致密油藏水平井动态产能剖面化学示踪监测方法及应用

敖 科， 辛骅志， 陆 峰， 白 华, 钟萍萍， 马 俊

1捷贝通石油技术集团股份有限公司 2中国石油新疆油田百口泉采油厂3中国石油川庆钻探工程有限公司试修公司

0 引言

近年来，随着钻完井及储层改造技术的进步，准噶尔盆地致密油藏水平井的应用规模逐年扩大，初期产量达到直井的4～6倍，使这类油藏得到了经济有效开发[1]。随着生产时间的延续，水平井动态产能剖面技术在实现油藏动态监测，为分析评价各储层段的压裂的效果，指导压裂施工参数的优化调整方面的作用也越来越受到地质、开发部门普遍重视，因此急需一种有效的生产测井方法监测各压裂分段动态产能剖面方法。

目前对于大斜度井、水平井生产剖面测井，FSI流动扫描成像技术只适用于自喷井，存在启动门限值、低产井测试数据不准的现象；DTS分布式光纤测量系统对于气油水三相区分，特别是油水相的分辨存在误差；水平井存储式产液剖面测井技术受电池组电量低，存在监测时间短的问题[2]。本文提出了一套适用于准噶尔盆地致密油藏水平井动态产能剖面示踪监测方法，即SECTT产能剖面示踪监测方法[3- 4]，该方法可精确定量监测准噶尔盆地致密油藏水平井压裂后动态产能剖面。

1 SECTT产能剖面示踪监测方法

SECTT动态产能剖面示踪监测方法是将不同种类的痕量化学示踪剂跟随工作液在压裂措施期间注入到不同的测试层段，对各个测试段的产出流体进行分类标定，在随后的生产期，通过对井口采样分析的方式可以获取各测试段产出流体准确的产出贡献。在动态监测期间，每次采样分析可以获得对应于取样时刻下的完整生产剖面，因此只要连续取样监测，就可以获得在一个较长时间段、连续的油气井动态生产数据，应用于油藏评价研究。

2 SECTT在玛北油藏的应用

2.1 化学示踪剂的筛选

在调研准噶尔盆地致密油藏的地质特征、储层流体性质及压裂工艺的基础上，实验室通过配伍性、酸碱适应性、静/动态吸附、细菌蚕食、耐温耐压、生物毒性等多项试验[5]，评价筛选出适应于准噶尔盆地致密油藏水平井压裂示踪监测的SECTT非放射性油溶性、水溶性化学示踪剂48种，完全满足了准噶尔盆地致密油藏水平井压裂产出流体示踪监测的需要。

所选用的化学示踪剂应具备油水两相剖面定量标定能力[6]，需符合SYT 5925—2012《油田注水化学示踪剂的选择方法》要求外，还须具备以下特点[7]：

(1)经实验室合成的惰性物质，地层中无背景浓度。

(2)与压裂液、地层流体配伍性好。

(3)酸碱适应性强，pH值在1～14范围内均能稳定存在。

(4)地层吸附远低于行业的要求，基本无地层吸附。

(5)耐温抗压，耐温可达到360 ℃以上。

(6)具备耐细菌蚕食性能。

(7)示踪剂检测灵敏度高，最小灵敏度可达到ppb级。

(8)无生物毒性，即EC50>106mg/L。

2.2 测试井施工作业

2020年6月20日X13井压裂8段，7月18日放喷后开始采集油水样，截止2021年3月25日已监测250 d，实验室分离筛选检测水样131个、油样134个。

2.3 各级压裂效果评价

2.3.1 分段累积产出状况评价

根据实验室检出的2020年7月18日～2021年3月25日第1～8段返排占比/产油占比与取样当日返排/日产油量，可计算分段日产出量以及累积产出量。示踪监测结果表明，X13井主要退液段为第2、3、6、7段，平均退液量1 142 t，高于其余4段平均退液量410 t，见图1；主要产油段也为第2、3、6、7段，其平均产油量478 t，高于其余4段平均产油235 t，即准噶尔盆地致密油藏水平井压后的主要产油段也为高退液段，综合含水较低。

图1 X13井分段累积产出状况对比图

2.3.2 压裂施工规模对分段累退液量的影响

对比各压裂段的施工参数可知，各段每簇加砂量、每簇加液量、停泵压力、一般排量等压裂施工参数差别不明显，难以用于定性评价产出剖面。但从压裂规模来看，压裂施工规模大的段累退液量相对较高：分段累退液量大于1 000 t的第2、3、6、7段，其平均入地液量高于其余段434 t、平均加砂量高于其余段42.5 m3，特别是第1段尤为明显，如图2、图3。

图2 X13井分段累退液量与入地总液量对比图

图3 X13井分段累退液量与加砂量对比图

2.3.3 储层物性对分段产油贡献的影响

第2、3、4、6、7段均对应Ⅰ类储层，Ⅰ类储层压后单段累产油量在415～507 t之间；而第1、5、8段对应Ⅲ类储层或Ⅰ-Ⅱ类储层，压后单段累产油量在73～258 t之间 。Ⅰ类储层改造段压后产油量明显优于Ⅰ-Ⅱ类、Ⅲ类储层改造段。本井Ⅰ类储层贡献了80.7%的产油量，平均单段产油量约为物性差的Ⅰ-Ⅱ类、Ⅲ类储层段的2.5倍，水平段各储层动用不均衡，见表1。

表1 分段射孔簇储层物性、施工参数及分段累产油统计表

2.3.4 储层物性对产出流体含水的影响

Ⅰ类储层段(如第7段)放喷5 d含水下降至65%～80%，主要产油期含水降至20%～30%，表现为中—低含水特征，见图4。

图4 X13井第7段生产曲线

Ⅱ、Ⅲ类储层段(如第5段)放喷5 d含水下降至80%～90%，主要产油期含水降至55%～65%，见图5。Ⅰ类储层段含水下降速度明显高于Ⅱ、Ⅲ类储层段。进入递减期后Ⅰ类储层段(第7段)含水逐渐上升至50%～60%，与Ⅱ、Ⅲ类储层段(第5段)的含水差异逐渐减小。

图5 X13井第5段生产曲线

2.3.5 单位压降退液递减状况评价

排液期、产量递减期井口压力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅分别为1.7 t/MPa、6.3 t/MPa。示踪监测结果表明：排液期单段降幅最大的为靠近水平段A点附近的第7、8段，退液量降幅0.5～0.6 t/MPa，见图6；产量递减期单段降幅较大的主要为第2、3、5、6、7高产液段，退液量降幅达到0.9～1.2 t/MPa，见图7。

图6 排液期单位压降下分段退液降幅对比图

图7 产量递减期单位压降下分段退液降幅对比图

3 结论

(1)本文应用新型痕量化学示踪方法(SECTT)对准噶尔盆地致密油藏一口水平井产能剖面成功实施了动态监测，应用表明：该方法实用、安全、简单、可靠，可推广应用到其它非常规油气藏水平井产能剖面监测。

(2)准噶尔盆地致密油藏水平井X13井压后的主要产油段也为高退液段，综合含水较低。

(3)改造后Ⅰ类储层段产油量是Ⅱ、Ⅲ类储层段的2.5倍，水平段各储层动用不均衡。

(4)Ⅰ类储层段在放喷初期含水下降速度明显高于Ⅱ、Ⅲ类储层段，进入主要产油期后表现为中—低含水特征。

(5)排液期井口压力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅为1.7 t/MPa，单段降幅最大的集中在水平段A点附近；产量递减期井口压力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅为6.3 t/MPa，单段降幅最大的集中在高退液段。