示踪剂技术在海上复杂驱动类型油田开发中的应用

孙晓娜，卫喜辉，谢明英，施征南，吴刘磊

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000）

南海东部油田驱动类型复杂，注水油田、气顶油田和天然能量充足的常规海相砂岩油田并存。海上油田开发成本高，常采用少井模式开发，且地质油藏资料有限，很难精确地描述复杂的油气水渗流关系。对于注水油田，注水井与生产井间油水流动关系复杂，考虑到储层平面存在非均质性，容易在注采井间形成高渗通道，从而造成注入水在注水井和生产井之间循环流动，大大降低了驱油效率。因此，需要清楚地认识注采井间地质油藏特征，明确注入水推进速度和油井受效情况，从而制定有效的开发方案，改善油田的开发效果。对于气顶油田，气顶气和溶解气的驱替运动规律和产出量难以表征，对油田开发方案制定和开发效果评价认识造成不利影响。因此，需要定量地表征气顶气产出情况，认识气顶油田的开发规律。

示踪剂技术可以很好地帮助认识油气水运动规律[1-6]。对于注水油田，通过井间示踪剂监测，可以认识注采井间的储层物性、连通性、非均质性和注入水的推进速度；对于气顶油田，通过示踪剂模拟技术，可以定量地表征气顶气的产出情况。

1 注水油田示踪剂监测技术

以南海东部注水A 油田M 油藏为例，结合测井、岩心和生产动态等资料对注采井间示踪剂监测资料进行分析，认识到储层平面非均质性强，通过调整注采结构，达到了较好的生产效果。

1.1 示踪剂监测技术原理

示踪剂井间监测技术[7-8]是在注水井中注入水溶性示踪剂，从周围监测井中取水样，根据水样中示踪剂浓度绘制示踪剂产出曲线，来确定油水井的连通关系和储层非均质性情况。示踪剂从注水井注入后，在油藏内部沿着高渗层突进，其产出曲线呈现波峰样式，通常用于表征高渗层参数。示踪剂产出曲线包括见剂时间、波峰个数、峰值高度、波峰宽度等关键要素（图1）。其中见剂时间反映注采井间高渗层的物性，物性越好，示踪剂运移速率越快，见剂时间越短；波峰个数反映高渗层的数量，通常几个波峰对应几个通道；峰值高度反映高渗通道的厚度，峰值越高，表明高渗通道越厚；波峰宽度反映高渗通道的波及面积，波峰越宽，波及面积越大，还可以通过计算得到高渗通道体积。

图1 示踪剂产出曲线

1.2 注采受效分析

A 油田M 油藏属于三角洲前缘沉积，以细砂岩为主，局部含钙，中上部发育一套泥岩。构造高部位W 井组有1 口注水井和5 口采油井，储层非均质性较强，油水井连通关系不清晰。为了进一步加强对井组的地质认识，并对后续注采结构调整提出指导性建议，于2018 年11 月6 日向注水井中注入质量分数为0.14%的示踪剂地热水144 m3，一直监测至2019 年9 月19 日，每天对采油井进行取样监测。采油井A-X 和A-Y 井有示踪剂产出，并绘制出示踪剂浓度产出曲线（图2、图3），另外3 口采油井未见示踪剂。

图2 A-X 井示踪剂浓度产出曲线

图3 A-Y 井示踪剂浓度产出曲线

A-X 井贯穿M 油藏上下砂体，示踪剂浓度产出曲线表现为双峰型，见剂时间88 d，计算得到见剂速度为5.7 m/d，见剂峰值浓度为989 ug/L；36 d后见剂浓度出现第二个高峰，峰值浓度为860 ug/L。这说明A-X 井与注水井间夹层连续发育，且在上下砂体间均存在高渗通道。A-Y 井位于M 油藏上部砂体，示踪剂浓度产出曲线表现为单峰型，见剂时间240 d，计算得到见剂速度为2.6 m/d，见剂峰值浓度为200 ug/L。A-Y 井与注水井上砂体间存在高渗通道。对比2 口井见剂速度表明，A-X 井与注水井间注采连通关系更好，更容易发生水窜，通过对产出曲线拟合求解得到高渗通道参数（表1），其他3 口采油井未见剂，说明与注水井间连通关系较差。

