孫麗慧，胥中義，胡方芳，吉子翔，宋煥琪，路存存，姚莉莉

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750001）

耿271區(qū)動態(tài)監(jiān)測資料應(yīng)用

孫麗慧，胥中義，胡方芳，吉子翔，宋煥琪，路存存，姚莉莉

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750001）

耿271非均質(zhì)性較強，平面、剖面壓力、水驅(qū)分布不均，本文通過平面、剖面動態(tài)監(jiān)測資料在該區(qū)塊的應(yīng)用，有效指導(dǎo)油藏滲流規(guī)律認識，明確分區(qū)見水方向，指導(dǎo)油藏注采調(diào)整及措施挖潛。

滲流規(guī)律；注采調(diào)整；措施挖潛

1 油田概況

1.1 基本概況

耿271長8油藏位于陜北斜坡中段西部，屬于半深湖－深湖相沉積環(huán)境，沉積微相以水下分流河道為主。平均油層中部深度2 593 m，主體帶砂體厚度大于15 m，平均孔隙度為8.66%，滲透率為0.38 mD。

原始地層壓力18.7 MPa，地層原油黏度0.626 mPa·s，地層原油密度0.707 g/cm3，原始氣油比119.78 m3/t，地面原油密度0.839 g/cm3，地面原油黏度6.57 mPa·s，油藏類型為巖性油藏，原始驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)，地層水礦化度13.29 g/L，水型為CaCl2型。

1.2 開發(fā)概況

截止2016年12月，耿271區(qū)塊共有油井430口，開井405口，日產(chǎn)油水平414.23 t，單井日產(chǎn)油1.02 t，綜合含水38.5%；注水井總井數(shù)126口，開井數(shù)125口，日注水平2 159 m3，單井日注17 m3，月注采比2.43，累計注采比2.38。地質(zhì)儲量采油速度0.54%，采出程度4.57%。

1.3 油藏開發(fā)特征

1.3.1 壓力分布狀況 耿271區(qū)壓力保持水平穩(wěn)定為89.8%，平面分布呈北高南低特征。受區(qū)域物性影響，油藏中部耿271單元儲層物性最好，注水壓力低，壓力擴散快，注采壓差小。油藏南部物性差，注水井壓力高，能量在水井周圍聚集，注采壓差大。全區(qū)與2015年對比，16口井平均年壓力上升1.9 MPa。

1.3.2 剖面水驅(qū)狀況 受層內(nèi)非均質(zhì)性影響，油藏注水沿高滲段突進，剖面吸水形態(tài)以尖峰狀為主，均勻吸水井比例僅34.3%。與2015年同期對比，水驅(qū)動用程度由77.2%下降到74.4%，可對比井23口，吸水厚度由10.3 m下降到9.3 m，水驅(qū)動用程度由78.5%下降到70.5%。同時對應(yīng)見水井剖面剩余油呈“互層式”分布（見表 1）。

表1 耿271油藏歷年注水井吸水狀況統(tǒng)計表

2 資料應(yīng)用情況

2.1 測試技術(shù)概況

目前應(yīng)用于油田的動態(tài)監(jiān)測技術(shù)主要有試井技術(shù)、吸水剖面測試、剩余油飽和度測試、工程測井、水驅(qū)前緣、示蹤劑監(jiān)測、裂縫監(jiān)測等技術(shù)[1-3]。耿271測試工作量年均達到200井次，為油田開發(fā)技術(shù)政策的制定、加密區(qū)的調(diào)整提供了大量的可靠的依據(jù)。

試井技術(shù)：常規(guī)壓力測試、井下關(guān)井、分層測壓、二流量測試；吸水剖面：三參數(shù)、五參數(shù)、氧活化、相關(guān)流量；剩余油：俄羅斯寬能域、碳氫比測試；工程測井：MIT＋MTT、八扇區(qū)測試；示蹤劑監(jiān)測：微量物質(zhì)示蹤劑；裂縫監(jiān)測：壓中井間微地震測試。

2.2 資料應(yīng)用

研究油田開發(fā)基礎(chǔ)規(guī)律：（1）地質(zhì)規(guī)律：運用測試資料綜合分析方法，通過對比歷年測試結(jié)果的變化特征，研究隨著時間推移區(qū)塊儲層物性變化規(guī)律，結(jié)合油水井動態(tài)變化情況，指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整。（2）裂縫規(guī)律：運用測試資料綜合分析方法，結(jié)合開發(fā)動態(tài)資料，重新認識裂縫分布特征及其對開發(fā)效果的影響程度。（3）滲流規(guī)律：注采井組井間連通狀況研究。重點應(yīng)用油水井試井資料，結(jié)合開發(fā)動態(tài)，研究注采井間連通狀況，指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整。

