引言

深水油田是当今油气勘探开发的热点。近年来，全球新增油气资源发现主要来源于深水及超深水区域，深水油田原油产量占海上油气总产量比重已达30%。深水油田开发面临工程设施复杂、钻完井费用高、井位实施风险大的难点。对于深水浊积储层油藏而言，具有多期次水道横向迁移、垂向相互叠置的特点^[1-6]，各储层连通情况及储量动用程度分析直接关系到剩余储量的分布规律以及调整井部署方向，必须通过精细油藏数值模拟研究，确保井位成功实施，提高经济效益。

关于如何提高常规油藏历史拟合精度，前人已做了大量工作^[7-12], 但尚未发现提高深水浊积储层数值模拟精度的相关报道；针对深水浊积储层数值模拟研究难度大的问题，提出了后续井MDT测压拟合指导深水浊积水道沉积储层模型校正的新方法，提高了搭接关系复杂的砂体间连通程度认识深度，降低了数值模拟的不确定性及多解性，提高剩余可动储量表征精度，为调整井优化部署奠定了良好基础。

1 地质油藏概况

K油藏是西非尼日利亚深水A油田的1个典型的深水浊积水道沉积为主的油藏，水深1 300~1 450 m；储层为深水浊积水道砂体侧向迁移叠置而成，横向摆动频繁，纵向上相互切割，连通关系复杂(图 1)；储层物性整体较好，平均渗透率约800 mD，平均孔隙度22%，均质性较好。油藏流体性质特殊，原油体积系数达2.1，地层原油黏度0.17 mPa·s，属于典型挥发性油藏；采用少井高产的策略进行开发，平均注采井距约2 200 m，由于井点资料稀少，进一步加大了井间储层连通性及物性参数分布认识的不确定性，导致水驱开发过程中各砂体储量动用程度认识难度大，开发中后期的剩余油分布规律认识面临较大挑战。如何更好地识别井间储层平面及纵向上的连通性、准确评估注入水在平面及纵向上的驱替方向和波及范围，是该油藏的研究重点。通过对储层特点及历史拟合难点的分析，提出了MDT测压拟合方法，降低储层连通性认识的不确定性，提高模型的可靠性。

2 MDT压力拟合方法

MDT压力是指新钻井测试的不同深度下的原始地层压力，反映了储层动用状况及储层连通性的有关信息，综合分析不同时刻不同井位处测试的MDT压力，有利于储层连通状况的精细刻画。

2.1 后续井MDT测压拟合思路研究

首先梳理单井投产顺序以及MDT测试情况，分成若干拟合顺序，然后拟合第一批投产井的常规生产指标，包括产量、含水率、压力和气油比等，通过第一批井次的拟合，得到层间砂体连通性的初步认识；再逐次拟合每一口新井的MDT测压，并利用下一口投产井作为检验井，验证砂体连通性的拟合认识，同时提供数据支持，依次拟合所有后续投产的新井后，最终实现分层压力的精确拟合，即可得到更为可靠的储层连通性的认识(图 2)。

2.2 MDT压力拟合与静压和流压拟合关系

不难看出，MDT压力拟合是某一时刻下多个位置点的压力拟合；静压和流压拟合是某一位置下多个时刻下的压力拟合。若以时间和井位分别作为 $X$ 轴和 $Y$ 轴，即得到不同井点的不同时间下的静压和流压二维分布；在此基础上，以MDT测压作为 $Z$ 轴，形成了时间、井位和不同深度三维空间内的压力场分布(图 3)。

静压和流压是纵向上多层压力的综合反映，而MDT测压更多地反映出不同砂体上的压力分布状况，因此，MDT压力拟合与静压和流压拟合之间是相辅相成的关系，前者是后者的有效补充，构成了三维立体压力拟合。

2.3 MDT压力拟合方法及效果 2.3.1 沉积微相渗透率宏观调整实现MDT压力拟合

经前期综合地质研究，根据K油藏的孔渗关系将沉积微相细分为6种岩石类型以反映井间渗流能力的非均质性。由于井距过大，井间储层物性难以准确刻画，导致数值模拟中的K-42井不同层位压力分布与实测MDT压力差异较大(图 4)

