注水井试井解释模型构建及应用

门雪涛

（中法渤海地质服务有限公司，天津 300450）

油田生产动态显示注水后油井单向受效明显，这提示在注水开发过程中可能已经形成优势水流通道。为了进一步提升油田井组注水效果，提升油田采收率，有必要进行注水井调驱研究，明确是否已经形成优势水流通道并得到长度、范围等优势水流通道相关参数，为调驱方案优化调整提供依据[1]。海上油田受环境因素以及空间因素影响作业费用较高，并且井况较为复杂，缺乏充分的油藏动态监测数据以及吸水剖面测试资料。部分油田虽然有示踪剂监测数据，但是这些数据也多通过半解析法曲线拟合得到，计算过程较为繁琐，并且难以对优势水流通道长度进行直接准确解释[2-3]。目前所有的海上油田注水井基本上都有水下压力计，这种情况下可以基于注水井关停阶段获得的高密度压力数据，进行注水井压力降落试井研究，进而得到油藏渗流特征，为油藏调剖方案制定、注采结构优化调整以及相渗规律研究等提供有力支持。

1 油田概述

本文选取我国海上油田Y 为研究对象开展注水井试井解释模型构建研究。该油田目的层为新近系储层，为海相沉积，储层具有较好的横向连续性。水体范围大，油田开发天然能量充足，仅基于天然能量油田便可以获得高采油速度和高采出程度。Y 油田为低幅度断背斜构造，储层为三角洲外前缘沉积，以远砂坝和河口坝为主，岩性主要为细砂岩和粉砂岩。C 油藏为Y 油田中的一个典型的中渗低流度稠油油藏，含油面积较大，平均储层厚度为8.2 m，地层倾角为0.7°，泥质含量为13.6%，孔隙度为26.0%，渗透率为315×10-3μm2，地层原油黏度为115 mPa·s，正常温压系统。

Y 油田2016 年投产，采用天然能量开发，随着油田不断开发边部能量依然充足，但是顶部能量逐渐不足，进而影响油田开发效果。为了提升该油田开发效果，决定通过注水为油田提供能量补给。2018 年对C油藏进行注水先导试验，由于该油藏在进行开发方案设计时没有考虑注水开发，所以海上平台无相关注水设施，在这种情况下决定采用井下闭式注水开发工艺，将深层地下水作为注水水源，通过电潜泵进行增压注水，这样水源便可以直接通过管柱注入到油藏，而不需要经过地面。在注水井注水过程中通过流量计、温度传感器、压力传感器对注水情况进行全程监测。本次注水先导试验只设计一口定向注水井A14，位于油藏高部位，通过该井向C 油藏进行注水来补充油藏顶部能量。通过一段时间的注水动态监测可知，A3H 井受效最快并且最为明显，因为该井位于顺物源方向，相对来说A6H、A8H 和A5H 等周边其他井受效一般，可见在本次注水先导试验中注水井组具有明显的单向受效特征，需要进一步改进注水效果。

2 注水井试井研究

C 油藏储层为上下叠置的两套砂体，受到注水开发影响储层中流体为油水两相流动，具有较为复杂的渗流特征。综合考虑注水动态、示踪剂数据、数值试井模拟以及双对数特征曲线理论图版等方面，为了提升注水井试井研究准确性和可靠性，首先应该选择合适的试井解释模型。

2.1 试井解释模型

2.1.1 有限导流裂缝模型作为井模型 C 油藏含油面积图见图1，注水井为A14，采油井包括A3H、A8H、A2H、A6H、A5H、A17H、A16H、A19H 等。该油藏边部水体范围内，天然能量充足，采油井生产效果较好。油藏中高部位受到储层物性差以及储层非均质性强等因素影响，边部水体能量难以有效传导过来，导致能量供给不足，影响采油井生产效果。由于A14 井位于油藏高部位，因此，边部开发井基本上不受其影响，其主要影响周边的A3H、A6H、A8H 和A5H 井等。动态监测结果显示A3H 井受效最为显著，A8H 井受效较为显著，A6H 和A5H 井均受效一般。在A14 井注水后，A3H 井无水采油期长达4 个月，之后含水率逐渐升高。整体来说，该井组注水后具有较为明显的单向受效特点。特别是在经过近几年的注水开发之后，A14 井与A3H 井之间可能已经形成了优势水流通道。针对这种情况可以采用有限导流裂缝模型对优势水流通道的试井解释进行近似表征。

