基于示蹤劑監(jiān)測和數(shù)值模擬的低滲透油藏注采連通性評價

李寧，楊林，鄭小敏，張金海，劉怡辰，馬炯

（中國石油集團(tuán)測井有限公司 地質(zhì)研究院，西安 710075）

井間連通性主要描述儲集層砂體空間展布關(guān)系，是油藏動態(tài)分析和開發(fā)方案綜合調(diào)整的基礎(chǔ)[1-7]。20 世紀(jì)50 年代，示蹤劑監(jiān)測通過動態(tài)監(jiān)測注入流體流動過程，首先應(yīng)用于地下水流動監(jiān)測，隨后應(yīng)用于油藏開發(fā)井間連通性評價[8-9]；20世紀(jì)80年代至今，示蹤劑監(jiān)測技術(shù)和解釋理論發(fā)展迅速，可定量分析儲集層厚度、滲透率、孔喉半徑等[10-12]。由于示蹤劑監(jiān)測過程中流體主要沿高滲透通道流動，解釋結(jié)果無法全面反映井組開發(fā)特征，有必要用其他方法驗(yàn)證監(jiān)測結(jié)果。油藏?cái)?shù)值模擬可研究水驅(qū)開發(fā)油藏的生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律及開發(fā)效果[13-17]，分析儲集層砂體展布規(guī)律[18-19]，廣泛應(yīng)用于井間連通性研究。由于數(shù)值模擬多解性強(qiáng)，對油田生產(chǎn)缺乏有效指導(dǎo)，模擬成果需要通過動態(tài)監(jiān)測資料進(jìn)行驗(yàn)證[20-23]。

本文以長慶油田三疊系延長組長61低滲透油藏Q011-35 井組為研究目標(biāo)，首先分析連井剖面以明確砂體接觸類型，通過分析微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，判斷井組油井與水井的連通關(guān)系，并以此修正油藏?cái)?shù)值模擬模型，明確剩余油分布情況，提出增產(chǎn)挖潛建議，對低滲透油藏注采連通性評價、增產(chǎn)挖潛方案制定具有借鑒意義。

1 研究區(qū)概況

1.1 井組概況

Q011-35 井組位于長慶油田中部，主力油層為三疊系長61，發(fā)育三角洲前緣水下分流河道。長61可劃分為長和長共2個小層，其中，長在全區(qū)廣泛發(fā)育，滲透率為2.78 mD，平均單井有效厚度為16.8 m；長滲透率為2.50 mD，平均單井有效厚度為13.5 m。結(jié)合巖心資料可知，井組范圍內(nèi)儲集層平面滲透率分布差異大，儲集層非均質(zhì)性較強(qiáng)；結(jié)合壓裂裂縫監(jiān)測、成像測井等資料可知，儲集層發(fā)育天然高角度裂縫，局部發(fā)育大規(guī)模垂直裂縫，裂縫傾角為62.6°～89.6°，儲集層較強(qiáng)的非均質(zhì)性是制約油藏穩(wěn)產(chǎn)的主要因素[24]。井組內(nèi)8 口油井均為中—高含水井，綜合含水率為59.4%，井組中間部署8 口檢查井以開展基于儲集層非均質(zhì)性研究的油藏水驅(qū)效果評價，為持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐（圖1）。

圖1 長慶油田Q011-35井組井位分布Fig.1.Well locations of well group Q011-35 in Changqing oilfield

1.2 砂體接觸類型

基于地質(zhì)資料、測井資料等識別單砂體，明確砂體空間展布特征及井間連通情況[25-27]。通過分析過Q012-35 井—QJ011-355 井—Q011-35 井的剖面可知，砂體側(cè)向接觸類型主要有單一河道式、側(cè)切式、側(cè)疊式和孤立間灣式（圖2）。長和長砂體為單一河道式接觸，連通效果最好；砂體呈側(cè)切式接觸為主的長、以側(cè)疊式接觸為主的長連通效果次之，砂體呈孤立間灣式接觸的長連通效果最差。

