涠洲A油田位于南海北部湾海域，构造上位于南海北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡上，为始新世末期形成的伸向凹陷的复杂断块构造。主力生产层位流二段为古近系始新统流沙港组二段地层，发育三角洲外前缘席状砂沉积，属于断块控制的封闭、半封闭断块油藏，驱动类型主要为弹性驱动，天然能量较弱，开发方式为注水保压开发。作为薄互层油藏（图 1），流二段单砂体厚度薄，单个油层厚度仅1~ 3 m；储层横向变化快，非均质性较强，储层净毛比仅30%~ 50%；储层物性差，孔隙度16.3% ~17.5%，渗透率（15.6~30.4）×10^-3 µm²，主要为中孔低渗储层。由于流二段砂体连通性复杂，明确井间连通关系是指导注采井网优化，提高注水开发效果的关键，但在砂体连通性分析上面临两方面的难点，一方面，传统连通关系判断存在误区，即“若井间干扰试井没收到响应以及井间压力系数有差异，则说明井间砂体不连通”，另一方面，针对薄互层的小层连通性认识不清。为了揭示流二段薄互层油藏砂体连通性，本文首先基于砂体宽厚比和干扰试井测试手段，分别从静态和动态对井点间的砂体连通性进行研究，其次通过开展砂体横向变化对响应时间影响机理研究，明确小层干扰响应规律，提出一种小层连通关系定量判断方法，将连通性认识从井点深化到小层，为薄互层油藏注采井网优化和细分层系注水提供坚实可靠的技术基础。

图 1(Fig. 1)

图 1 流二段地层对比图

由于地震资料品质较差，地球物理方法在本区无法刻画砂体展布范围，本次基于井点钻遇储层静态资料，利用砂体宽厚比从静态上分析砂体连通性。根据南海北部湾盆地涠西南凹陷建立的扇三角洲储层定量地质知识库，水下分流河道宽厚比在（1:80）~（1:100）之间，取平均1:90，通过拾取单井单砂体厚度乘以对应沉积微相的宽厚比得出单砂体展布宽度。主力开发区块开发井距300~500 m，因此当单砂体展布宽度大于300 m，即单砂体厚度大于3.3 m时，认为相邻井都可钻遇该单砂体，井间砂体连通。通过统计各井点砂体延伸范围在300 m以上的连通油层厚度，绘制流二段储层连通砂体厚度平面分布图（图 2）可以看出：位于主河道方向上的主力区块中块2井区和1d井区连通油层厚度相对较大，分别为34.6 ~52.2 m和24.8~ 41.1 m，位于河道侧缘的5井区和1井区相对较薄，分别为12.7~17.9 m和7.9~ 15.1 m，中块2井区连通油层厚度相对较大的是A6/A7/A8/ A9井，厚度在47.0~ 52.2 m，A5井连通油层厚度相对较小，厚度为38.7 m。整体上主力区块中块2井区静态连通性有保障，其余区块连通性相对较差，存在不确定性。

图 2(Fig. 2)

图 2 流二段储层连通砂体厚度平面分布图

南海西部油田首次在涠洲A油田开展了大规模系统性的干扰试井以明确砂体连通性，测试期间以一口或多口井激动干扰，按照一定工作制度进行生产，另一口井关井压力恢复，利用井下高精度压力计观察干扰信号^[1-5]。根据压力干扰原理，若砂体不连通，则激动井的干扰信号无法传递至观察井，观察井地层压力维持稳定；若砂体连通，则激动井的干扰信号传递至观察井后，观察井地层压力出现下降^[6-11]。油田投产后针对主力区块中块2井区开发井开展了干扰试井测试，干扰响应特征分为两类。

第一类响应特征，大部分开发井测试过程中收到了邻井干扰信号（图 3），关井过程中压力出现下降，各井点压力系数一致。其中A7井与A8井之间砂体连通，A7井开井日产油200 m³/d激动时，A8井关井观察6 h后压力出现下降；A8井与A9井之间砂体连通，A8井开井日产油230 m³/d激动时，A9井关井观察19 h后压力出现下降；A9井与A6/A7井之间砂体连通，A6/A7同时开井日产油480 m³/d激动干扰，A9井关井观察80 h后出现压力下降；A6井与A7井之间砂体连通，A6井开井日产油250 m³/d激动时，A7井关井观察108 h后压力出现下降。干扰试井压力响应结果表明，流二段整体上连通性较好（图 4）。

