耿271区动态监测资料应用

2017-11-08孙丽慧胥中义胡方芳吉子翔宋焕琪路存存姚莉莉

石油化工应用 2017年10期

关键词：示踪剂水驱水井

孙丽慧，胥中义，胡方芳，吉子翔，宋焕琪，路存存，姚莉莉

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750001）

耿271区动态监测资料应用

孙丽慧，胥中义，胡方芳，吉子翔，宋焕琪，路存存，姚莉莉

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750001）

耿271非均质性较强，平面、剖面压力、水驱分布不均，本文通过平面、剖面动态监测资料在该区块的应用，有效指导油藏渗流规律认识，明确分区见水方向，指导油藏注采调整及措施挖潜。

渗流规律；注采调整；措施挖潜

1 油田概况

1.1 基本概况

耿271长8油藏位于陕北斜坡中段西部，属于半深湖－深湖相沉积环境，沉积微相以水下分流河道为主。平均油层中部深度2 593 m，主体带砂体厚度大于15 m，平均孔隙度为8.66%，渗透率为0.38 mD。

原始地层压力18.7 MPa，地层原油黏度0.626 mPa·s，地层原油密度0.707 g/cm3，原始气油比119.78 m3/t，地面原油密度0.839 g/cm3，地面原油黏度6.57 mPa·s，油藏类型为岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱，地层水矿化度13.29 g/L，水型为CaCl2型。

1.2 开发概况

截止2016年12月，耿271区块共有油井430口，开井405口，日产油水平414.23 t，单井日产油1.02 t，综合含水38.5%；注水井总井数126口，开井数125口，日注水平2 159 m3，单井日注17 m3，月注采比2.43，累计注采比2.38。地质储量采油速度0.54%，采出程度4.57%。

1.3 油藏开发特征

1.3.1 压力分布状况耿271区压力保持水平稳定为89.8%，平面分布呈北高南低特征。受区域物性影响，油藏中部耿271单元储层物性最好，注水压力低，压力扩散快，注采压差小。油藏南部物性差，注水井压力高，能量在水井周围聚集，注采压差大。全区与2015年对比，16口井平均年压力上升1.9 MPa。

1.3.2 剖面水驱状况受层内非均质性影响，油藏注水沿高渗段突进，剖面吸水形态以尖峰状为主，均匀吸水井比例仅34.3%。与2015年同期对比，水驱动用程度由77.2%下降到74.4%，可对比井23口，吸水厚度由10.3 m下降到9.3 m，水驱动用程度由78.5%下降到70.5%。同时对应见水井剖面剩余油呈“互层式”分布（见表 1）。

表1 耿271油藏历年注水井吸水状况统计表

2 资料应用情况

2.1 测试技术概况

目前应用于油田的动态监测技术主要有试井技术、吸水剖面测试、剩余油饱和度测试、工程测井、水驱前缘、示踪剂监测、裂缝监测等技术[1-3]。耿271测试工作量年均达到200井次，为油田开发技术政策的制定、加密区的调整提供了大量的可靠的依据。

试井技术：常规压力测试、井下关井、分层测压、二流量测试；吸水剖面：三参数、五参数、氧活化、相关流量；剩余油：俄罗斯宽能域、碳氢比测试；工程测井：MIT＋MTT、八扇区测试；示踪剂监测：微量物质示踪剂；裂缝监测：压中井间微地震测试。

2.2 资料应用

研究油田开发基础规律：（1）地质规律：运用测试资料综合分析方法，通过对比历年测试结果的变化特征，研究随着时间推移区块储层物性变化规律，结合油水井动态变化情况，指导开发调整。（2）裂缝规律：运用测试资料综合分析方法，结合开发动态资料，重新认识裂缝分布特征及其对开发效果的影响程度。（3）渗流规律：注采井组井间连通状况研究。重点应用油水井试井资料，结合开发动态，研究注采井间连通状况，指导开发调整。

剩余油分布状况及动用方式研究：（1）分布方式：运用测试资料集成分析方法，研究区块平面和剖面剩余油分布规律及影响其分布的主控因素。（2）措施方式：根据剩余油分布状况，提出合理的挖潜方式。

2.2.1 优势方向识别油藏北部重点井组分析（江31-48）：（1）结合油藏剖面连通图、吸水剖面图及井组注采曲线（见图1）分析，江31-48井中上部饱和度降低，受江32-47井注水影响明显，底部高水淹主要受江30-49注水影响明显。（2）为充分挖潜剩余油，后期注采调整重点关注江30-49井分层调配，降低底部注水量；同时对江32-47井增加上层注水，提高江31-48井中上部剩余油挖潜。

