双重介质复合数值试井技术在裂缝性礁灰岩底水油藏中的应用

杨 勇，谢日彬,2,3，闫正和，孙常伟，李小东

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.西南石油大学，四川 成都 610500)

0 引 言

流花11-1油田为中国海上最大的裂缝性礁灰岩底水油藏，内部发育不确定性裂缝且非均质性强，采用天然水驱水平井开发。含水上升导致剩余油分布零散，后期加密井平均累计产油远低于早期开发井，解析试井得出油藏特征与实际地质认识和生产动态吻合性较差，剩余油分布认识及挖潜调整迫切[1-3]。针对水平井试井解释技术已经很成熟，李成勇等建立了水平方向无限延伸条件下的试井模型，采用拉氏反演算法进行了求解并绘制了典型特征曲线[4-5]。但针对裂缝性底水油藏，综合天然裂缝、多层、底水和水平井的渗流理论的文献比较少，且主要应用双孔油藏模型解释天然裂缝油藏中，解释结果误差较大。分形解释理论和DFN试井解释理论虽然能更好地描述裂缝油藏，但解释方法还不成熟[6-7]。为认识该类型油藏储层物性及渗流机理，便于后期进行加密调整及增产措施实施，建立综合多敏感性分析的三维三相非线性数值试井解释模型，解决减少多相流、复杂边界、邻井干扰、边底水、平面非均质影响等情况造成的多解性及双孔窜流和多层窜流问题。

1 双重介质复合数值试井方法及敏感性

1.1 双重介质复合数值试井方法

流花11-1油田油层厚度为75 m，地层原油黏度为46.5～129.8 mPa·s，纵向上划分为4个高渗层和4个相对低渗层，主力生产层位B1层厚度为17.5～26.9 m，平均渗透率为651.0 mD，探明采出程度仅为12%，综合含水为95.5%，生产过程中地层压力不下降。油田地层能量强，油层纵向上非均质性强，油田内部断层、裂缝、溶洞发育，属于裂缝性礁灰岩底水油藏。油田早期开发井含水上升较慢，后期加密调整井含水上升快。相对于成熟的均质油藏油水两相流解析法试井技术，裂缝性礁灰岩底水油藏水平井数值试井分析技术实际应用较少。生产数据及测井资料显示，礁灰岩油田存在孔隙和裂缝双重介质，为研究该油田单井控制区域物性对生产动态的影响，通过复合数值试井建立基本双重介质网格。双重介质模型流体先从裂缝非达西渗流到井筒[8-9]，再到过渡阶段，流体从基质岩块渗流到裂缝，以实现最终整个裂缝性礁灰岩储层系统综合渗流到井筒内阶段。从裂缝至井筒，裂缝压力下降且基质内压力大于裂缝内压力，而基质到裂缝过程中，基质岩块内压力下降且达到或等于裂缝内压力。

针对裂缝性礁灰岩底水油藏渗流特征，提出了水平井双重介质复合数值试井技术。结合前期地质研究成果和生产动态数据，考虑多影响因素敏感性分析，建立了考虑地质条件的三维三相非线性数值试井解释模型。该模型主要围绕井筒建立水平井径向模型、围绕边界和断层建立分段网格及角点网格模型，叠加后形成Voronoi非结构化网格模型(图1)，有效减少多相流、复杂边界、邻井干扰、边底水、平面非均质影响等情况造成的多解性及双孔窜流和多层窜流问题。

图1 叠加后Voronoi网格Fig.1 Stacked Voronoi network

1.2 双重介质复合数值试井敏感性

为判断裂缝性双重介质模型数值试井可靠性，通过导数曲线对渗透率水垂比、裂缝发育层位、窜流系数及储能比等影响因素进行敏感性研究(图2)。对窜流系数进行敏感性分析，双孔油藏特征只有在线性流阶段和径向流阶段出现，其导数曲线特征比较明显，其他阶段很难分辨。对裂缝发育层位研究发现，若设定水平井生产同层存在裂缝时，试井曲线有典型的双重介质特征，而若设定水平井下部或上部层位，双对数曲线并没有双重介质特征。弹性储能比在小于0.5时，储能比越小，双重介质越敏感；渗透率水垂比对双重介质响应特征敏感性较弱。

图2 裂缝性双重介质模型数值试井敏感性分析Fig.2 Sensitivity analysis of numerical well test for fractured dual-media model

2 裂缝性礁灰岩油藏复合数值试井应用

由流花11-1油田1998年和2014年2次整体压力恢复测试资料中，筛选出40口井用于压力恢复数据，进行双重介质复合数值试井解释。统计结果表明：流花11-1油田储层压力水平井恢复试井曲线主要呈现出线性流、双线性流和双孔渗流3类特征。水平井线性曲线主要反映了礁灰岩裂缝不发育井控范围内相对均质储层的渗流特征；水平井双线性流曲线主要反映了礁灰岩高角度裂缝发育井控范围内的上下层间干扰的非均质油藏特征；水平井双孔渗流曲线主要反映了礁灰岩网状裂缝发育且受底水影响严重井控范围区域的渗流特征。

2.1 均质水平井线性流特征

流花11-1油田少数水平井压力恢复曲线早期径向流特征不明显(图3)，以A井为例，通过对数时间判断压力曲线和导数曲线斜率划分流动特征为4个周期。前2周期导数曲线上升是压力传到油藏顶部边界的反映，第3、4周期及以后的导数曲线为明显的1/2斜率特征，是水平线性流动特征的典型反映，后期导数没有下掉。

