示踪剂在涩北气田边水推进监测中的应用

2014-04-06刘俊丰朱秋琳聂鹏程温中林李澍贾存赢

油气田地面工程 2014年12期

关键词：采出程度示踪剂气藏

刘俊丰朱秋琳聂鹏程温中林李澍贾存赢

1中国石油青海油田天然气开发公司2任丘市中生潜能石油科技有限公司

示踪剂在涩北气田边水推进监测中的应用

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1中国石油青海油田天然气开发公司2任丘市中生潜能石油科技有限公司

通过对6个层组10个井组注示踪剂监测并结合气藏数值模拟和动态分析，得知各见剂井组的水侵方向和水侵速度，了解了层组边水整体的侵入趋势。不同监测层组水侵速度差异较大，水侵速度介于2.7～5.2m/d，水侵方向沿高压区向低压区推进。影响边水推进速度的主要因素有物性、压差和构造形态。在监测期间未见示踪剂的监测井并不能说明监测井未受边水波及影响，只能说明在当前压力、构造位置、生产状况等方面因素的影响下，边水还未推进到监测井。经过数值模拟预测Ⅰ—2—2层组采气速度控制在2.5%～3.0%较为合理，稳产末期采出程度受采气速度的影响程度最小。

涩北气田；示踪剂；边水监测；水侵速度；现场测试

1 涩北气田出水现状

涩北气田属于中—强边水水驱气藏，由于采气速度过快，导致边水快速推进，部分层组受水侵影响严重，气田年水气比呈现大幅度增加趋势，逐步进入气水同产阶段。出水是导致涩北气田产量不稳定、产量递减和天然气可采储量降低的主要因素，同时也加剧了气井的出砂。因此对气藏的边水分布、推进方向和速度的认识极为重要。

涩北气田目前受水侵影响的小层共有38个，平均水侵面积比例为32%。出水类型为边水的气井共174口，占总井数的28.6%。边水水体能量越强，层组递减率越高，如表1所示。其中递减率大于15%的层组有17个，占层组总数的35.46%，年递减产能82.44×104m3，占递减产能的51.64%。

表1 边水水体能量与递减率的关系

2 示踪剂测试工艺

根据示踪剂的监测原理[1]，笔者首次把这项技术应用于涩北气田边水的监测。依据层组的出水情况、构造部位及边水可能的推进方向，在气藏的气水边界处选择已经水淹停趟的气井注入示踪剂，并在气藏内部选井取水样来监测。结合示踪剂现场实测资料、动态监测资料和气藏数值模拟，对边水的推进规律进行半定量的描述。

2.1 示踪剂用量

氟苯甲酸示踪剂种类多、测试灵敏度高（Ng级别）、热力学和化学性质稳定，其流动特性与氚水类似[2]，故选用氟苯甲酸作为本次示踪的有效示踪物质。示踪剂用量取决于测试地层的非均质性、井距、厚度、孔隙度、含水饱和度、井外侵入水的稀释效应和示踪剂在地层表面的吸附量等因素。根据多年矿场测试结果，得到该类物质用量的计算公式，见式（1）和式（2）

式中Vp为最大稀释体积（m3）；h为地层平均厚度（m）；ϕ为孔隙度；Sw为含水饱和度。

式中A为示踪剂的注入用量（kg）；μ为余量系数。

通过计算，本次示踪剂的用量为水驱油藏用量的10倍。

2.2 现场注入工艺

对于水驱油藏其注入工艺相对简单，而边水气藏的示踪剂注入需要经过试压—通层—注剂—清水驱替几个过程，以便将注入的示踪剂全部驱替到地层中。

2.3 取样制度

鉴于涩北气田边水推进速度较慢，针对监测井制定了以下取样制度：①注剂前，从各监测井取得一个本底样品作为检测分析的基础数据；②监测前半年，从各监测井每10天取一个水样；③监测半年后，从各监测井每周取一个水样。

3 现场测试结果

3.1 监测井见剂情况

经过近2年的现场测试，在10个监测井组中共有8口监测井见到示踪剂。各见剂井的见剂情况如表2所示。

表2 见剂井见剂情况

3.2 水侵速度

由表2可以看出，不同层组水侵速度差异较大，目前整体水侵速度高于以边部井见水时间计算值（0.96m/d）。水侵速度增加的主要原因是随着开采的进行，采出程度提高，注采井间压差增大，在压差作用下，监测井均或多或少的有轻微出砂现象，井间形成高渗通道，使得水侵速度加快。