图1 C 油藏含油面积图

A14 井分别于2019 年和2020 年停止注水一个月，在停注期间通过井下压力计获取了大量的高密度压力数据，通过对这些数据进行分析可知，在双对数坐标系下压差和压力导数之间具有较为明显的“轨道流”特征，这符合有限导流裂缝井的双对数特征曲线理论图版特点，也从一个侧面反映A14 井具有显著的裂缝渗流特点[4]。本文认为该特点产生的原因为可以将长期注水过程中所形成的优势通道看做有效导流裂缝。在注水井停注期间优势水流通道内呈现双线性流特点，一是沿着优势水流通道的线性流，二是垂直优势水流通道流向地层的线性流，见图2。同时通过分析两次停注期间的压力降落试井的双对数曲线，可知压差和压力导数的双对数曲线斜率都是0.25。基于上述考虑，本文选取有限导流裂缝模型作为井模型。

图2 A14 井停注期间优势水流通道内的双线性流示意图

2.1.2 径向复合单层模型作为储层模型 A14 井截至2020 年10 月，累计注水946 d，累计注水量为39.2×104m3。A3H 井在A14 井注水早期含水率为0，但是随着不断生产含水率逐渐上升，目前含水率为79%。储层中纯油田消失，流体为油水两相，其中A14 井周边可近似为纯水，距离A14 井较远区域为油水两相。综上考虑选取径向复合单层模型作为储层模型。

2.1.3 试井数值模拟验证模型的合理性 为了对上述选取的模型合理性进行检验，本文通过Saphir 试井软件开展试井数值模拟。在进行试井数值模拟时考虑储层物性的横向变化，并初步确定优势水流通道区域范围。A3H 井和A6H 井均为水平井，两者之间的最远距离和最近距离分别为610 m 和500 m，取其平均距离为555 m。通常将平均井距的二分之一作为水平井井控半径，故在A14 井与A3H 井之间选取300 m 左右范围建立Limit 边界，采用leaky 系数对其渗透性进行表示，在此基础上构建试井数值模拟地质模型，通过正演方法对试井解释模型选取的合理性进行分析。考虑到周边井生产可能会产生影响，通过Perrine 方法对油水两相进行处理。数值模拟结果显示在leaky 系数为0.5 的情况下，数值模拟得到的曲线特征与实测结果具有良好的一致性，这表明注采井之间已经形成了优势水流通道的上述认识是合理的。

2.2 试井解释结果

基于上述分析认识，选取直井有限导流裂缝+径向复合+无限大边界作为注水井试井解释模型，基于该模型对A14 井2019 年和2020 年关停期间进行注水井压降试井解释，结果见表1。2019 年A14 井关停期间内区渗透率为57.8×10－3μm2，裂缝半长为181.5 m，流度比和扩散比分别为0.78 和0.09；2020 年A14 井关停期间内区渗透率为38.2×10－3μm2，裂缝半长为224.3 m，流度比和扩散比分别为0.61 和0.06。对比可知2020 年关停期间内区渗透率明显降低，主要原因为随着注水不断增加，水相端点渗透率出现明显降低；2020 年关停期间裂缝半长显著增大，可以将其理解为受到注水开发的影响，两次注水关停期间优势水流通道范围增加42.8 m。利用2020 年注水井压降试井解释结果对2019 年注水井关停压降数据进行拟合，具有较高的精度，见图3，表明注水井试井解释结果具有较高的准确性。

