注水井試井解釋模型構(gòu)建及應(yīng)用

門雪濤

（中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司，天津 300450）

油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)顯示注水后油井單向受效明顯，這提示在注水開發(fā)過(guò)程中可能已經(jīng)形成優(yōu)勢(shì)水流通道。為了進(jìn)一步提升油田井組注水效果，提升油田采收率，有必要進(jìn)行注水井調(diào)驅(qū)研究，明確是否已經(jīng)形成優(yōu)勢(shì)水流通道并得到長(zhǎng)度、范圍等優(yōu)勢(shì)水流通道相關(guān)參數(shù)，為調(diào)驅(qū)方案優(yōu)化調(diào)整提供依據(jù)[1]。海上油田受環(huán)境因素以及空間因素影響作業(yè)費(fèi)用較高，并且井況較為復(fù)雜，缺乏充分的油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)以及吸水剖面測(cè)試資料。部分油田雖然有示蹤劑監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，但是這些數(shù)據(jù)也多通過(guò)半解析法曲線擬合得到，計(jì)算過(guò)程較為繁瑣，并且難以對(duì)優(yōu)勢(shì)水流通道長(zhǎng)度進(jìn)行直接準(zhǔn)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(jì)，這種情況下可以基于注水井關(guān)停階段獲得的高密度壓力數(shù)據(jù)，進(jìn)行注水井壓力降落試井研究，進(jìn)而得到油藏滲流特征，為油藏調(diào)剖方案制定、注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整以及相滲規(guī)律研究等提供有力支持。

1 油田概述

本文選取我國(guó)海上油田Y 為研究對(duì)象開展注水井試井解釋模型構(gòu)建研究。該油田目的層為新近系儲(chǔ)層，為海相沉積，儲(chǔ)層具有較好的橫向連續(xù)性。水體范圍大，油田開發(fā)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(gòu)造，儲(chǔ)層為三角洲外前緣沉積，以遠(yuǎn)砂壩和河口壩為主，巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖。C 油藏為Y 油田中的一個(gè)典型的中滲低流度稠油油藏，含油面積較大，平均儲(chǔ)層厚度為8.2 m，地層傾角為0.7°，泥質(zhì)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(tǒng)。

Y 油田2016 年投產(chǎn)，采用天然能量開發(fā)，隨著油田不斷開發(fā)邊部能量依然充足，但是頂部能量逐漸不足，進(jìn)而影響油田開發(fā)效果。為了提升該油田開發(fā)效果，決定通過(guò)注水為油田提供能量補(bǔ)給。2018 年對(duì)C油藏進(jìn)行注水先導(dǎo)試驗(yàn)，由于該油藏在進(jìn)行開發(fā)方案設(shè)計(jì)時(shí)沒有考慮注水開發(fā)，所以海上平臺(tái)無(wú)相關(guān)注水設(shè)施，在這種情況下決定采用井下閉式注水開發(fā)工藝，將深層地下水作為注水水源，通過(guò)電潛泵進(jìn)行增壓注水，這樣水源便可以直接通過(guò)管柱注入到油藏，而不需要經(jīng)過(guò)地面。在注水井注水過(guò)程中通過(guò)流量計(jì)、溫度傳感器、壓力傳感器對(duì)注水情況進(jìn)行全程監(jiān)測(cè)。本次注水先導(dǎo)試驗(yàn)只設(shè)計(jì)一口定向注水井A14，位于油藏高部位，通過(guò)該井向C 油藏進(jìn)行注水來(lái)補(bǔ)充油藏頂部能量。通過(guò)一段時(shí)間的注水動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)可知，A3H 井受效最快并且最為明顯，因?yàn)樵摼挥陧樜镌捶较?，相?duì)來(lái)說(shuō)A6H、A8H 和A5H 等周邊其他井受效一般，可見在本次注水先導(dǎo)試驗(yàn)中注水井組具有明顯的單向受效特征，需要進(jìn)一步改進(jìn)注水效果。

