井组示踪剂监测技术在伊拉克M油田的应用

崔力公 王自明 杨赤宸

(中石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院， 成都 610051)

碳酸盐岩油藏的非均质性极强，进行注水开发，需要搞清楚油水关系。认识油水关系，通常有生产测井、压力测试、岩心分析等手段，但这些手段都很难精确而连续地描述注水井与生产井之间的油水流动关系。示踪剂井间监测技术可以弥补这些手段的不足，其解释结果既能反映纵向上井与井之间的连通关系，也能反映剩余油的分布[1]。

示踪剂是指能随流体流动并指示流体的存在及运动方向和运动速度的化学药剂。运用示踪剂进行井间监测，就是在注水井中注入水溶性示踪剂，然后从其周围监测井中取水样，根据水样中示踪剂的浓度，绘制示踪剂产出曲线，从而确定注入流体在油藏中的流动分布特征[2]。在注入水没有外流的情况下，油层越是均质，注水利用率越高，则见示踪剂时间越晚。如果短时间内即见到示踪剂，说明注入水是在沿高渗层窜流，储层非均质性强，开发效果差。

示踪剂的种类较多。按其化学性质，可分为化学示踪剂和放射性示踪剂。化学示踪剂在油藏研究中比较常用，它在研究油层连通性、储层物性、断层封闭性、注水对应关系及注入水推进速度等方面有着重要的作用[3]。

位于伊拉克中南部的M油田为强非均质性碳酸盐岩油藏。为了解油水井间的动态连通性，弄清注入流体在各层的推进方向、推进速度及纵向上的非均质性等情况，在此开展了井间示踪剂矿场试验。

1 试验区块及测试井组概况

1.1 试验区块情况

M油田的主力油层X层系为碳酸盐岩油藏，且存在一条高渗透率的“贼层”，其渗透率区间在(400～1000)×10-3μm2。油田利用水平井排状注采井网开发，部分水平生产井的轨迹斜穿过或穿行于高渗层，相邻水平注水井轨迹穿行于高渗层之下。这种注采模式和特殊的地质情况，使得注入水过早窜入生产井，且平面上水窜的规律难以预计。采用井间示踪剂技术进行矿场试验，目的是厘清注入流体在平面和纵向上的流动规律。

1.2 试验井组情况

挑选的T-1注采井组(见图1)，包含2口生产井(H-01井、H-02井)和1口注水井(T-1井)，这3口井均于2011年6月投产。2012年8月T-1井转注，初期注水量为636～936 m3/d。注水135 d后，两口生产井先后见水，且含水率迅速达到40%左右。

油藏动态跟踪分析、油藏数值模拟预测及饱和度测井解释结果显示，X层系存在高渗层，在注水开发后，生产井的综合含水率在相邻注水井注水后反应迅速且上升快。为了验证高渗层的存在对注入水水流方向、波及体积、推进方向的影响以及高渗层非均质性对注水造成的影响，决定采用示踪剂测试。根据油田实际情况和相关标准，通过配伍性实验后，确定将硫氰酸氨作为T-1井组的示踪剂。

T-1井组的平均储层厚度为20 m，地层平均孔隙度为24.3%，平均井距为300 m。通过油藏分析，结合地质基础数据，认识到X层系中在2-1小层存在高渗透层，渗透率范围为(200～500)×10-3μm2，层内非均质性较强。

图1 示踪剂试验注采井组井位图

2 示踪剂试验结果分析

2.1 监测井见剂情况

试验井组内的重点监测井为H-01和H-02，采样化验分析频率为一天1次；井组内一般监测井有H-03、H-04、H-05、H-06，采样化验分析频率为二三天1次。示踪剂产出曲线显示，所有监测井均明显见剂。

试验井组的示踪剂监测数据见表1。从见剂时间看，T-1井的注入水最先到达的是H-05井，其次是H-06井。从推进速度看，T-1井的注入水到达H-05井和H-06井的速度最快，说明这2口井与T-1井之间有着较好的连通通道；其次是H-03井和H-04井，最后是H-01井和H-02井。从劈分后产出的示踪剂量来看，H-02井和H-01井的产出剂量较多，说明T-1井的注入水大量流向了这2口井。

表1 T-1井组示踪剂监测数据

2.2 试验井组的数值模拟结果

对示踪剂试验井组的含水率、产油量和气油比进行了历史拟合，模型计算结果与历史情况拟合良好。然后，加深精度，对单井的数据进行了历史拟合。在此基础上，利用流线模型和黑油模型对单井示踪剂浓度进行了拟合，拟合结果见图2和图3。试验井组见剂井的示踪剂产出曲线与拟合曲线拟合效果比较好，说明监测结果经解释软件处理后提供的参数能够反映地层的实际情况。

图2 主要监测井的示踪剂产出曲线与拟合曲线对比

图3 一般监测井示踪剂产出曲线与拟合曲线对比

利用数模软件Eclipse中的环境示踪剂解释模块，计算得到T-1注采井组中各见剂生产井的平面波及系数、体积波及系数和井间主流高渗通道的等效渗透率(井间高渗通道渗透率的平均值)等参数。表2和表3中给出的是见剂井的解释结果。

根据软件计算结果，T-1注采井组所处区域的2-1小层存在高渗层，渗透率平均为272.64×10-3μm2，高渗层厚度0.57 m。由此可见，油田进入注水开发期后，由于高渗层的存在，注水井的注入水利用率偏低，各井之间相互干扰，影响了原油正常开采。

表2 井间体积波及系数

表3 井间平面波及系数和高渗层渗透率

进入低渗透层的示踪剂量相对较少，受层内水及高渗透层后续水的稀释，往往只有单峰值现象。当渗透率级差为10.0×10-3μm2且两层含水饱和度相同时，示踪剂产出曲线出现双峰。第一个峰值主要来自于层内存在的高渗透薄层，示踪剂前缘混合在注入水中，通过高渗透层而率先到达监测井。第二个峰值来自于低渗透层，低渗透层厚度大，水量较高渗透层多，同时受到高渗透层后继水的影响，所以峰值持续时间较短。从图4的曲线特征可以看出，有较为明显的双峰现象，说明层内非均质性较强。

图4 主要监测井示踪剂产出曲线的双峰特征

3 结 论

在T-1注采井组进行了为期360 d的监测。

通过对T-1注采井组进行化学示踪剂井间监测，较清楚地掌握了注采井之间的连通状况、注入水的推进方向、推进速度，并利用软件计算出了高渗层的渗透率、厚度，测试是成功的。

T-1注采井组中有6口井不同程度见到示踪剂，表明T-1井组所处区域内储层存在较强的非均质性。注采井间的高渗层厚度和渗透率分布不均匀，存在高渗层非均质性。

T-1注水井与周边监测的生产井的示踪剂运移速度在3.00～6.70 m/d，示踪剂产出符合高渗层的产出特征，表明注剂井与见剂生产井井组所处区域存在非均质性较强的高渗层，注采井组的6口井范围普遍存在高渗层窜流。

注采井组区域的2-1小层存在高渗层，渗透率平均为272.64×10-3μm2，高渗层厚度0.57 m。高渗层的形成是静态因素和动态因素共同作用的结果。高渗层的存在不利于油田的注水开发。注入水先进入高渗层，窜流至生产井，降低了注入水的波及面积，加快了油井的水淹速度，必然造成原油采收率低的结果。示踪剂产出曲线的双峰特征，也反映了在M油田X层系中存在高渗透率薄层且影响注水开发的事实。