表1 A14 注水井关停期间试井解释结果

图3 A14 井2019 年和2020 年注水关停期间压力拟合曲线

3 注水井试井解释成果应用

3.1 对调剖方案进行优化

本文通过对A14 井进行试井解释，认为到该井已经形成了优势水流通道，为了进一步提升油藏采收率，可以应用注水井调剖技术来改善井组的注水效果。在进行调剖概念方案设计时基于统一半径法对圆形调剖范围内的空隙体积调剖用量进行计算，基于A14 井试井解释认识对概念方案进行优化。基于试井解释优势水流通道长度224.3 m 和数值模拟中的优势水流通道宽度300.0 m 来计算调剖用量。

3.2 对注采结构进行调整

在注水采油过程中，为了提升均衡驱替效果，基于本文注采井组优势水流通道研究成果，有必要适当减少和稳定优势水流通道的油井液量，而适当增加弱势流动方向的油井液量，进而改善流线。基于此，本文对A6H 和A17H 井的液量进行提升，初期日增油量达到了81 m3，效果显著。同时A3H 井于2019 年11 月底由于发生井下绝缘故障而被迫关停，故障排除之后该井含水率快速上升至84%，相比修井之前的66%增加了近20%。本文认为主要原因为A3H 井在关停时，A14井依然保持原来的注水速率，由于已经产生了优势水流通道，在这种情况下A14 井注入的水依然会持续沿优势水流通道方向流向A3H 井，导致优势水流通道内压力以及含水饱和度不断上升，迫使优势水流通道内的流体向垂直优势水流通道的两侧地层流入。可见，优势水流通道内的含水饱和度增加是导致A3H 井含水率快速上升的原因。

3.3 深化相渗规律认识

通过注水井试井解释得到的水区渗透率为水相端点渗透率，本文解释结果为0.11～0.19，通过对该油田岩心开展相渗试验得到的水相端点相对渗透率为0.08～0.18，两者基本一致。同时驱替试验结果显示随着驱替倍数逐渐增加，水相端点相对渗透率呈现减小趋势，见图4。主要原因为该油田储层泥质含量整体较高，达到13.6%。通过岩心X 射线衍射对黏土矿物含量进行分析，可知其含量为3%～19%，黏土矿物中含量最多的为伊-蒙混层矿物，平均含量为57%，其次分别为高岭石、伊利石和绿泥石。由于伊-蒙混层矿物含量最高，在一定程度上增加了储层的敏感性[5]。对储层进行敏感性试验，结果显示该储层水敏以及盐敏均为中等偏强-强，与上述认识保持一致。在驱替倍数增加的情况下，黏土矿物发生膨胀和运移，储层孔隙以及喉道被堵塞，不仅不能增加水相相对渗透率，还会在一定程度上降低储层水相相对渗透率。2020 年注水井关停试井解释得到的内区渗透率明显低于2019 年，与驱替试验得到的认识保持一致。因此，可以通过不同注水阶段注水井试井解释得到的渗透率开展相渗规律研究。

图4 岩心驱替试验得到的油水相渗曲线

4 结论和认识

通过本文研究，主要得到以下方面认识。

（1）稠油油藏储层非均质性强，受到长期注水开发影响储层油水渗流特征非常复杂。在开展注水井试井研究时需要考虑注采井组生产动态和双对数特征曲线理论图版，并结合试井数值模拟结果等，综合选择试井解释模型，来保障试井解释结果的准确性和可靠性。

（2）该油田注水井试井解释呈现显著的裂缝渗流特点，因此，可以断定在长期注水开发过程中注采井组之间已经形成了优势水流通道。基于优势水流通道宽度和长度可以科学计算封堵优势水流通道的调剖用量。

（3）注水井试井解释得到的渗透率为水相端点渗透率，试井解释结果显示该渗透率降低，与岩心驱替试验得到的相渗曲线特征保持一致，据此可以通过不同注水阶段注水井试井解释得到的渗透率开展相渗规律研究。