王楠（遼河油田鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

示蹤劑監(jiān)測技術(shù)在油田調(diào)整中的應(yīng)用

王楠（遼河油田鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

本文重點(diǎn)闡述了普通稠油油藏的井間示綜劑監(jiān)測技術(shù)在注水油田后期調(diào)控的應(yīng)用狀況和成功經(jīng)驗(yàn)。利用同位素示蹤劑技術(shù)認(rèn)識油藏平面水驅(qū)方向與砂體走向一致；依據(jù)油井見劑情況判斷出井間連通狀況，再結(jié)合井震技術(shù)及油井生產(chǎn)動態(tài)確定井間斷層，利用示蹤劑推進(jìn)速度分析油藏物性變化，確定沉積相帶類型；同時，認(rèn)識油層縱向上水淹程度，為進(jìn)一步認(rèn)識區(qū)塊的水淹規(guī)律及下步治理調(diào)控提供依據(jù)。

普通稠油油藏；同位素示蹤劑；治理調(diào)控

示蹤劑監(jiān)測技術(shù)是在監(jiān)測井組的注水井中注入化學(xué)示蹤劑，然后按照一定的取樣制度，在周邊生產(chǎn)觀察井中進(jìn)行取樣分析，以獲取樣品中示蹤劑的濃度，進(jìn)而繪制示蹤劑產(chǎn)出曲線，再利用相應(yīng)的示蹤劑解釋軟件進(jìn)行處理，并結(jié)合油藏生產(chǎn)中的動態(tài)、靜態(tài)資料進(jìn)行結(jié)合分析，可以了解井組間的連通情況，了解注入水的推進(jìn)方向、推進(jìn)速度，了解井間主流通道參數(shù)，了解儲層的非均質(zhì)性等狀況。本次實(shí)施的稠油注水區(qū)塊，注水開發(fā)已經(jīng)26年，可采儲量采出程度高達(dá)87.5%，綜合含水87.6%，占86%油井含水超過90%，平面、縱向各小層水淹程度差異大，常規(guī)挖潛效果差。

1 注水開發(fā)存在問題

該注水區(qū)塊1989年采用三角形井網(wǎng)、300m井距依靠天然能量投入開發(fā)。1990年實(shí)施邊部溫和注水；1999年細(xì)分層系調(diào)整后進(jìn)入全面注水開發(fā)，2010年規(guī)模開展弱凝膠深度調(diào)驅(qū)，按股份公司行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)綜合評價現(xiàn)基本達(dá)到一類開發(fā)水平。目前存在主要問題：一是平面水驅(qū)不均勻，井距大注水見效差或不見效，井距小注水突進(jìn)嚴(yán)重；二是長期注水沖刷形成的高滲通道，存在大量低效或無效水循環(huán)；三是處于不利相帶的部分井，油層厚度薄、滲透率低、物性差、注水見效差。需要在示蹤劑監(jiān)測技術(shù)指導(dǎo)下進(jìn)行綜合調(diào)整。

2 注水油田調(diào)控的主要做法

2.1 平面上注水狀況

在油藏主體部位優(yōu)選2個井組，分別注入不同種類示蹤劑，監(jiān)測產(chǎn)出井20口，占75%油井見到示蹤劑，波及面積83.5%，注采井間連通狀況較好。監(jiān)測井間推進(jìn)速度差異大，最快達(dá)到28m/d，最小5.42 m/d，平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面突進(jìn)系數(shù)為2.25，指進(jìn)嚴(yán)重。水驅(qū)方向與沉積方向一致，處于高滲透相帶油井，因注水水驅(qū)突破快，造成水淹嚴(yán)重和無效水循環(huán)，進(jìn)而降低驅(qū)油效率。

2.2 縱向上注水狀況

依據(jù)監(jiān)測井組的有關(guān)動靜態(tài)資料，示蹤劑篩選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及監(jiān)測目的，設(shè)計(jì)監(jiān)測方案。然后根據(jù)監(jiān)測方案依次進(jìn)行示蹤劑的注入、現(xiàn)場取樣、樣品分析。進(jìn)而繪制示蹤劑采出曲線。再利用示蹤監(jiān)測解釋軟件進(jìn)行擬合計(jì)算。最后結(jié)合儲層情況及生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行綜合分析，就可以得到注采井間連通情況，注入流體的推進(jìn)方向、推進(jìn)速度，斷層密封情況，儲層非均質(zhì)性等資料，為下一步井網(wǎng)調(diào)整方案的實(shí)施提供依據(jù)。

在油藏主體部位優(yōu)選井組，建立地質(zhì)模型，按照常規(guī)油藏非均質(zhì)評價方法，計(jì)算得到相關(guān)非均質(zhì)系數(shù)，包括洛倫茲常數(shù)、各層變異系數(shù)及整體變異系數(shù)，從而得出縱向上油層非均質(zhì)性較強(qiáng)。注采井間主流通道波及面積較大，但體積很小，突破嚴(yán)重水淹程度高。