2 注水井試井研究

C 油藏儲(chǔ)層為上下疊置的兩套砂體，受到注水開發(fā)影響儲(chǔ)層中流體為油水兩相流動(dòng)，具有較為復(fù)雜的滲流特征。綜合考慮注水動(dòng)態(tài)、示蹤劑數(shù)據(jù)、數(shù)值試井模擬以及雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版等方面，為了提升注水井試井研究準(zhǔn)確性和可靠性，首先應(yīng)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(dǎo)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(nèi)，天然能量充足，采油井生產(chǎn)效果較好。油藏中高部位受到儲(chǔ)層物性差以及儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等因素影響，邊部水體能量難以有效傳導(dǎo)過(guò)來(lái)，導(dǎo)致能量供給不足，影響采油井生產(chǎn)效果。由于A14 井位于油藏高部位，因此，邊部開發(fā)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(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)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(wú)水采油期長(zhǎng)達(dá)4 個(gè)月，之后含水率逐漸升高。整體來(lái)說(shuō)，該井組注水后具有較為明顯的單向受效特點(diǎn)。特別是在經(jīng)過(guò)近幾年的注水開發(fā)之后，A14 井與A3H 井之間可能已經(jīng)形成了優(yōu)勢(shì)水流通道。針對(duì)這種情況可以采用有限導(dǎo)流裂縫模型對(duì)優(yōu)勢(shì)水流通道的試井解釋進(jìn)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(gè)月，在停注期間通過(guò)井下壓力計(jì)獲取了大量的高密度壓力數(shù)據(jù)，通過(guò)對(duì)這些數(shù)據(jù)進(jìn)行分析可知，在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)系下壓差和壓力導(dǎo)數(shù)之間具有較為明顯的“軌道流”特征，這符合有限導(dǎo)流裂縫井的雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版特點(diǎn)，也從一個(gè)側(cè)面反映A14 井具有顯著的裂縫滲流特點(diǎn)[4]。本文認(rèn)為該特點(diǎn)產(chǎn)生的原因?yàn)榭梢詫㈤L(zhǎng)期注水過(guò)程中所形成的優(yōu)勢(shì)通道看做有效導(dǎo)流裂縫。在注水井停注期間優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)呈現(xiàn)雙線性流特點(diǎn)，一是沿著優(yōu)勢(shì)水流通道的線性流，二是垂直優(yōu)勢(shì)水流通道流向地層的線性流，見圖2。同時(shí)通過(guò)分析兩次停注期間的壓力降落試井的雙對(duì)數(shù)曲線，可知壓差和壓力導(dǎo)數(shù)的雙對(duì)數(shù)曲線斜率都是0.25?；谏鲜隹紤]，本文選取有限導(dǎo)流裂縫模型作為井模型。

圖2 A14 井停注期間優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)的雙線性流示意圖

2.1.2 徑向復(fù)合單層模型作為儲(chǔ)層模型 A14 井截至2020 年10 月，累計(jì)注水946 d，累計(jì)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(chǎn)含水率逐漸上升，目前含水率為79%。儲(chǔ)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(yuǎn)區(qū)域?yàn)橛退畠上?。綜上考慮選取徑向復(fù)合單層模型作為儲(chǔ)層模型。

2.1.3 試井?dāng)?shù)值模擬驗(yàn)證模型的合理性 為了對(duì)上述選取的模型合理性進(jìn)行檢驗(yàn)，本文通過(guò)Saphir 試井軟件開展試井?dāng)?shù)值模擬。在進(jìn)行試井?dāng)?shù)值模擬時(shí)考慮儲(chǔ)層物性的橫向變化，并初步確定優(yōu)勢(shì)水流通道區(qū)域范圍。A3H 井和A6H 井均為水平井，兩者之間的最遠(yuǎn)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(shù)對(duì)其滲透性進(jìn)行表示，在此基礎(chǔ)上構(gòu)建試井?dāng)?shù)值模擬地質(zhì)模型，通過(guò)正演方法對(duì)試井解釋模型選取的合理性進(jìn)行分析?？紤]到周邊井生產(chǎn)可能會(huì)產(chǎn)生影響，通過(guò)Perrine 方法對(duì)油水兩相進(jìn)行處理。數(shù)值模擬結(jié)果顯示在leaky 系數(shù)為0.5 的情況下，數(shù)值模擬得到的曲線特征與實(shí)測(cè)結(jié)果具有良好的一致性，這表明注采井之間已經(jīng)形成了優(yōu)勢(shì)水流通道的上述認(rèn)識(shí)是合理的。