以涩北一号气田Ⅳ—1层组为例，该层组涩4—20井的见水时间为2004年7月，见水速度为1.28m/d。目前层组采出程度比2004年提高了12.50%，压力下降了3.43MPa，井间压差平均增加了2.50MPa，该井组目前的平均水侵速度为4.0m/d，

式中W为水体活跃程度；h为井底距离原始气水界面的高度（m）；Δp1为出水时井底生产压差（kg/cm2）；Δp2为井底生产压差（kg/cm2）；Qw为产水量（m3/d）。

判断水体活跃程度的标准：W＞1时为边水活跃区；W=0.1～1时为边水较活跃区；W＜0.1时为边水不活跃区。经计算，台南Ⅴ—1层组、二号快于以边部井涩4—20井见水时间计算值（1.28m/d）。

3.2.1 水侵速度与生产动态参数的关系

统计分析了见剂的8口监测井与生产动态参数之间的关系，得出以下认识：气井采出程度每增加一个百分点，水侵速度平均增加0.22m/d；产气量每增加1000×104m3，水侵速度平均增加1.16m/d。产气量及采出程度的增加与水侵速度的增加呈负相关特性，其原因是在压差、物性和构造因素的影响下，各层组水侵速度差异较大，水侵速度快的井，水相渗透率高，导致气井产气速度减小，进而影响采出程度。

3.2.2 压差与水侵速度的关系

统计分析了注剂井与见剂井之间压差与水侵速度的关系，得出以下认识：压差是发生水侵的必要因素，压差与水侵速度呈正相关特性（即压差越大水侵速度越快）；但同一井组压差大的水侵速度不一定快，水侵速度快的井出水量不一定大，因其还受到构造和物性的影响。综上所述，影响水侵速度的因素主要包括压差、物性和构造形态。

3.3 水侵方向

平面上同一层组受物性、压差和构造形态的影响，其不同部位的水侵速度亦不同，水侵方向沿着高压区向低压区推进。以涩北一号气田Ⅳ—3层组为例，该层组涩4—13井组的水侵方向主要由高压区向低压区推进，沿着东南向西北方向推进。由于涩4—52井构造位置较涩4—48井和涩4—4井高，采出程度最低，因此涩4—13井向涩4—52井推进速度最慢；涩4—13井与涩4—4井井间压差最小，但井间渗透率最高，因此推进速度最快；涩4—13井与涩4—48井井间压差最大，推进速度次之。

3.4 水体活跃度

以构造长、短轴将层组划分为东南、东北、西南、西北4个区域，根据边、底水活跃程度计算公式[3]得到受水侵影响较为严重的4个层组（台南Ⅳ—2、台南Ⅴ—1、一号Ⅳ—1、二号Ⅲ—1—2）不同区域的水体活跃程度Ⅲ—1—2层组的水体活跃程度较高，台南Ⅳ—2层组水体最活跃区为东北部，一号Ⅳ—1层组水体活跃区为东南、西北部。计算得到的水体活跃区气井出水量大，平均日产水为10.67m3，最大达到52.68m3，且出水量持续增加，出水属边水水侵。结合气藏数值模拟动态模型，边水活跃区也是水侵速度较快区，例如台南Ⅳ—2层组东北部，剩余气饱和度降低速度较快，说明该区域水侵速度快。气井出水时，剩余气饱和度在41%左右。

3.5 开发方案预测

开发方案的调整是以目前的生产现状为基准，结合气藏数值模拟技术进行预测。以二号Ⅰ—2—2层组为例，该层组目前共有气井19口，截至2013年5月底，该层组累计产气4.20×108m3，累计产水21301m3、水气比50.75m3/106m3、采出程度12.95%、采气速度3.30%，日产能力31.90×104m3。根据动态分析结果，该层组采气速度较高，在西南翼边水推进迹象明显，涩R33—1井生产不到一年便水淹停趟。

由于该层组采气速度较高，因此方案预测依据是该层组目前的生产现状，以目前井网为准（报废气井除外），采取自然衰竭的开采方式（当压力降低至2.5MPa时转为定压降产）。采气速度的制定以该层组26.01×108m3方案储量为基础，分别以2.5%、3.0%、3.5%、4.0%进行预测，预测时间为2013年4月30日至2028年12月31日，总共预测15年，以此来模拟不同采气速度下对层组稳产及采出程度的影响程度。方案参数设置见表3，不同采气速度下稳产年限、采出程度预测见表4。

从表4预测数据可知，层组稳产及采出程度受剩余地质储量和气井出水的影响；采气速度越高，稳产年限越短，采出程度越低。因此Ⅰ—2—2层组的采气速度控制在2.5%～3.0%较为合理，稳产末期采出程度受采气速度的影响程度最小。