表1 示踪剂监测解释高渗通道参数

1.3 注采结构调整

根据W 井组采油井示踪剂见剂情况分析认为，M 油藏储层平面非均质性强，注水井与A-X 井间存在优势渗流通道。为减少无效注水，扩大注水波及面积，需要提高其他非强流线方向井的液量。因此，2019 年12 月1 日至2020 年2 月29 日，关停与注水井连通性好的A-X 井，A-Y 日产油量增加，增油20 m3/d，W 井组含水率由37.8%降低至17.8%。2020 年3 月1 日，A-X 井再次开井，经过优化工作制度保持低液量生产，A-Y 井产油量变化很小（图4、图5）。

图4 A-X 井生产曲线

图5 A-Y 井生产曲线

2 气顶油田示踪剂模拟技术

以南海东部B 油田气顶油藏N 为例，该油藏原油饱和压力与油藏压力相近，降压生产过程中气顶气和溶解气渗流关系复杂，常规方法无法定量区分气顶气和溶解气的产出量。基于示踪剂特点，对气顶气进行虚拟示踪剂模拟，可以定量表征气顶气和溶解气的产出情况，同时还可以研究气顶气的渗流规律。

2.1 示踪剂模拟技术

油藏数值模拟中示踪剂模拟方法有常规示踪剂模拟和环境示踪剂模拟两种。其中，环境示踪剂模拟需考虑环境对示踪剂的吸附、衰减和扩散作用。本次模拟是将气顶气标定为示踪剂，研究气顶气的渗流规律，因此，不需要采用环境示踪剂方法，而采用常规示踪剂模拟方法即可[9-12]，采用ECLIPSE 标准的全隐式求解方法计算。

利用示踪剂模拟技术将气顶油藏N 中的气顶气标记为示踪剂，气顶气产出量即为产出的示踪剂量，溶解气产出量即为总产气量减去示踪剂产出量。

2.2 气顶气产出量

B 油田气顶油藏N 属于三角洲前缘沉积，油层厚度为10 m，岩性以细砂岩为主，平均渗透率为21×10-3μm2，地层原油属轻质油，溶解气油比为66 m3/m3，气顶指数为0.04，受边水驱动，属于低渗小气顶油藏。通过气顶气示踪模拟表明，N 油藏生产初期气顶气流动性好，气窜严重；开发时间到半年时，气顶气产出量达到峰值，之后逐渐降低，保持在一个较低水平，油层中的原油逐渐侵入到气顶中，同时在边水作用下，含水率不断升高，日产油量逐渐降低；生产结束时，N 油藏气顶气的采出程度达到83%。

分析上述模拟结果得到，低渗小气顶油藏的气顶气产出量呈现升高-降低-平稳的变化规律，对应3 个不同的驱替阶段：阶段一为气窜阶段，储层物性差，但气体流动性好，在生产压差作用下，生产井很快发生气窜，气顶气被采出；阶段二为油侵气顶阶段，该阶段气顶气产出量大量降低，维持在一个较低水平，油层中的原油大量侵入气顶；阶段三为高含水阶段，该阶段在边水的驱动下，日产油量降低，含水率升高（图6）。

图6 N 油藏不同阶段气顶气垂向剖面

3 结论

（1）针对注水油藏W 井组，采用示踪剂监测，明确了注采井间的连通关系，其中2 口采油井连通

性较好，3 口采油井连通性较差。基于注采受效分析结果，调整了注采结构，关停与注水井连通性好的采油井A-X 后，W 井组含水降低，生产效果得到改善。

（2）针对低渗小气顶油藏，采用示踪剂模拟，定量表征了气顶气产出量情况，认识到低渗小气顶油藏开发存在气窜和油侵气顶两个生产阶段。