2.2 試井解釋結(jié)果

基于上述分析認(rèn)識(shí)，選取直井有限導(dǎo)流裂縫+徑向復(fù)合+無(wú)限大邊界作為注水井試井解釋模型，基于該模型對(duì)A14 井2019 年和2020 年關(guān)停期間進(jìn)行注水井壓降試井解釋，結(jié)果見表1。2019 年A14 井關(guān)停期間內(nèi)區(qū)滲透率為57.8×10－3μm2，裂縫半長(zhǎng)為181.5 m，流度比和擴(kuò)散比分別為0.78 和0.09；2020 年A14 井關(guān)停期間內(nèi)區(qū)滲透率為38.2×10－3μm2，裂縫半長(zhǎng)為224.3 m，流度比和擴(kuò)散比分別為0.61 和0.06。對(duì)比可知2020 年關(guān)停期間內(nèi)區(qū)滲透率明顯降低，主要原因?yàn)殡S著注水不斷增加，水相端點(diǎn)滲透率出現(xiàn)明顯降低；2020 年關(guān)停期間裂縫半長(zhǎng)顯著增大，可以將其理解為受到注水開發(fā)的影響，兩次注水關(guān)停期間優(yōu)勢(shì)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(jié)果對(duì)2019 年注水井關(guān)停壓降數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，具有較高的精度，見圖3，表明注水井試井解釋結(jié)果具有較高的準(zhǔn)確性。

表1 A14 注水井關(guān)停期間試井解釋結(jié)果

圖3 A14 井2019 年和2020 年注水關(guān)停期間壓力擬合曲線

3 注水井試井解釋成果應(yīng)用

3.1 對(duì)調(diào)剖方案進(jìn)行優(yōu)化

本文通過(guò)對(duì)A14 井進(jìn)行試井解釋，認(rèn)為到該井已經(jīng)形成了優(yōu)勢(shì)水流通道，為了進(jìn)一步提升油藏采收率，可以應(yīng)用注水井調(diào)剖技術(shù)來(lái)改善井組的注水效果。在進(jìn)行調(diào)剖概念方案設(shè)計(jì)時(shí)基于統(tǒng)一半徑法對(duì)圓形調(diào)剖范圍內(nèi)的空隙體積調(diào)剖用量進(jìn)行計(jì)算，基于A14 井試井解釋認(rèn)識(shí)對(duì)概念方案進(jìn)行優(yōu)化。基于試井解釋優(yōu)勢(shì)水流通道長(zhǎng)度224.3 m 和數(shù)值模擬中的優(yōu)勢(shì)水流通道寬度300.0 m 來(lái)計(jì)算調(diào)剖用量。

