浅水三角洲沉积下的水平井试井图版及应用

常会江 张 岚 江远鹏 翟上奇 陈晓明

中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

渤海海域新近系浅水三角洲沉积广泛发育,已成为渤海油田油气增储上产的重要勘探区域[1-2]。浅水三角洲储层的非均质性定量表征难,尤其海上油田井距大,井网稀疏,主要利用地震、测井、沉积等确定储集层构型,更需要结合油藏生产动态进行验证[3-4]。纪淑琴等[5]、王鸣川等[6]、李振鹏[7]、岳大力等[8]主要通过油藏数值模拟对储层构型研究成果进一步分析与验证,赵伦等[9]、秦润森等[10]、刘卫等[11]主要通过油水井的生产动态数据(注水量、产液量及含水率情况)对储层构型研究成果进行验证和完善。上述两种方法存在研究尺度较大、数据响应不明显的特征,针对该问题本文主要通过正演方法,利用浅水三角洲沉积的构型结果,将复合油藏模型应用到砂体叠置模式的数值试井模型[12-14]中,建立相应的试井图版[15],并在实际油藏进行验证,为复杂浅水三角洲沉积储集层试井提供方法。

1 浅水三角洲沉积分类及试井图版

分流砂坝型浅水三角洲为河坝间互沉积,其中分流砂坝随河道演化不断向湖盆方向生长,顺物源方向低角度前积,为砂体富集优势相带;分流河道主要为过水环境,砂体沉积厚度较薄[16-17]。根据不同期次河道接触范围及样式,划分为分离式、接触式、相邻式及切割式四种类型。河道内部主要由分流河道及分流砂坝两种沉积单元组成,其中分流河道作为过水通道,储层厚度相对较薄,根据分流河道与分流砂坝的相对位置关系,进一步将复合河道划分为河在坝上及河在坝间两种类型,基于以上接触模式建立了6种叠置模式,见表1。

表1 浅水三角洲沉积砂体叠置模式表Tab.1 Superposition model of sedimentary sand bodies in shallow water delta

首先根据6种接触模式的定量参数利用Petrel软件建立地质模型,整体上模型机理模型尺寸为1 500 m×700 m×10 m。在建立不同叠置模式过程中,为了保证所有叠置模式的物质基础一致,Petrel建立的6种叠置模式的地质模型有效网格数相等。然后导出相关地质模型信息。其次利用Saphir试井软件,选择多层数值模型,直接导入已建立好的地质模型,在此基础上进行数值试井设计研究,从而得到不同接触模式下的试井响应图版。采用Petrel+Saphir模式进行研究,既可以充分利用Petrel软件的精细建模优势[18-19],实现储集层非均质性精细表征,又可以充分发挥利用Saphir软件非结构化网格进行数值试井分析的优势,能够考虑邻井的影响、复杂边界及平面非均质性等问题[20-22]。

渤海油田新近系浅水三角洲储层一般具有高孔、高渗的特征,试井测试过程易受邻井干扰,因此本文在进行试井研究过程中,根据开发模式分为衰竭开发和注水开发两种模式进行研究。通过渤海大部分油田开发经验实践证明,采油井部署在储层上部,注水井部署在储层下部[23],有利于减缓采油井含水上升速度,提高油田采收率。因此在试井设计过程中,采油井也部署在上部,注水井部署在模型下部。同时油田单井产能取该区域单井产量平均值200 m3/d,为保证注采平衡,单井日注水量也取200 m3/d。

1.1 衰竭开发模式

衰竭开发模式下6种叠置模式的数值试井模型见图1。试井设计中生产条件是一口采油井以200 m3/d生产1 000 h,再关井1 000 h观察压力及压力导数双对数曲线和压力历史曲线,见图2。

图1 6种叠置模式数值试井模型图(衰竭开发模式)Fig.1 Numerical well test model with 6 superimposition modes (depletion development model)

a)压力及压力导数双对数曲线a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

从压力导数双对数曲线上来看,压力导数后期下降先后顺序依次为切割式、分离式、河在坝上、相邻式、河在坝间、接触式。该信息反映采油井距河道边界距离依次增加。

从压力历史曲线上来看,压力下降幅度从大到小依次为分离式、河在坝间、接触式、相邻式、河在坝上、切割式。该信息反映了不同叠置模式下河道之间的连通能力依次增加。除分离式外5种接触模式的物质基础一样,因此最后恢复压力是一样的。

1.2 注水开发模式

注水开发模式下6种接触模式的数值试井模型见图3。试井设计中生产条件是注水井以200 m3/d注水2 000 h,而一口采油井以200 m3/d生产1 000 h,再关井1 000 h观察压力及压力导数双对数曲线和压力历史曲线,见图4。

