耿271區(qū)動態(tài)監(jiān)測資料應用

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區(qū)動態(tài)監(jiān)測資料應用

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

滲流規(guī)律；注采調整；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，原始驅動類型為彈性溶解氣驅，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，日產油水平414.23 t，單井日產油1.02 t，綜合含水38.5%；注水井總井數126口，開井數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 剖面水驅狀況 受層內非均質性影響，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，水驅動用程度由78.5%下降到70.5%。同時對應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 資料應用情況

2.1 測試技術概況

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

試井技術：常規(guī)壓力測試、井下關井、分層測壓、二流量測試；吸水剖面：三參數、五參數、氧活化、相關流量；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：微量物質示蹤劑；裂縫監(jiān)測：壓中井間微地震測試。

2.2 資料應用

研究油田開發(fā)基礎規(guī)律：（1）地質規(guī)律：運用測試資料綜合分析方法，通過對比歷年測試結果的變化特征，研究隨著時間推移區(qū)塊儲層物性變化規(guī)律，結合油水井動態(tài)變化情況，指導開發(fā)調整。（2）裂縫規(guī)律：運用測試資料綜合分析方法，結合開發(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。重點應用油水井試井資料，結合開發(fā)動態(tài)，研究注采井間連通狀況，指導開發(fā)調整。

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，后期注采調整重點關注江30-49井分層調配，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）之間有示蹤劑產出，說明注水井與以上監(jiān)測的油井存在連通對應關系；與其他周邊采油井之間在監(jiān)測期間內未見示蹤劑產出，本次測試未發(fā)現連通對應關系；（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，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，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）之間有示蹤劑產出，說明注水井與以上監(jiān)測的油井存在連通對應關系；與其他周邊采油井之間在監(jiān)測期間內未見示蹤劑產出，本次測試未發(fā)現連通對應關系；（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，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速度可以看出，該井組的主要水驅方向為北東-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井組的主要水驅方向為北東-南西方向；（2）通過綜合分析認為，該區(qū)水驅方向為多方向性，滲流關系復雜，治理難度大。

2.2.2 指導開發(fā)規(guī)律認識 平面水驅規(guī)律認識：為認識耿271區(qū)平面水驅規(guī)律，近三年在該區(qū)開展9井次的水驅前緣測試，有效分析平面水驅狀況。（1）通過相鄰井組水驅前緣測試，確定同一區(qū)域內注水井注水推進方向，定性分析注水波及范圍，判斷平面水驅優(yōu)勢方向；（2）注入水沿水驅優(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，措施改造后水驅狀況能得到有效改善。

剖面水驅規(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，尖峰狀吸水井比2015年下降3%，均勻吸水井增加3%。

2.2.3 指導措施挖潛 應用試井資料、深化儲層認識：結合試井資料，指導注水調整30井次，對應油井133口，見效油井17口，平均單井日增油0.15 t，累計增油127 t。指導油井措施45口，平均單井日增油0.47 t，累計增油848.47 t。

應用吸水剖面資料、指導油藏水驅治理：應用吸水剖面測井成果監(jiān)控油藏水驅變化情況，采取針對性的措施實施剖面治理，改善油藏水驅狀況。2016年實施微球調驅、化學調剖、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，結合對應注水井吸水剖面資料分析，與注水井水驅方向基本一致，對2口井對應注水井實施調剖措施，有效改善水驅狀況。

實例：依據江51-33井剩余油、產液剖面測試結果，結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井調剖后含水無變化，江52-33井調剖后含水由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：為認清注水井水驅方向及對應油井見效情況，在該區(qū)進行示蹤劑及水驅前緣測試13井次，了解區(qū)域內平面水驅狀況。目前已經結合測試成果實施調剖措施8井次，恢復產能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，微球調驅后液量明顯下降，由5.98 m3下降到1.51 m3（見表2）。

表2 江60-27井組對應油井動態(tài)監(jiān)測情況表

3 結論與認識

（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方向以西北-東西為主，油藏中部單元見水井分布規(guī)律復雜，優(yōu)勢水驅方向以東北-西南為主。

（2）通過平面水驅資料分析得出注入水沿水驅優(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，井間因注入水未驅到而形成剩余油富集區(qū)。

（3）通過剖面水驅資料分析得出目前全區(qū)整體吸水情況有所好轉，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向。

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

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

［1］郭建春，等.電位法裂縫測試技術研究與應用［J］.石油地質工程，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，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，大學本科，2006年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，現在長慶油田采油九廠地質研究所從事油田開發(fā)工作。