海上油田井间连通性综合评价技术研究

陈 凯，李勇锋，姚为英，秦 欣，杨 光，张 强

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

油田在注水开发过程中，因为储层非均质性的影响，在油藏开发后期地下油水渗流规律复杂，往往出现注入水单向突进的问题。因此，在油田开发生产中，注采井间的连通性研究是油藏评价的重要内容，明确井间连通性及水驱方向，对剩余油分布的定量描述有重要意义，进而可以制定出相应的开发调整措施，提高油田整体开发效果[1-5]。

目前，研究井间连通性的方法很多，理论上可分为静态分析和动态分析方法。例如，静态分析包括地层对比、储层精细描述等地质研究方法[6-10]，动态分析方法包括动态响应分析[11，12]、地球化学方法[13，14]、多井试井分析[15-17]、示踪剂测试[18，19]、数值模拟技术[20，21]、注采动态数据反演方法[22-30]等。各种方法都有其适用性和优缺点，比如静态分析方法研究砂体的连通性，是井间连通性的基础，但难以真实反映实际生产时井间的连通性；动态响应分析是最简便的常用方法，但只能定性分析，而且受人为经验影响大；地球化学方法、多井试井分析、示踪剂测试等方法费用较高，而且可能需要长期关井，影响油田生产；数值模拟技术可以定量分析，但前期建模、历史拟合等工作量巨大，而且结果也有一定的多解性；注采动态数据反演技术是一种可以定量分析的较为快速的方法，但物理意义较为模糊，接受程度不高。

海上油田因开发成本高、平台井槽有限，生产井数和资料数据相对较少[31-33]。因此，针对井间连通性这一重要性高、综合性强的研究工作，在考虑海上某油田实际开发数据资料的基础上，本文优选了油田常用的成本相对低、结果分析较快速的方法，来实现油藏井间连通性的综合评价，为其他海上油田的井间连通性研究提供一定的参考和借鉴。

1 目标油田及井组概况

目标油田位于南海东部海域，为一平缓断背斜构造，油层主要分布在新近系中新统韩江组下部地层，厚度2.0～14.9 m。三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河口坝和席状砂微相。岩性主要为细～中粒长石石英砂岩，泥质含量较高。测井解释平均孔隙度19.7%～30.6%，渗透率6.2～701.2 mD。油藏埋深1 200.0～1 464.2 m，主要为边水油藏。原始地层压力12.175～14.580 MPa，地层温度67.2～77.5℃。油品性质为重质稠油。目标井组位于一个主力边水油藏，包括一注（A14）五采（A3H、A5H、A6H、A16H、A17H）。五口油井主要生产该油藏的1 小层，砂体平面连续分布，受沉积控制；井区范围内上部广泛发育泥质夹层，储层分隔为上下独立流动单元。

2 井间连通性综合评价

2.1 静态连通性分析

根据综合地质研究，该小层的砂体发育及储层物性较好（见图1，图2）。其中A14 与A3H 处于同相带，井距最近，且注采方向顺物源方向，静态连通性最好；A14 与A6H、A17H 跨相带，但砂体接触程度较高，静态连通性较好；A14 与A5H、A16H 井跨相带，砂体接触程度较差，距离远，静态连通性最差（见图3）。

图1 HJ2-21_1 小层有效厚度等值线图

图2 HJ2-21_1 小层渗透率等值线图

图3 HJ2-21_1 小层沉积微相图

2.2 动态响应分析

（1）A3H 明显见效。2018 年3 月16 日A14 投注，3月22 日泵入口压力开始响应，4 月3 日产液量响应；随注水量提高，A3H 泵入口压力稳中有升，产液量提升明显；2019 年8 月12 日-9 月10 日A14 减注至关停，A3H 泵入口压力及液量快速降低。

（2）A6H 见效。2018 年4 月28 日提频后泵入口压力稳定，液量有所提升；2019 年11 月28 日，A3H 停产，A14 注水量基本稳定，A6H 液量提升至阶段峰值；A14 减注至关停后，A6H 产液量明显降低。

（3）A17H 轻微见效。2019 年2 月-9 月，A17H 泵入口压力及产液量对A14 注水量小范围波动基本无响应；2019 年9 月10 日-30 日A14 关开井，2020 年2月4 日A14 停注，A17H 泵入口压力及产液量对A14注水量这种大范围波动轻微响应。2019 年11 月28日，A3H 停产，A14 注水量基本稳定，A17H 液量小幅提升。

（4）A5H 轻微见效。2018 年3 月-2020 年2 月，A5H泵入口压力及产液量对A14 注水量小范围波动基本无响应；在2018 年3 月16 日、2020 年2 月4 日、2020年3 月10 日等A14 投注、关开的时间点，A5H 泵入口压力及产液量有轻微响应。

（5）A16H 轻微见效。整体注水过程中，该井的泵入口压力及产液量对A14 注水量波动及关停响应较弱；但2019 年11 月28 日，A3H 停产后（A14 注水量基本稳定），该井日产液量微量提升（10 m3左右）。

2.3 示踪剂测试分析

A14 井于2018 年11 月8 日完成MT-24 示踪剂现场注入。截止2019 年9 月1 日，只有A3H 和A6H井见剂（见图4）。由于示踪剂与注入水同步，因此示踪剂可用于监测注采井间的连通情况，其中A3H 见剂早，见剂量大，连通性最好；A6H 见剂较晚，见剂量次之，有一定连通性。

图4 A14 井组示踪剂测试单井产出趋势图

2.4 注采动态数据反演分析及综合评价

以上方法只能定性分析储层连通性，为实现连通性的定量评价，本研究将油田视为一个多输入（注水井）和多输出（油井）的信号系统，利用算法模型和动态数据反演来定量计算井间连通系数。考虑注采井间响应的滞后性，优选了一阶时滞系统建立模型，根据贝叶斯理论建立目标函数，以先验认识确定初始的连通系数和时滞系数，基于注采动态数据拟合，再通过优化算法获取最优解，从而确定注采井间连通系数。因为A16H 和A17H 投产时间较晚，分阶段计算了A14 井组的井间连通系数，计算结果（见表1），注采井间连通图（见图5）。

图5 A14 井组不同阶段注采井间连通图

表1 A14 井组不同阶段连通系数计算结果表

以静态分析结果为基础，结合动态响应分析与示踪剂测试，实现了井间连通性的定性研究，再根据注采动态数据反演得到的连通系数，并考虑边水影响（A5H和A17H）进行修正，最终确定了A14 井组的井间连通性，修正结果（见表2）。

表2 A14 井组连通系数修正表

3 结论

（1）本文以储层砂体展布、沉积相等综合地质研究为基础，通过分析油井生产动态与注水井注水量波动之间的响应，再结合示踪剂测试结果及反演模型辅助计算，实现了井间连通性定性及定量的快速综合评价。

（2）根据综合评价研究结果，A14 注采井组的井间连通性明显失衡，与A3H 井之间强连通，已形成优势水流通道并导致无效水循环。因此，以此为依据可进一步开展调剖措施研究，改善井组整体水驱效果。