图3 6种叠置模式数值试井模型图(注水开发模式)Fig.3 Numerical well test model with 6 superimposition modes (water injection development model)

a)压力及压力导数双对数曲线a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

在整个测试阶段,因为采油井受注水井影响,注水开发模式下和衰竭开发模式下的压力及压力导数双对数曲线和压力历史曲线变化规律不一样。

从压力导数双对数曲线上来看,由于关井压力恢复阶段注水井仍然注水,除分离式外其他5种模式相当于变压边界,压力导数后期不断上翘,这几种模式压力导数曲线区分不明显。

从压力历史曲线上来看,注水开发模式下生产过程中压力下降幅度从大到小依次为分离式、接触式、河在坝间、相邻式、河在坝上、切割式;关井压力恢复阶段压力恢复幅度从大到小依次为切割式、河在坝上、相邻式、河在坝间、接触式和分离式。由此可知分离式、接触式、河在坝间、相邻式、河在坝上、切割式6种模式注采连通能力依次增加。

从上述分析来看,对于高孔、高渗储层,注水井对采油井压力恢复试井曲线影响比较大,另外砂体叠置区连通能力主要受叠置区的宽度、厚度和物性影响,如果叠置区域厚度很小或者分离,基本没有连通能力;如果有一定的叠置厚度,则具有一定的连通能力,但叠置区连通能力主要受物性影响。

2 实例分析

渤中BZ油田X砂体油层平均有效厚度为10 m,平均孔隙度31.0%,平均渗透率2 381.1×10-3μm2。砂体北侧高部位采油井A16H井，井位图见图5。该井2010年投产,注水井A9井和A31井对其进行注水开发,动用地质储量91.54×104m3,初期日产油200 m3;无水采油期较长,有500 d;自2015年10月开始出砂,2016年9月泵效低,2017年1月日产液降至60 m3,2017年6月检泵,起泵后由于含砂量高(0.5%)停泵,累产油30.87×104m3,采出程度为33.7%。出砂前该井日产液320 m3,日产油41 m3,含水率87%。根据出砂前正常生产时候的产能判断,该区域仍然具有调整潜力,同时根据单井水驱曲线及递减曲线评价,该区域剩余可采储量有8.61×104m3。因此需要对该区域进一步加强剩余研究,部署调整井进行剩余挖潜,但需要明确调整井部署位置。

图5 开发井A16H井位图Fig.5 Well map of development well A16H

首先从生产动态上来看,A9井和A31井在2011年4月增注2 a后,A16H井含水上升明显加快,说明这两口井与A16H井建立了一定的注采对应关系。其次,2016年4月对A16H井进行了压力恢复测试,测试期间A31井注水,A9井停注。从试井压力导数双对数曲线来看,线性流后继续上翘,而且上翘幅度较高,见图6,说明A16H井周围应该存在物性差的岩性或物性边界,基于此首先选择“定向井+均质油藏+平行断层”模型进行试井解释,从压力导数双对数曲线来看,曲线后期上翘不能完全拟合,从压力历史曲线来看,拟合精度非常差,说明A16H井周围存在两条长的物性边界的认识与实际情况存在一定的误差。

a)压力及压力导数双对数曲线a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

从压力历史曲线来看，后期压力上翘应该是测试期间受注水井A31井的影响,而常规试井无法考虑邻井干扰的问题,需采用数值试井分析。在常规试井分析的基础上,根据A16H井周围砂体展布特征及地层物性参数建立数值模型进行数值试井分析,并在A16H井和A9井之间建立物性边界,A31井和A16H井处于同一河道内,并考虑注水井对试井曲线的影响,进行拟合分析,可以得到较好的拟合精度:压力导数双对数曲线及压力历史曲线拟合精度都比较好。结合试井解释结果,在浅水三角洲现代沉积演化模式指导下,综合应用高分辨率地震属性、测井相、水平井地质导向及生产动态资料对该区域进行地质构型精细研究,见图7,认为A9井与A16H井处于不同期次的河道上,A31井与A16H井处于同一期河道上。同时根据后期过路井B13H储层剖面来看该区域为反韵律储层，也减缓了含水上升率,解释了该井无水采油期较长的原因。综合以上考虑认为A16H井北边剩余油潜力更大。调整井A16H1井于2019年投产,油井投产后初期平均日产油130 m3,含水率2%,见图8。A16H1井初期基本不见水的情况也验证了A16H井与A9井之间存在隔夹层的判断,试井解释证实了油田地质构型认识的准确性,为剩余油研究和井位调整奠定了基础。

图7 A16H井储层构型表征图Fig.7 Characterization of reservoir configuration in well A16H

图8 A16H1井生产曲线图Fig.8 Production curve of well A16H1

3 结论

1)对于高孔、高渗储层,注水井对采油井压力恢复试井曲线影响比较大,在试井解释分析时候必须考虑注水井的干扰情况。试井响应图版研究表明，砂体叠置区连通能力主要受叠置区的宽度、厚度和物性影响,如果叠置区域厚度很小或者分离,基本没有连通能力;如果具有一定的叠置厚度,则具有一定的连通能力,但叠置区连通能力主要受物性影响。

2)通过对6种浅水三角洲沉积的试井响应图版研究,定性确定连通能力由强变弱对应叠置模式依次为:切割式、河在坝上、相邻式、河在坝间、接触式和分离式。

3)本文研究成果丰富了浅水三角洲沉积的试井响应图版,同时结合实际测试井进行数值试井解释,为浅水三角洲复杂地质构型研究提供技术支持,为剩余油研究和井位调整提供了指导。