图3 A井数值模型双对数拟合曲线Fig.3 Double logarithmic fitting curve of numerical model of Well A

A井初期产量高，考虑周围邻井建立该油藏地质模型建立数值试井解释模型(图4)，水平井线性流后期导数斜率仍然为1/2，没有出现下掉，反映关井测试的170 h内测试资料没有探测到底水的影响。根据数值模型可以解释的各层渗透率及渗透率水垂比，分析其主要原因为生产层较厚，油藏下部有底水能量供应，底水和井筒之间又有低渗层阻挡底水的水侵和水窜。数值试井解释结果显示B1层渗透率为408.5 mD,下部低渗层是C和E层，拟合渗透率分别为93.6 mD和34.1 mD。该井没有污染，有效井长702.5 m。该井动态显示累计产油超30×104m3，且含水上升慢，数值试井分析结果与区域动态认识结合，说明该井距离底水较远、井控范围较大、底水影响弱，区域仍有比较大潜力可以挖潜，可以通过增大生产压差方式提高井控储量下采出程度。

图4 A井考虑邻井生产影响数值模型Fig.4 Numerical model of Well A considering influence of adjacent well production

2.2 非均质水平井双线性流特征

大部分井为水平井双线性流特征(图5)，由图5可知：早期为垂直径向流，时间短且特征不明显；中期为双线性流阶段，具有2个对数周期，斜率为1/4；后期为底水定压边界特征。

图5 B井数值模型双对数拟合曲线Fig.5 Double logarithmic fitting curve of numerical model of Well B

以研究区北部较高部位B井为例，根据建立的数值模型拟合的渗透率分析，该井所在层渗透性相对较好且层厚较薄，因此，产生双线性流特征。压力导数下掉时间大约在关井10 h，说明底水的定压边界对该井生产影响较严重，导数下掉时间介于线性流特征的井和双孔定压边界特征的井之间，主要是下部层对于底水定压边界具有一定阻挡作用，但阻挡作用不如线性流下部层强大，同时，下部层渗透性差异比较小造成了底水容易上侵或上窜。10 h后，数值试井解释显示该井具有双线性特征混合边界特征，B1层渗透率为408.0 mD，该井没有污染且水平井长为721.0 m。井储系数C值为7.2 m3/MPa。动态特征是初期产油能力高、含水上升速度较快。数值试井解释结果与动态相结合表明，后期底水上窜影响累产，建议该井生产压差放小或者采取稳油控水方式对该井进行改造。

2.3 水平井双孔渗流特征

流花11-1油田后期加密水平井压力恢复曲线主要呈双孔渗流特征(图6)，依次可以划分为垂直径向流、线性流、系统径向流、底水定压边界和双孔窜流流动共同作用4个流动阶段。以主区北部构造下降区域附近发育断层的C井为例，完井层位为上部层位储层物性好，其动态特征为初期产油能力低、累计产油量低、含水上升速度快，开井水淹且采液指数高。关井1 h导数曲线开始下掉，反映该井边底水影响比较严重，与投产初期含水达到了84.7%动态特征相吻合。由于受底水影响比较严重，该井动用的储量主要位于油藏下部，上部油藏动用范围有限，仍有比较大的开发潜力。

图6 C井数值模型双对数拟合曲线Fig.6 Double logarithmic fitting curve of numerical model of Well C

3 数值试井与解析试井解释结果对比

对于裂缝性礁灰岩油藏，多层之间渗透率的差异和油藏边底水的强弱是影响生产动态的主要因素，而在海上油田最大产液量下，生产压差一定时，水平段长度影响底水水脊上升速度。数值模型与解析模型解释的渗透率和有效水平段长度有较好的线性关系，2个主要参数均能反映油藏的渗流特征(图7)。解析解可用定压边界等效考虑边底水影响，但不能考虑多层之间渗透率的差异；数值试井用数值解的方法，既能考虑底水能量，又能考虑多层之间渗透率的差异。数值模型可以结合现有地质认识更加贴合实际动态，更有助于对目标井进行解释分析。

图7 解析和数值模型解释渗透率和有效井长交会图Fig.7 Crossplot of interpreted permeability by analytical and numerical model versus effective well length

表1为双重介质数值试井与实际取心资料的对比结果，对于裂缝性礁灰岩油藏，该方法采用非结构化网格，考虑了底水能量和多层差异的影响，刻画了油藏水平井长度和位置、小层非均质和油藏边界的底水影响，双重介质数值试井解释结果与取心实验资料对比更加吻合。

表1 双重介质数值试井与实际取心实验资料对比Table 1 Comparison of dual-media numerical well test and coring experiment data

4 结 论

(1) 数值试井解释模型通过设置复杂储层不同区域的参数，有效呈现了储层非均质性和复杂边界效应，影响因素敏感性分析确保了模型的可靠性。通过数值试井解释结果与解析法试井解释结果的综合分析，降低了裂缝性复杂储层水平井数值试井解释结果的多解性。

(2) 数值试井解释的应用可以更好地描述该油田多层非均质底水上升情况，比解析试井得到的油藏参数更可靠。

(3) 利用试井解释的渗透率与孔隙度校正测井数值，分析油水运动规律，指导测井解释模型建立，为该油藏后续挖潜和生产提供了重要依据。