2.3 沉積構(gòu)造狀況

該塊發(fā)育水下分流河道、水下分流河道間、河口壩、前緣席狀砂、湖泥等微相。通過1個注水井組對應(yīng)10口油井示蹤劑參數(shù)計(jì)算，主滲通道滲透率大（最大為35247×1010-3μm2），推進(jìn)速度快（最快為28m/d），油井產(chǎn)液量高（是平均產(chǎn)液量3倍），水淹程度嚴(yán)重（平均綜合含水95.1%）。薄差層厚度小，動用程度低。儲層物性決定注水動用程度，平面上油井產(chǎn)能與物源方向一致，呈條帶狀十分明顯。

通過示蹤劑參數(shù)的綜合分析，結(jié)合小層精細(xì)對比及地震解釋，重新認(rèn)識油藏內(nèi)部構(gòu)造變化特征。對歷史生產(chǎn)動態(tài)變化與靜態(tài)對比不符的區(qū)域，采取了不同方式示蹤劑監(jiān)測，優(yōu)選注入井組，分層系注入不同示蹤劑，對周圍油井進(jìn)行跟蹤取樣分析，井距100m之內(nèi)對應(yīng)5口油井，沒有見到示蹤劑顯示，落實(shí)了斷塊內(nèi)部井間斷層1條。

2.4 剩余油分布狀況

運(yùn)用示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，結(jié)合油藏動態(tài)變化、注入井吸水剖面、產(chǎn)出井產(chǎn)液剖面等測試資料結(jié)果，判斷主要水淹方向，明確了剩余油分布規(guī)律：①平面分布特征：從區(qū)域上看，油藏邊部水淹嚴(yán)重，構(gòu)造高部位含油飽和度較高。從注采位置看，遠(yuǎn)離注水井的部位，剩余油飽和度較高，注水井附近水淹嚴(yán)重。油藏高部位及斷層附近，受注水影響較小，油層動用程度低，剩余油呈現(xiàn)較為連片分布，其它區(qū)域多呈點(diǎn)狀或窄條狀分布。②縱向分布特征：受逐層上返的層間接替開采方式及儲層物性差異的影響，縱向上各小層剩余油存在明顯差異，底部油層水淹嚴(yán)重，剩余油飽和度較低，頂部水淹較弱及未動用，剩余油飽和度較高。厚油層受沉積影響，底部注水沖刷嚴(yán)重，水淹程度高，剩余油存在油層頂部。

3 綜合調(diào)控效果

在油藏動用程度較低區(qū)域，部署開發(fā)調(diào)整井6口，在斷層附近部署側(cè)鉆挖潛井3口，主體部位實(shí)施聚合物調(diào)驅(qū)井組33個，實(shí)施調(diào)整挖潛措施實(shí)施21口，全面調(diào)整后，年產(chǎn)油量保持22萬噸不降，油田遞減減緩，綜合遞減降到5%以下，自然遞減下降到12%，地層壓力保持在飽和壓力的85.0%以上，水驅(qū)動用程度、波及體積不斷提高，水驅(qū)控制程度79.1%，水驅(qū)動用程度76.9%，波及體積系數(shù)68.8%，與國內(nèi)同類油藏相比，處在較高開發(fā)水平。

4 結(jié)語

（1）油田同位素示蹤劑監(jiān)測技術(shù)，對注入水推進(jìn)方向、水推速度、水淹程度及波及狀況等油藏動用狀況進(jìn)行量化描述，為老油田注水開發(fā)后期的綜合調(diào)整提供了依據(jù)；

（2）依據(jù)示蹤劑監(jiān)測技術(shù)，可輔助小層對比中，難以確定油藏內(nèi)部發(fā)育的井間小斷層；

（3）注水油藏進(jìn)入高含水開發(fā)后，針對剩余油的高度分散，依據(jù)示蹤劑監(jiān)測技術(shù)對油藏采取相應(yīng)的堵水、調(diào)層、井間挖潛等措施，是實(shí)現(xiàn)油藏高效開發(fā)的有效手段。

[1]張曉露.水流優(yōu)勢通道的微觀特征及識別標(biāo)準(zhǔn)[J].內(nèi)蒙古石油化工,2013,16：146～149.

[2]陳金濤.化學(xué)示蹤劑監(jiān)測在黃沙坨火山巖油藏應(yīng)用[J].化學(xué)工程與裝備，2013，2：98～100.

[3]孫玉香.化學(xué)示蹤監(jiān)測技術(shù)在灘海注水油藏的應(yīng)用[J].油氣田地面工程,2010，4:93.