图 3(Fig. 3)

图 3 干扰试井压力恢复响应曲线

图 4(Fig. 4)

图 4 干扰试井压力信号响应示意图

第二类响应特征，极少部分开发井测试过程中没有收到邻井干扰信号，井间压力系数也不一致。典型井为A5井，第一次干扰试井测试，关井压力恢复20天没有收到邻井干扰信号，井点压力系数比邻井A7井高0.09，根据传统连通关系判断认为与邻井砂体不连通，注水受效难度大。结合静态连通油层厚度研究成果，A5井点连通油层厚度高达39 m（图 2），连通性有一定保障，为了进一步明确A5井与邻井砂体连通性，开展了第二次干扰试井测试，大幅度延长了测试时间，A5井关井压力恢复42天后收到了邻井干扰信号，压力出现下降，明确了与邻井砂体连通。A5井干扰试井测试表明，即使干扰试井没收到邻井干扰信号以及井间压力系数有差异，砂体也可能连通，测试时间不够和井点压力系数的差异会误导砂体连通性判断结果，这证实了传统连通关系判断存在误区。

涠洲A油田开发井干扰试井测试结果表明，在激动井以一定产量干扰情况下，观察井压力恢复过程中压力响应所需时间与多方面影响因素有关。根据统计干扰试井测试资料，针对干扰试井第一类响应特征，观察井关井压力响应时间T和干扰系数C呈现较好的幂函数关系（图 5），相关系数达到0.96。干扰系数C主要与储层特征、井网特征和干扰制度等参数有关，干扰试井测试干扰系数越大，压力响应时间越短，反之则越长，据此建立了流二段干扰试井压力响应经验公式（式1），这为今后油田开展干扰试井测试时间预测提供了一项新的技术方法。

图 5(Fig. 5)

图 5 干扰试井压力响应时间和干扰系数的关系曲线

其中干扰系数C：

式中：h为连通油层厚度，m；k为有效渗透率，×10^-3 μm²；q为激动井干扰产量，m³/d；N_G为储层净毛比，%；μ_o为原油地下黏度，mPa · s；r为干扰井距，m。

虽然干扰试井测试可以明确井点间砂体连通性，但无法揭示薄互层油藏小层连通关系，不利于油田开展精细化的注采井网优化。针对干扰试井第二类相应特征的开发井压力响应时间预测难度较大，根据流二段干扰试井压力响应经验公式（式1）预测A5井关井压力响应时间为11.5天，实际用时42天才收到邻井信号，预测与实际差别较大。A5井干扰响应特征异常于其他开发井，这说明虽然干扰试井明确了A5井与邻井在井间砂体是连通的，但小层连通关系比较复杂。为了探索薄互层油藏小层干扰响应规律，根据开发区块地质油藏特征建立了多层系油藏数值模拟机理模型，各小层可设定为连通、不连通或连而不畅，在生产历史拟合较好情况下，通过模拟纵向上不同小层连通关系组合，开展了小层干扰响应影响机理研究。

研究表明（图 6a、图 6b），砂体连通性越复杂（小层不连通或者连而不畅小层比例增加），接收信号时间越长，与邻井压力系数差异越大：若纵向上不连通小层比例达到50%，则接收干扰信号所需时间与全部小层连通相比较，需要提高至1.3~3.5倍，与邻井压力系数差异值达到0.06~0.09。这说明薄互层油藏的小层砂体连通性越复杂，越容易掩盖井点间的连通性认识，这从机理上证明“干扰试井没收到响应、井间压力系数有差异说明不连通”传统认识有误。

图 6(Fig. 6)

图 6 砂体横向变化与干扰试井响应参数的关系曲线

为了定量表征小层连通关系，根据机理研究成果的小层连通关系和接收干扰响应时间以及井间压力系数差异值分别进行回归拟合表明（图 6c），油藏纵向上连通、不连通或连而不畅小层比例与干扰试井测试接收干扰信号时间和井间压力系数差异值的乘积表现出较好的幂函数关系，回归相关系数达到了0.99。因此，可根据干扰响应时间和压力系数差异值的乘积，利用幂函数定量计算小层连通关系，通过将机理研究与干扰试井相结合，实现了薄互层油藏小层连通性定量表征，将干扰试井动态连通性分析从井点定性认识升华为小层定量认识，提出了以下小层连通关系定量判断方法：