剩余油分布狀況及動用方式研究：（1）分布方式：運用測試資料集成分析方法，研究區(qū)塊平面和剖面剩余油分布規(guī)律及影響其分布的主控因素。（2）措施方式：根據(jù)剩余油分布狀況，提出合理的挖潛方式。

2.2.1 優(yōu)勢方向識別 油藏北部重點井組分析（江31-48）：（1）結(jié)合油藏剖面連通圖、吸水剖面圖及井組注采曲線（見圖1）分析，江31-48井中上部飽和度降低，受江32-47井注水影響明顯，底部高水淹主要受江30-49注水影響明顯。（2）為充分挖潛剩余油，后期注采調(diào)整重點關(guān)注江30-49井分層調(diào)配，降低底部注水量；同時對江32-47井增加上層注水，提高江31-48井中上部剩余油挖潛。

圖1 江31-48井組注采曲線

從區(qū)塊生產(chǎn)狀況來看，在北部地區(qū)有西北方位的注水優(yōu)勢通道，需要從靜態(tài)、動態(tài)資料進一步加以驗證。通過對特殊測試資料綜合分析認為北部見水井多集中在西北東南向；井間特殊測試資料分析存在西北-東南優(yōu)勢方向和東北-西南共軛次優(yōu)勢方向。

油藏中部重點井組分析（江68-23）：該井為油藏中部示蹤監(jiān)測井，分別在上層注入Ho、中、下層注入Pr。（1）產(chǎn)出濃度曲線顯示江68-23注水井在上配與監(jiān)測的 5口油井（耿 271、江 67-22、江 67-23、江 67-24、江68-24）之間有示蹤劑產(chǎn)出，在中、下配與監(jiān)測的3口油井（江67-23、江68-24、江69-23）之間有示蹤劑產(chǎn)出，說明注水井與以上監(jiān)測的油井存在連通對應(yīng)關(guān)系；與其他周邊采油井之間在監(jiān)測期間內(nèi)未見示蹤劑產(chǎn)出，本次測試未發(fā)現(xiàn)連通對應(yīng)關(guān)系；（2）由江68-23井的上層注入水分配比可以看出，注入水分配比在1.07%～30.72%范圍內(nèi)，江68-24井注入水分配比最高，是該井組上層的主要流動通道；由江68-23井中、下層的注入水分配比可以看出，注入水分配比在11.49%～22.27%范圍內(nèi)，江69-23井注入水分配比最高，是該井組中、下層的主要流動通道。

油藏中部重點井組分析（江68-25）：該井為油藏中部示蹤監(jiān)測井，分別在上層注入 Pr、下層注入Yb。（1）產(chǎn)出濃度曲線顯示江68-25注水井在上配與監(jiān)測的 5 口油井（江 67-26、江 68-24、耿 271、江 68-26、江69-24）之間有示蹤劑產(chǎn)出，在下配與監(jiān)測的5口油井（江 67-26、江 68-24、耿 271、江 68-26、江 69-24）之間有示蹤劑產(chǎn)出，說明注水井與以上監(jiān)測的油井存在連通對應(yīng)關(guān)系；與其他周邊采油井之間在監(jiān)測期間內(nèi)未見示蹤劑產(chǎn)出，本次測試未發(fā)現(xiàn)連通對應(yīng)關(guān)系；（2）由江68-25注入井的注入水分配比可以看出，注入水分配比在1.92%～39.09%范圍內(nèi)，江69-24井注入水分配比最高，是該井組的主要流動通道。由注入水的總體分布水平以及水驅(qū)速度可以看出，該井組的主要水驅(qū)方向為北東-南西方向。

綜合分析：（1）通過相鄰井組示蹤分析，由注入水的總體分布水平以及水驅(qū)速度可以看出，江68-23井組優(yōu)勢注水方向為東北向；江68-25井組的主要水驅(qū)方向為北東-南西方向；（2）通過綜合分析認為，該區(qū)水驅(qū)方向為多方向性，滲流關(guān)系復(fù)雜，治理難度大。

2.2.2 指導(dǎo)開發(fā)規(guī)律認識 平面水驅(qū)規(guī)律認識：為認識耿271區(qū)平面水驅(qū)規(guī)律，近三年在該區(qū)開展9井次的水驅(qū)前緣測試，有效分析平面水驅(qū)狀況。（1）通過相鄰井組水驅(qū)前緣測試，確定同一區(qū)域內(nèi)注水井注水推進方向，定性分析注水波及范圍，判斷平面水驅(qū)優(yōu)勢方向；（2）注入水沿水驅(qū)優(yōu)勢方向推進較快，優(yōu)勢方向上，油井高含水，非優(yōu)勢方向采出程度相對較低，井間因注入水未驅(qū)到而形成剩余油富集區(qū)；（3）通過可對比井分析，措施改造后水驅(qū)狀況能得到有效改善。