图1 江31-48井组注采曲线

从区块生产状况来看，在北部地区有西北方位的注水优势通道，需要从静态、动态资料进一步加以验证。通过对特殊测试资料综合分析认为北部见水井多集中在西北东南向；井间特殊测试资料分析存在西北-东南优势方向和东北-西南共轭次优势方向。

油藏中部重点井组分析（江68-23）：该井为油藏中部示踪监测井，分别在上层注入Ho、中、下层注入Pr。（1）产出浓度曲线显示江68-23注水井在上配与监测的 5口油井（耿 271、江 67-22、江 67-23、江 67-24、江68-24）之间有示踪剂产出，在中、下配与监测的3口油井（江67-23、江68-24、江69-23）之间有示踪剂产出，说明注水井与以上监测的油井存在连通对应关系；与其他周边采油井之间在监测期间内未见示踪剂产出，本次测试未发现连通对应关系；（2）由江68-23井的上层注入水分配比可以看出，注入水分配比在1.07%～30.72%范围内，江68-24井注入水分配比最高，是该井组上层的主要流动通道；由江68-23井中、下层的注入水分配比可以看出，注入水分配比在11.49%～22.27%范围内，江69-23井注入水分配比最高，是该井组中、下层的主要流动通道。

油藏中部重点井组分析（江68-25）：该井为油藏中部示踪监测井，分别在上层注入 Pr、下层注入Yb。（1）产出浓度曲线显示江68-25注水井在上配与监测的 5 口油井（江 67-26、江 68-24、耿 271、江 68-26、江69-24）之间有示踪剂产出，在下配与监测的5口油井（江 67-26、江 68-24、耿 271、江 68-26、江 69-24）之间有示踪剂产出，说明注水井与以上监测的油井存在连通对应关系；与其他周边采油井之间在监测期间内未见示踪剂产出，本次测试未发现连通对应关系；（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%范围内，江69-24井注入水分配比最高，是该井组的主要流动通道。由注入水的总体分布水平以及水驱速度可以看出，该井组的主要水驱方向为北东-南西方向。

综合分析：（1）通过相邻井组示踪分析，由注入水的总体分布水平以及水驱速度可以看出，江68-23井组优势注水方向为东北向；江68-25井组的主要水驱方向为北东-南西方向；（2）通过综合分析认为，该区水驱方向为多方向性，渗流关系复杂，治理难度大。

2.2.2 指导开发规律认识平面水驱规律认识：为认识耿271区平面水驱规律，近三年在该区开展9井次的水驱前缘测试，有效分析平面水驱状况。（1）通过相邻井组水驱前缘测试，确定同一区域内注水井注水推进方向，定性分析注水波及范围，判断平面水驱优势方向；（2）注入水沿水驱优势方向推进较快，优势方向上，油井高含水，非优势方向采出程度相对较低，井间因注入水未驱到而形成剩余油富集区；（3）通过可对比井分析，措施改造后水驱状况能得到有效改善。

剖面水驱规律认识：通过2016年吸水剖面监测资料看出，目前全区整体吸水情况有所好转，尖峰状吸水井比2015年下降3%，均匀吸水井增加3%。

2.2.3 指导措施挖潜应用试井资料、深化储层认识：结合试井资料，指导注水调整30井次，对应油井133口，见效油井17口，平均单井日增油0.15 t，累计增油127 t。指导油井措施45口，平均单井日增油0.47 t，累计增油848.47 t。

应用吸水剖面资料、指导油藏水驱治理：应用吸水剖面测井成果监控油藏水驱变化情况，采取针对性的措施实施剖面治理，改善油藏水驱状况。2016年实施微球调驱、化学调剖、选择性增注35井次，20口可对比井平均单井吸水厚度由10.3 m上升到10.9 m，水驱动用程度由73.8%上升到75.1%，吸水状况得到有效改善。

剖面剩余油挖潜：耿271区测试宽能域和碳氢比剩余油2井次，通过剖面剩余油测试，射孔段均为中水淹，结合对应注水井吸水剖面资料分析，与注水井水驱方向基本一致，对2口井对应注水井实施调剖措施，有效改善水驱状况。

实例：依据江51-33井剩余油、产液剖面测试结果，结合周围注水井的动态监测资料判断，江51-33井主要受江52-33井影响，江50-33井调剖后含水无变化，江52-33井调剖后含水由59.6%下降到35.6%，日增油0.14 t，累计增油39.5 t。

平面剩余油挖潜：为认清注水井水驱方向及对应油井见效情况，在该区进行示踪剂及水驱前缘测试13井次，了解区域内平面水驱状况。目前已经结合测试成果实施调剖措施8井次，恢复产能351.8 t。

实例：由江60-27井组注入水的总体分布水平以及水驱速度可以看出，江59-28井注入水分配比达到71.21%，是该井组的主要流动通道，微球调驱后液量明显下降，由5.98 m3下降到1.51 m3（见表2）。