卫喜辉，谢明英，闫正和，杨 勇，陈一鸣，李 凡

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

生产动态分析认为注水后油井单向受效明显，可能已形成优势水流通道。为提高井组注水效果，开展注水井调驱研究，需要进一步明确是否已形成优势水流通道以及通道长度等参数来优化调驱方案。由于海上油田作业费用高，井况复杂，油藏监测资料少，未进行吸水剖面测试；且示踪剂监测数据多采用半解析法进行曲线拟合[1]，过程繁琐，不能直接解释得到优势水流通道长度。但考虑到注水井有井下压力计，可利用注水井关停阶段的高密度压力数据，开展注水井压力降落试井分析来研究地下渗流特征[2–3]，并将试井解释成果应用于调剖方案设计、注采结构调整和相渗规律认识等。

1 油田概况

南海东部海上油田新近系储层属于海相沉积，砂体横向连续性好，水体体积大，天然能量充足，依靠天然能量开发取得了高采油速度、高采出程度的开发效果[4]。P油田属于低幅度断背斜构造，油藏埋深1 200.0～1 400.0 m，储层为海相三角洲外前缘沉积，沉积微相以远砂坝和河口坝为主，岩性以细砂岩和粉砂岩为主。H21油藏是该油田一个含油面积大的中渗低流度稠油油藏，含油面积11.4 km2，高点埋深1 345.0 m，平均地层倾角0.69°，平均地层厚度8.0 m，平均泥质含量13.6%，平均孔隙度26.0%，平均渗透率315.0×10–3μm2，地层原油黏度111 mPa·s，地层原油饱和压力1.59 MPa，属正常温度压力系统。油田开发方案设计采用天然能量开发，2016年9月油田投产后，主力油藏边部能量充足而高部位能量供给不足[5]。……