动态监测资料在辽河外围低渗油田注水开发中的应用

赵绘青

（辽河油田辽兴油气开发公司，辽宁盘锦 124010）

1 油田现状

1.1 油田区域概况

辽河外围某油田位于开鲁盆地双河背斜构造带上，受区内北北东向断裂控制，凹陷可分为西部陡坡带、中央洼陷带、东部缓坡带三个二级构造单元。目前油田的开采区位于中央洼陷带的双河断裂背斜构造上。含油层位为上白垩统九佛堂组，为低孔低渗构造岩性油藏。油藏储层为一套近物源的扇三角洲沉积，储层具有“三低”（低孔、低渗、低品位）、“两差”（敏感性差、可钻性差）、“一多”（层多）、“一长”（井段长）的特点，制约着油田高效开发。在注水开发过程中，受构造复杂、储层非均质性强、低孔低渗、天然能量低等因素的制约，开发难度越来越大，尤其要搞清储层动用情况、油水井连通状况、剩余油分布状况等，对动态监测资料的需求不断提升。近年来随着地质开发的需求增加，该油田动态监测工作量也逐年上升。

1.2 油田发展历程

该油田勘探开发历程可以分为四个阶段：勘探阶段、评价阶段、产能建设阶段和全面开发阶段。2016年开始进入层系开发阶段，主体分两套层系（九上九下），局部九上段又细分为九上ⅠⅡ、九上Ⅲ两套层系。细分层系后，油区采油速度从0.3%提高到0.6%，储量动用程度由43%上升至91%。

2 动态监测应用

该油田目前主要开展了吸水剖面、产液剖面、AFT测试、压力监测、井间示踪剂、压裂裂缝监测等监测项目。动态监测工作为油藏平面及纵向动用状况的分析、剩余油富集区域的准确评价提供了有利依据。

2.1 利用吸水剖面资料，有效指导注水调整

一是应用吸水剖面资料，指导水井细分，提高水驱动用程度。开展氧活化吸水剖面测试，全面认识注水井各层吸水动态变化情况，为油藏细分注水、调配注水提供了重要的依据。该油田应用吸水剖面实施新增分注，近三年分注率提高了9%。

二是应用吸水剖面资料，判断井下工具状况，提高注水利用率，避免无效水循环。针对测试过程中发现的封隔器失效、球座漏失的注水井，及时开展注水井检换管柱工作，使注水措施更具有针对性，保证井下工具正常，满足注水方案要求，提高注水利用率。

2.2 利用产液剖面测试技术实施油井堵水措施，挖潜剩余油

利用产液剖面资料，了解各小层产液状况，绘制油水井连通图，追踪剩余油分布状况，确定挖潜方向。例如N1-xxxx井为该区块主体部位的一口油井，该井生产九下段，末期日产液8.5t，日产油0.4t，含水95%。2019年对该井开展产液剖面测试，测试结果显示该井主产液层集中在67、68号层，根据测试结果及对应注水井连通关系论证堵水措施方案，实施后日增油2t。

2.3 AFT监测资料与二次开发调整相结合，指导新井投产

AFT（分层找可动剩余油集成测试）是一种多功能集成测试仪器（图1）。利用测井电缆输送仪器，在高含水井筒内进行分层测试，同时通过对生产层流体样品抽取，能够较直观地取得每个生产层产出流体、含水及水型资料，为下步实施挖潜措施提供依据。

图1 AFT仪器测试工艺示意图

XX井为XX块一口新井，该井投产后未见油，液量较高21t，需对其出水层位进行判定。但该井投产井段集中，隔夹层小，找水难度大。2019年12月对XX井三个层段（1 805～ 1 808.8m、1 809.7～1 816.8m、1 818.3～1 820.3m）进行分层压力测试及分层流体取样，通过对测试数据及流体取样结果进 行综合分析，了解三个层段的产出状态、压力变化情况、纵向 层间压力差异情况。测试后通过试井分析，求取各层渗透率、表皮系数等地层参数，并对三段进行取样分析。第一、二段的地层压力高于液柱压力，第三段地层压力低于液柱压力，三段取样结果显示均为高含水。根据测试结果，XX井封堵此套生产层，下返新层生产。

2.4 吸水剖面资料与示踪剂监测结合，指导水井动态调配水

井间示踪监测技术是认识注入流体平面上和纵向上分布状况，认识油藏平面上和纵向上的非均质性特征的有效方法。生产井检测到的示踪剂浓度突破曲线，反馈了有关油层特性及开采现状的信息。这样就可以通过观察示踪剂在生产井中的开采动态，如示踪剂在生产井的突破时间，峰值的大小及个数等参数，进一步研究和认识注入流体的分布及其运动规律，确定存在几个高渗层和各个高渗透层的层位及深度。还可通过分析确定注入水的流向和推进速度、注采井间连通受效关系、示踪剂回采率及定性判断高渗透带或大孔道的存在等情况。

例如该区块中部注水井组N1-xx-xx井，进行化学物质NH4SCN井间示踪测试。结果显示，11口监测采油井中，只有2口井有示踪剂响应并获得产出数据。通过对示踪监测结果分析：①见剂油井与对应水井之间存在裂缝-大孔道型水侵通道的可能性较大，示踪剂波及体积小，说明示踪剂波及区域较小，低效-无效水通道（示踪剂产出的水窜通道部位属低效-无效水部位）所占油层比例小。②水窜通道主要受裂缝控制。高渗通道平均渗透率703×10-3um2；厚度薄，平均为71cm，高渗通道波及岩石体积偏小，只有百方左右。说明该部分示踪剂波及区域为强水洗通道。③从示踪剂显示来看，该井组为两向见剂，平面非均质性强。应采取堵水调剖、动态调配水等措施，提高注水波及体积，改善油藏在平面和纵向上的动用程度。

2.5 利用井间微地震监测，优化压裂工艺参数

针对该油田分层系开发，为较好地评估九上段Ⅰ、Ⅱ油层组在压裂过程中的破裂发生和发展状况，评估压裂效果以及优化压裂工艺参数和缝网系统，开展了压裂微地震井中监测工作。通过压裂裂缝监测，认识到该油田的裂缝走向在北偏东方向，与地应力方向一致，缝长控制程度较差，大于设计要求半缝长（40～60m），下步压裂投产井应在压裂过程中严格控制缝长长度。

3 目前存在问题

3.1 需加强动态监测管理，监测费用不能满足开发动态需求

按规定，油田动态监测费用应占总操作成本的3%～5%。从动态需求上看，监测项目和动态监测费用的需求也在逐年加大。然而受国际原油形势的影响，经营成本的控制要求，还不能满足油田开发动态分析的需求。

3.2 管柱结构对动态监测工作有一定影响

例如产液剖面测试在作业现场受偏心井口限制，且该区块受井深、稠油影响，正常生产管柱为加厚管柱，测试时均需要作业配合起换管柱，影响测试进度及测试工作量。再者该油田连续多年注水开发，部分老井有不同程度的套损套变或落物，也给测试选井带来了极大困难。

4 结束语

1）取全取准动态监测资料，为油藏动态开发提供可靠数据和技术支持，有效指导油藏高效开发。

2）综合利用多种动态监测资料能明确井间注采对应关系、注水优势通道，确定剩余油挖潜方向。

3）结合井间示踪剂监测、吸水剖面等测试资料，为下一步油区整体化学调整选井做准备。