能定性分析儲層連通性，為實現(xiàn)連通性的定量評價，本研究將油田視為一個多輸入（注水井）和多輸出（油井）的信號系統(tǒng)，利用算法模型和動態(tài)數(shù)據(jù)反演來定量計算井間連通系數(shù)?？紤]注采井間響應的滯后性，優(yōu)選了一階時滯系統(tǒng)建立模型，根據(jù)貝葉斯理論建立目標函數(shù)，以先驗認識確定初始的連通系數(shù)和時滯系數(shù)，基于注采動態(tài)數(shù)據(jù)擬合，再通過優(yōu)化算法獲取最優(yōu)解，從而確定注采井間連通系數(shù)。因為A16H 和A17H 投產時間較晚，分階段計算了A14 井組的井間連通系數(shù)，計算結果（見表1），注采井間連通圖（見圖5）。

圖5 A14 井組不同階段注采井間連通圖

表1 A14 井組不同階段連通系數(shù)計算結果表

以靜態(tài)分析結果為基礎，結合動態(tài)響應分析與示蹤劑測試，實現(xiàn)了井間連通性的定性研究，再根據(jù)注采動態(tài)數(shù)據(jù)反演得到的連通系數(shù)，并考慮邊水影響（A5H和A17H）進行修正，最終確定了A14 井組的井間連通性，修正結果（見表2）。

表2 A14 井組連通系數(shù)修正表

3 結論

（1）本文以儲層砂體展布、沉積相等綜合地質研究為基礎，通過分析油井生產動態(tài)與注水井注水量波動之間的響應，再結合示蹤劑測試結果及反演模型輔助計算，實現(xiàn)了井間連通性定性及定量的快速綜合評價。

（2）根據(jù)綜合評價研究結果，A14 注采井組的井間連通性明顯失衡，與A3H 井之間強連通，已形成優(yōu)勢水流通道并導致無效水循環(huán)。因此，以此為依據(jù)可進一步開展調剖措施研究，改善井組整體水驅效果。