式中：d为干扰响应换算时间，d；Δα为压力系数差异，%；LT连通小层比例，%；BLT为不连通小层比例，%；LEBC为连而不畅小层比例，%；

根据干扰试井测试接收干扰信号时间和井间压力系数差异值，利用以上小层连通关系定量判断方法可计算判断流二段井间连通小层比例、不连通小层比例、连而不畅小层比例。例如，根据A5井干扰试井期间接收邻井干扰信号用时42天，与邻井压力系数差异0.09，接收干扰信号时间和井间压力系数差异值乘积为3.78，带入公式计算可知A5井与邻井A7井纵向上砂体不连通比例52%，连而不畅48%，这实现了薄互层油藏小层连通性的精细表征。分析结果表明（表 1），中块2井区井间优势连通区域为A9井附近，与邻井A6/ A7/A8井间砂体连通小层比例在90%以上，A9井具备作为注水井的连通基础，而区块以西连通性整体比较复杂，A5井与A6/A7/A8井不连通小层比例达到50%，但考虑到干扰试井明确了A5井与周边开发井的砂体连通，也具备作为注水井的基础条件，但有必要在开发中后期进行细分层系优化注水。

表 1(Table 1)

表 1 涠洲A油田中块2井区小层连通关系分析结果

表 1 涠洲A油田中块2井区小层连通关系分析结果 井间关系 收到干扰信号时间/h 与邻井压力系数差异 连通小层比例/% 连而不畅小层比例/% 不连通小层比例/% A7井－A8井 6 0 100 0 0 A8井－A9井 19 0 100 0 0 A9井－A6/A7井 80 0.01 95 5 0 A6井－A7井 108 0.01 90 10 0 A5－A6/A7/A8 1008 0.09 0 48 52

基于砂体宽厚比的静态连通性分析表明，涠洲A油田主力开发区块中块2井区平面上砂体连通性整体较好，静态连通砂体厚度27.7~48.8 m；基于干扰试井测试的动态连通性分析表明，目前300~ 500 m开发井距砂体连通性较好，具备注水开发的井间连通基础。为了完善井网，本次提出在区块边部加密4口调整井A11S1/A12/A13/ A15，根据合理井距认识，布署在距离已有开发井约400 m处，4口调整井已经于2016年1月投产，投产后合计日产油水平650 m³/d，目前生产稳定，生产效果达到预期。为了提高注水开发效果，兼顾调整井注水需求，中块2井区注水井由ODP制定的A7井变更为A5/A9井注水；且考虑到A5井纵向小层连通关系比较复杂，根据沉积微相、储层类型、产出比例、层间非均质性和隔夹层分布，对A5井进行了细分四套层系注水开发；注采井网由ODP制定的1注4采优化为2注7采；A5/A9井于2016年1月份转注，注水4个月后，相邻有2口采油井A7/A8井地层压力回升1~2 MPa，有3口采油井A6/A12/A13地层压力逐渐稳定，油藏注水受效，产量逐步上升（图 7）。本次基于连通性精细研究成果提出的4口调整井和3个区块注采关系优化，预计提高区块采收率9.2%。

图 7(Fig. 7)

图 7 油藏测试生产曲线

（1）结合油田开发井距，根据砂体宽厚比分析单砂体展布范围可知，当单砂体展布宽度大于300 m，即单砂体厚度大于3.3 m时为连通油层。

（2）干扰试井测试表明，即使干扰试井没收到邻井干扰信号以及井间压力系数有差异，砂体也可能连通，测试时间不够和井点压力系数的差异会误导砂体连通性判断结果。

（3）干扰响应时间影响机理研究表明，随着砂体连通性越复杂（小层不连通或者连而不畅小层比例增加），接收信号时间越长，压力系数差异越大，这可能会掩盖井点间的连通性认识。

（4）将机理研究与干扰试井相结合，提出的小层连通关系定量判断方法可计算判断连通小层比例、不连通小层比例、连而不畅小层比例，这为干扰试井测试时间预测提供了技术方法。

（5）本次提出4口调整井和注采关系优化措施，预计提高区块采收率9.2%。