通过对注采井间各沉积微相分布分析，认为仅靠优势相储层难以建立有效的注采连通性(图 5)，井间非优势相渗透性偏低是引起注采井间连通程度差的主因，导致压力难以有效供给，因此通过宏观调整非优势相AF3相(砂质天然堤)的渗透率(图 6)，实现MDT压力的拟合(图 7)。实现MDT压力拟合的同时，井底流压拟合精度大幅提升(图 8)，图中黑色点为观察数据、红色点为拟合前数据、绿色点为拟合后的数据。

2.3.2 吸水剖面资料辅助实现MDT压力拟合

受砂体纵向非均质性影响，不同层位的产油吸水能力存在一定差异，纵向上不同层位的压力也存在明显不同(图 9、图 10)，从图 9中可以看出注水井在K3层位的吸水量达到95%；在图 10中表现出明显的层间差异。

利用注水井的吸水剖面资料，分析数值模型中不同层位的物性差异特征，通过调整层间非均质性拟合注水井的吸水剖面，进而实现对应生产井的MDT压力拟合。拟合后的压力分层(图 10)，提高了层间纵向非均质性的认识精度，保证了拟合中水驱波及范围的可靠性。

2.3.3 时移地震资料辅助实现MDT压力拟合

针对多层合采的生产井而言，由于生产层位较多、砂体间的纵向连通关系存在不确定，往往难以准确判断确定的出水层位，这也给分层压力拟合带来极大的挑战；实际拟合过程中，通常可借助产液剖面识别具体的出水层位，用以拟合分层压力和产水层位；本文另外提出了借助时移地震^[13-15]指导拟合MDT测压和含水率的办法，同样可解决多层合采定向井分层压力及出水层位拟合的难题。

K-29井是K油藏一口多层合采的定向井，时移地震采集结果表明，对应注水井主要在K2层位存在明显的驱替现象(图 11)，而其他层位的水驱响应不明显，反映出明确的砂体纵向连通关系以及注采层位对应关系。通过调整注采井间的储层物性，增加高渗条带，进而拟合两井间的水驱波及范围，改善拟合效果，在实现较好的MDT压力拟合的基础上，大幅度提高单井见水时间和含水率拟合精度(图 12)。

3 MDT压力拟合在调整井优化部署中的应用

利用以上方法，按拟合顺序逐次调整，从宏观到局部调整，反复校正油藏模型，结合生产动态数据，更新砂体连通性认识，使油藏模型更真实地反映实际地层特征；油藏实践表明，MDT测压拟合很好地指导了油藏历史拟合过程，降低了数值模拟的不确定性，提高了浊积水道储层复杂连通条件下的拟合精度，由此得到更加客观真实的剩余油分布规律，实现更高的调整井优化部署成功率，大大降低深水油田井位实施风险，确保投资效益。

经过精细的MDT压力拟合，K油藏取得良好的拟合效果，取得最终的剩余油分布认识，计算形成净油柱高度分布图，通过对比拟合最后时刻以及油藏开发最后时刻下的净油柱高度分布可知，油藏K1层中部在现井网条件下，难以有效动用，为剩余油潜力区(图 13，图 14)。

${H_{{\rm{cpvo}}}} = ( {{S_{\rm{o}}} - {S_{\rm{or}}}} ){{h}}{\phi}$

(1)

式中： ${H_{{\rm{cpvo}}}}$ —净油柱高度，m；

${S_{\rm{o}}}$ —计算时刻下的含油饱和度，%；

${S_{\rm{or}}}$ —残余油饱和度，%；

${h}$ —储层净厚度，m；

$\phi$ —储层有效孔隙度，%。

通过井位及井别优化研究，为更有效动用油藏中部剩余油，调整部署了一口注水井，完善现有井网，以实现较好的增油效果。该调整井已于2016年3月顺利投注，注水量高达6 600 m³/d，达到设计目的，满足了生产需求，预计可实现累计增油4.3 MMbbls(1 MMbbls = 0.159×10⁶ m³)。

4 结论

(1) MDT压力拟合为储层横向和纵向连通性拟合提供了重要资料支持，是一种拟合多期水道砂体连通关系的有效方法。

(2) MDT压力拟合与静压/流压拟合相辅相成，构成三维立体压力拟合。

(3) 多资料综合分析，如静压/流压、MDT压力、矿化度测试、时移地震等资料，是取得较好历史拟合精度的保障。

(4) 特殊问题特殊对待，不同油藏拟合难点不同，理清资料基础，充分发挥现有资料作用，实现较好的拟合效果。