圖2 過Q012-35井—QJ011-355井—Q011-35井砂體剖面接觸類型（剖面位置見圖1）Fig.2.Contact types of sand bodies on the profile through wells Q012-35,QJ011-355 and Q011-35(section location is shown in Fig.1)

結(jié)合射孔位置分析，在采油井Q012-35井與注水井Q011-35 井之間以單一河道式連通的5 個單砂體中，長和長注采對應(yīng)良好，長無注無采、長有采無注、長有注無采，以上3個層位需進(jìn)一步優(yōu)化注采對應(yīng)關(guān)系，上述分析為井組水驅(qū)效果精細(xì)評價奠定基礎(chǔ)。

2 微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測

示蹤劑監(jiān)測是從注水井注入示蹤劑，在目標(biāo)生產(chǎn)井取原油樣品分析示蹤劑產(chǎn)出情況，進(jìn)而明確油藏井間、層間連通狀況。為深入研究Q011-35井組注水驅(qū)替條件下各小層油井與水井連通情況、明確注入水推進(jìn)方向與水驅(qū)速度、總結(jié)剩余油分布規(guī)律，為下步開發(fā)政策調(diào)整提供依據(jù)，2019年7月對該井組開展微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測。

2.1 示蹤劑監(jiān)測井位選取

Q011-35 井組內(nèi)的8 口油井除Q011-34 井為長單采外，其余7 口油井均為長和長合采。其中，Q011-35井為分層注水井，注水層位為長和長，各層日注水量均為15 m3，累計(jì)注水量為10.97×104m3。為分析儲集層大孔道和裂縫對注水影響及跨井組見劑情況，擴(kuò)邊選取16口監(jiān)測井（圖3）。

圖3 長慶油田Q011-35井組示蹤劑擴(kuò)邊監(jiān)測井位分布Fig.3.Well locations under extended tracer monitoring in well group Q011-35 in Changqing oilfield

2.2 示蹤劑監(jiān)測方法

以Q011-35 井組的地層水礦化度和儲集層巖性為依據(jù)，確定長注入示蹤劑為Ho、長注入示蹤劑為Nd，并計(jì)算其質(zhì)量濃度和用量。

監(jiān)測井組的注采井距為276～796 m，注入水推進(jìn)較均勻，擬定示蹤劑監(jiān)測頻率為：示蹤劑注入后的第2 天至第30 天，每天在各監(jiān)測井取樣1 次；示蹤劑注入后的第31天至第60天，每2天取樣1次。

2.3 示蹤劑產(chǎn)出情況

示蹤劑注入后的60 天中，Q011-35 井組的16 口監(jiān)測井中有3 口井明顯見劑，說明對應(yīng)油井能夠受到相應(yīng)注水井的注水控制，呈現(xiàn)出明顯的示蹤劑突破響應(yīng)特征，但見劑井比例僅為18.75%，說明Q011-35 井組油井和水井井間動態(tài)連通程度較低。

2.4 井間連通情況

通常依據(jù)儲集層滲透率、孔喉半徑等參數(shù)將長慶油田長61水淹層劃分為高滲透水淹層、大孔道水淹層和特大孔道水淹層共計(jì)3 類，其中，滲透率為50.00～8 000.00 mD，孔喉半徑小于15.00 μm 的水淹層為高滲透水淹層；滲透率為8 000.00～94 000.00 mD，孔喉半徑為15.00～50.00 μm 的水淹層為大孔道水淹層；滲透率大于94 000.00 mD，孔喉半徑大于50.00 μm 的水淹層為特大孔道水淹層。計(jì)算示蹤劑在Q011-35 井組的油井見劑的3 個井間連通通道的儲集層平均厚度、平均滲透率、平均孔喉半徑等參數(shù)見表1，依據(jù)以上標(biāo)準(zhǔn)判定該井組井間連通通道所在層位均為高滲透水淹層。

表1 長慶油田Q011-35井組井間連通通道參數(shù)Table 1.Parameters of interwell channels in well group Q011-35 in Changqing oilfield