剖面水驅(qū)規(guī)律認識：通過2016年吸水剖面監(jiān)測資料看出，目前全區(qū)整體吸水情況有所好轉(zhuǎn)，尖峰狀吸水井比2015年下降3%，均勻吸水井增加3%。

2.2.3 指導(dǎo)措施挖潛 應(yīng)用試井資料、深化儲層認識：結(jié)合試井資料，指導(dǎo)注水調(diào)整30井次，對應(yīng)油井133口，見效油井17口，平均單井日增油0.15 t，累計增油127 t。指導(dǎo)油井措施45口，平均單井日增油0.47 t，累計增油848.47 t。

應(yīng)用吸水剖面資料、指導(dǎo)油藏水驅(qū)治理：應(yīng)用吸水剖面測井成果監(jiān)控油藏水驅(qū)變化情況，采取針對性的措施實施剖面治理，改善油藏水驅(qū)狀況。2016年實施微球調(diào)驅(qū)、化學(xué)調(diào)剖、選擇性增注35井次，20口可對比井平均單井吸水厚度由10.3 m上升到10.9 m，水驅(qū)動用程度由73.8%上升到75.1%，吸水狀況得到有效改善。

剖面剩余油挖潛：耿271區(qū)測試寬能域和碳氫比剩余油2井次，通過剖面剩余油測試，射孔段均為中水淹，結(jié)合對應(yīng)注水井吸水剖面資料分析，與注水井水驅(qū)方向基本一致，對2口井對應(yīng)注水井實施調(diào)剖措施，有效改善水驅(qū)狀況。

實例：依據(jù)江51-33井剩余油、產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，結(jié)合周圍注水井的動態(tài)監(jiān)測資料判斷，江51-33井主要受江52-33井影響，江50-33井調(diào)剖后含水無變化，江52-33井調(diào)剖后含水由59.6%下降到35.6%，日增油0.14 t，累計增油39.5 t。

平面剩余油挖潛：為認清注水井水驅(qū)方向及對應(yīng)油井見效情況，在該區(qū)進行示蹤劑及水驅(qū)前緣測試13井次，了解區(qū)域內(nèi)平面水驅(qū)狀況。目前已經(jīng)結(jié)合測試成果實施調(diào)剖措施8井次，恢復(fù)產(chǎn)能351.8 t。

實例：由江60-27井組注入水的總體分布水平以及水驅(qū)速度可以看出，江59-28井注入水分配比達到71.21%，是該井組的主要流動通道，微球調(diào)驅(qū)后液量明顯下降，由5.98 m3下降到1.51 m3（見表2）。

表2 江60-27井組對應(yīng)油井動態(tài)監(jiān)測情況表

3 結(jié)論與認識

（1）通過對區(qū)塊重點監(jiān)測井組監(jiān)測資料綜合分析，明確了見水方向和層位；綜合分析認為油藏北部水驅(qū)方向以西北-東西為主，油藏中部單元見水井分布規(guī)律復(fù)雜，優(yōu)勢水驅(qū)方向以東北-西南為主。

（2）通過平面水驅(qū)資料分析得出注入水沿水驅(qū)優(yōu)勢方向推進較快，優(yōu)勢方向上，油井高含水，非優(yōu)勢方向采出程度相對較低，井間因注入水未驅(qū)到而形成剩余油富集區(qū)。

（3）通過剖面水驅(qū)資料分析得出目前全區(qū)整體吸水情況有所好轉(zhuǎn)，尖峰狀吸水井比2015年下降3%，均勻吸水井增加3%，均勻吸水井主要分布在裂縫側(cè)向。

（4）通過試井資料分析，依據(jù)滲流特征選擇注水調(diào)整及措施方式，有效指導(dǎo)注水政策調(diào)整及措施挖潛，提高措施有效率。

（5）應(yīng)用注入剖面資料監(jiān)控油藏水驅(qū)變化情況，采取針對性的措施實施剖面治理，改善油藏水驅(qū)狀況。

［1］郭建春，等.電位法裂縫測試技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油地質(zhì)工程，2009，23（3）：127-129.

［2］易曉忠，康志恒，劉冬梅.動態(tài)監(jiān)測資料在T85222井動態(tài)分析中的應(yīng)用［J］.新疆石油天然氣，2009，5（1）：60-62.

［3］賀靜，等.綜合運用動態(tài)監(jiān)測資料確定單砂體剩余油［J］.測井技術(shù)，2006，30（3）：280-282．

TE327

A

1673-5285（2017）10-0100-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.026

2017－10-09

孫麗慧，女，大學(xué)本科，2006年畢業(yè)于長江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田采油九廠地質(zhì)研究所從事油田開發(fā)工作。