動態監測資料在遼河外圍低滲油田注水開發中的應用

趙繪青

（遼河油田遼興油氣開發公司，遼寧盤錦 124010）

1 油田現狀

1.1 油田區域概況

遼河外圍某油田位于開魯盆地雙河背斜構造帶上，受區內北北東向斷裂控制，凹陷可分為西部陡坡帶、中央洼陷帶、東部緩坡帶三個二級構造單元。目前油田的開采區位于中央洼陷帶的雙河斷裂背斜構造上。含油層位為上白堊統九佛堂組，為低孔低滲構造巖性油藏。油藏儲層為一套近物源的扇三角洲沉積，儲層具有“三低”（低孔、低滲、低品位）、“兩差”（敏感性差、可鉆性差）、“一多”（層多）、“一長”（井段長）的特點，制約著油田高效開發。在注水開發過程中，受構造復雜、儲層非均質性強、低孔低滲、天然能量低等因素的制約，開發難度越來越大，尤其要搞清儲層動用情況、油水井連通狀況、剩余油分布狀況等，對動態監測資料的需求不斷提升。近年來隨著地質開發的需求增加，該油田動態監測工作量也逐年上升。

1.2 油田發展歷程

該油田勘探開發歷程可以分為四個階段：勘探階段、評價階段、產能建設階段和全面開發階段。2016年開始進入層系開發階段，主體分兩套層系（九上九下），局部九上段又細分為九上ⅠⅡ、九上Ⅲ兩套層系。細分層系后，油區采油速度從0.3%提高到0.6%，儲量動用程度由43%上升至91%。

2 動態監測應用

該油田目前主要開展了吸水剖面、產液剖面、AFT測試、壓力監測、井間示蹤劑、壓裂裂縫監測等監測項目。動態監測工作為油藏平面及縱向動用狀況的分析、剩余油富集區域的準確評價提供了有利依據。

2.1 利用吸水剖面資料，有效指導注水調整

一是應用吸水剖面資料，指導水井細分，提高水驅動用程度。開展氧活化吸水剖面測試，全面認識注水井各層吸水動態變化情況，為油藏細分注水、調配注水提供了重要的依據。該油田應用吸水剖面實施新增分注，近三年分注率提高了9%。

二是應用吸水剖面資料，判斷井下工具狀況，提高注水利用率，避免無效水循環。針對測試過程中發現的封隔器失效、球座漏失的注水井，及時開展注水井檢換管柱工作，使注水措施更具有針對性，保證井下工具正常，滿足注水方案要求，提高注水利用率。

2.2 利用產液剖面測試技術實施油井堵水措施，挖潛剩余油

利用產液剖面資料，了解各小層產液狀況，繪制油水井連通圖，追蹤剩余油分布狀況，確定挖潛方向。例如N1-xxxx井為該區塊主體部位的一口油井，該井生產九下段，末期日產液8.5t，日產油0.4t，含水95%。2019年對該井開展產液剖面測試，測試結果顯示該井主產液層集中在67、68號層，根據測試結果及對應注水井連通關系論證堵水措施方案，實施后日增油2t。

2.3 AFT監測資料與二次開發調整相結合，指導新井投產

AFT（分層找可動剩余油集成測試）是一種多功能集成測試儀器（圖1）。利用測井電纜輸送儀器，在高含水井筒內進行分層測試，同時通過對生產層流體樣品抽取，能夠較直觀地取得每個生產層產出流體、含水及水型資料，為下步實施挖潛措施提供依據。

圖1 AFT儀器測試工藝示意圖

XX井為XX塊一口新井，該井投產后未見油，液量較高21t，需對其出水層位進行判定。但該井投產井段集中，隔夾層小，找水難度大。2019年12月對XX井三個層段（1 805～ 1 808.8m、1 809.7～1 816.8m、1 818.3～1 820.3m）進行分層壓力測試及分層流體取樣，通過對測試數據及流體取樣結果進 行綜合分析，了解三個層段的產出狀態、壓力變化情況、縱向 層間壓力差異情況。測試后通過試井分析，求取各層滲透率、表皮系數等地層參數，并對三段進行取樣分析。第一、二段的地層壓力高于液柱壓力，第三段地層壓力低于液柱壓力，三段取樣結果顯示均為高含水。根據測試結果，XX井封堵此套生產層，下返新層生產。

2.4 吸水剖面資料與示蹤劑監測結合，指導水井動態調配水

井間示蹤監測技術是認識注入流體平面上和縱向上分布狀況，認識油藏平面上和縱向上的非均質性特征的有效方法。生產井檢測到的示蹤劑濃度突破曲線，反饋了有關油層特性及開采現狀的信息。這樣就可以通過觀察示蹤劑在生產井中的開采動態，如示蹤劑在生產井的突破時間，峰值的大小及個數等參數，進一步研究和認識注入流體的分布及其運動規律，確定存在幾個高滲層和各個高滲透層的層位及深度。還可通過分析確定注入水的流向和推進速度、注采井間連通受效關系、示蹤劑回采率及定性判斷高滲透帶或大孔道的存在等情況。

例如該區塊中部注水井組N1-xx-xx井，進行化學物質NH4SCN井間示蹤測試。結果顯示，11口監測采油井中，只有2口井有示蹤劑響應并獲得產出數據。通過對示蹤監測結果分析：①見劑油井與對應水井之間存在裂縫-大孔道型水侵通道的可能性較大，示蹤劑波及體積小，說明示蹤劑波及區域較小，低效-無效水通道（示蹤劑產出的水竄通道部位屬低效-無效水部位）所占油層比例小。②水竄通道主要受裂縫控制。高滲通道平均滲透率703×10-3um2；厚度薄，平均為71cm，高滲通道波及巖石體積偏小，只有百方左右。說明該部分示蹤劑波及區域為強水洗通道。③從示蹤劑顯示來看，該井組為兩向見劑，平面非均質性強。應采取堵水調剖、動態調配水等措施，提高注水波及體積，改善油藏在平面和縱向上的動用程度。

2.5 利用井間微地震監測，優化壓裂工藝參數

針對該油田分層系開發，為較好地評估九上段Ⅰ、Ⅱ油層組在壓裂過程中的破裂發生和發展狀況，評估壓裂效果以及優化壓裂工藝參數和縫網系統，開展了壓裂微地震井中監測工作。通過壓裂裂縫監測，認識到該油田的裂縫走向在北偏東方向，與地應力方向一致，縫長控制程度較差，大于設計要求半縫長（40～60m），下步壓裂投產井應在壓裂過程中嚴格控制縫長長度。

3 目前存在問題

3.1 需加強動態監測管理，監測費用不能滿足開發動態需求

按規定，油田動態監測費用應占總操作成本的3%～5%。從動態需求上看，監測項目和動態監測費用的需求也在逐年加大。然而受國際原油形勢的影響，經營成本的控制要求，還不能滿足油田開發動態分析的需求。

3.2 管柱結構對動態監測工作有一定影響

例如產液剖面測試在作業現場受偏心井口限制，且該區塊受井深、稠油影響，正常生產管柱為加厚管柱，測試時均需要作業配合起換管柱，影響測試進度及測試工作量。再者該油田連續多年注水開發，部分老井有不同程度的套損套變或落物，也給測試選井帶來了極大困難。

4 結束語

1）取全取準動態監測資料，為油藏動態開發提供可靠數據和技術支持，有效指導油藏高效開發。

2）綜合利用多種動態監測資料能明確井間注采對應關系、注水優勢通道，確定剩余油挖潛方向。

3）結合井間示蹤劑監測、吸水剖面等測試資料，為下一步油區整體化學調整選井做準備。