圖4 長慶油田Q011-35井組長61連通通道平面分布Fig.4.Plane distribution of communication channels in Chang 61of well group Q011-35 in Changqing oilfield

3 數(shù)值模擬剩余油分布

在監(jiān)測Q011-35 井組微量物質(zhì)示蹤劑的基礎(chǔ)上，建立油藏?cái)?shù)值模擬模型，模擬長61各單砂體剩余油分布。分別在長的Q011-35 井至Q012-35 井方向和Q011-35 井至Q013-36 井方向、長的Q011-35 井至Q013-34 井方向，利用局部網(wǎng)格加密法設(shè)置了高滲透條帶。受砂體連通性和注采對應(yīng)關(guān)系影響，在Q012-35井處，長為無注無采，長為側(cè)切式連通，長為有采無注，長為有注無采，剩余油相對富集，長和長水驅(qū)動用程度高（圖5），數(shù)值模擬結(jié)果與單砂體分析結(jié)果一致。受儲集層物性影響，長各單砂體較長各單砂體水驅(qū)范圍更大、水洗程度更高，數(shù)值模擬結(jié)果與示蹤劑監(jiān)測計(jì)算結(jié)果一致，進(jìn)一步驗(yàn)證了油藏?cái)?shù)值模擬模型的合理性。

圖5 長慶油田Q011-35井組長61剩余油平面分布Fig.5.Plane distribution of remaining oil in Chang 61of well group Q011-35 in Changqing oilfield

4 水驅(qū)效果評價

通過微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測和油藏?cái)?shù)值模擬綜合分析可知，長慶油田Q011-35井組長和長存在高滲透連通通道，油藏平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。通過比較長和長各單砂體水驅(qū)情況可知，儲集層物性是剩余油層間分布的主控因素；通過分析剩余油平面分布情況可知，單砂體連通情況、注采對應(yīng)關(guān)系是剩余油平面分布的主控因素。結(jié)合單砂體剖面連通性分析及數(shù)值模擬結(jié)果，對檢查井QJ011-355 井水驅(qū)效果進(jìn)行綜合評價（表2）。

表2 長慶油田QJ011-355井長、長水驅(qū)效果評價Table 2.Evaluation on waterflooding effects of Chang and Chang of Well QJ011-355 in Changqing oilfield

表2 長慶油田QJ011-355井長、長水驅(qū)效果評價Table 2.Evaluation on waterflooding effects of Chang and Chang of Well QJ011-355 in Changqing oilfield

根據(jù)綜合評價結(jié)果，提出剩余油挖潛措施建議。針對注采不對應(yīng)的層位進(jìn)行補(bǔ)孔，如Q011-35 井的長和長、Q012-35 井的長和長；針對Q011-35 井至Q012-35 井井間長和長的裂縫及大孔道采取封堵措施。

5 結(jié)論

（1）長慶油田長61低滲透油藏Q011-35 井組儲集層非均質(zhì)性較強(qiáng)，長、長和長平面水驅(qū)方向以北東—南西向?yàn)橹?，在長和長存在西北方向和西南方向的高滲透連通通道；長各單砂體比長各單砂體水洗程度更高。

（2）微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測是判別低滲透油藏井間連通性的有效方法，可以進(jìn)行分層監(jiān)測，跨井位監(jiān)測設(shè)計(jì)能夠有效識別長距離高滲透連通通道見劑的情況。

（3）微量物質(zhì)示蹤劑監(jiān)測與數(shù)值模擬相結(jié)合的方法能真實(shí)反映油藏開發(fā)過程，可信度高。示蹤劑監(jiān)測結(jié)果能夠有效指導(dǎo)油藏?cái)?shù)值模擬，使數(shù)值模擬結(jié)果更接近實(shí)際，同時，數(shù)值模擬結(jié)果也是示蹤劑監(jiān)測結(jié)果的有效補(bǔ)充。通過平面和剖面綜合分析，可使結(jié)果更加準(zhǔn)確、合理，該方法為低滲透油藏綜合評價及剩余油精細(xì)挖潛提供了借鑒。