3.2 對(duì)注采結(jié)構(gòu)進(jìn)行調(diào)整

在注水采油過(guò)程中，為了提升均衡驅(qū)替效果，基于本文注采井組優(yōu)勢(shì)水流通道研究成果，有必要適當(dāng)減少和穩(wěn)定優(yōu)勢(shì)水流通道的油井液量，而適當(dāng)增加弱勢(shì)流動(dòng)方向的油井液量，進(jìn)而改善流線?；诖耍疚膶?duì)A6H 和A17H 井的液量進(jìn)行提升，初期日增油量達(dá)到了81 m3，效果顯著。同時(shí)A3H 井于2019 年11 月底由于發(fā)生井下絕緣故障而被迫關(guān)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(rèn)為主要原因?yàn)锳3H 井在關(guān)停時(shí)，A14井依然保持原來(lái)的注水速率，由于已經(jīng)產(chǎn)生了優(yōu)勢(shì)水流通道，在這種情況下A14 井注入的水依然會(huì)持續(xù)沿優(yōu)勢(shì)水流通道方向流向A3H 井，導(dǎo)致優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)壓力以及含水飽和度不斷上升，迫使優(yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)的流體向垂直優(yōu)勢(shì)水流通道的兩側(cè)地層流入?？梢姡瑑?yōu)勢(shì)水流通道內(nèi)的含水飽和度增加是導(dǎo)致A3H 井含水率快速上升的原因。

3.3 深化相滲規(guī)律認(rèn)識(shí)

通過(guò)注水井試井解釋得到的水區(qū)滲透率為水相端點(diǎn)滲透率，本文解釋結(jié)果為0.11～0.19，通過(guò)對(duì)該油田巖心開展相滲試驗(yàn)得到的水相端點(diǎn)相對(duì)滲透率為0.08～0.18，兩者基本一致。同時(shí)驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果顯示隨著驅(qū)替倍數(shù)逐漸增加，水相端點(diǎn)相對(duì)滲透率呈現(xiàn)減小趨勢(shì)，見圖4。主要原因?yàn)樵撚吞飪?chǔ)層泥質(zhì)含量整體較高，達(dá)到13.6%。通過(guò)巖心X 射線衍射對(duì)黏土礦物含量進(jìn)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(chǔ)層的敏感性[5]。對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行敏感性試驗(yàn)，結(jié)果顯示該儲(chǔ)層水敏以及鹽敏均為中等偏強(qiáng)-強(qiáng)，與上述認(rèn)識(shí)保持一致。在驅(qū)替倍數(shù)增加的情況下，黏土礦物發(fā)生膨脹和運(yùn)移，儲(chǔ)層孔隙以及喉道被堵塞，不僅不能增加水相相對(duì)滲透率，還會(huì)在一定程度上降低儲(chǔ)層水相相對(duì)滲透率。2020 年注水井關(guān)停試井解釋得到的內(nèi)區(qū)滲透率明顯低于2019 年，與驅(qū)替試驗(yàn)得到的認(rèn)識(shí)保持一致。因此，可以通過(guò)不同注水階段注水井試井解釋得到的滲透率開展相滲規(guī)律研究。

圖4 巖心驅(qū)替試驗(yàn)得到的油水相滲曲線

4 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

通過(guò)本文研究，主要得到以下方面認(rèn)識(shí)。

（1）稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，受到長(zhǎng)期注水開發(fā)影響儲(chǔ)層油水滲流特征非常復(fù)雜。在開展注水井試井研究時(shí)需要考慮注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和雙對(duì)數(shù)特征曲線理論圖版，并結(jié)合試井?dāng)?shù)值模擬結(jié)果等，綜合選擇試井解釋模型，來(lái)保障試井解釋結(jié)果的準(zhǔn)確性和可靠性。

（2）該油田注水井試井解釋呈現(xiàn)顯著的裂縫滲流特點(diǎn)，因此，可以斷定在長(zhǎng)期注水開發(fā)過(guò)程中注采井組之間已經(jīng)形成了優(yōu)勢(shì)水流通道?；趦?yōu)勢(shì)水流通道寬度和長(zhǎng)度可以科學(xué)計(jì)算封堵優(yōu)勢(shì)水流通道的調(diào)剖用量。

（3）注水井試井解釋得到的滲透率為水相端點(diǎn)滲透率，試井解釋結(jié)果顯示該滲透率降低，與巖心驅(qū)替試驗(yàn)得到的相滲曲線特征保持一致，據(jù)此可以通過(guò)不同注水階段注水井試井解釋得到的滲透率開展相滲規(guī)律研究。