分配型示踪剂监测技术在超低渗透油藏开发中的应用

李宁,吴迪,贾君庆,刘建斌,周静萍,王建仁

(1.中国石油集团测井有限公司地质研究院,陕西西安710077;2.中国石油天然气集团有限公司测井重点实验室,陕西西安710077;3.中国石油集团测井有限公司吉林分公司,吉林松原138300;4.中国石油天然气股份公司长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710021;5.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710200)

0 引 言

长庆油田是非常规油藏开发的主力油田,其超低渗透油藏的原油产量约占长庆油田总产量的三分之一,是油田持续稳产的重要支撑部分。超低渗透油藏在注水开发过程中表现出油藏物性差且基质孔喉细小、注采有效驱替难建立、注水过程中多方向性裂缝水淹、缝网难以匹配等开发矛盾[1-2]。同时,由于受储层非均质性、天然裂缝及动态缝的综合影响,剩余油分布零散,措施挖潜剩余油难度加大,油藏综合治理有效率低[3-6],使油藏持续稳产困难加大。如何通过动态监测资料精确识别井间、层间剩余油分布,正确认识超低渗透油藏的水驱规律,提高水驱体积波及系数、油藏最终采收率成为现实亟待解决的课题。

分配型示踪剂监测是直观确定井间参数的有效技术,并在世界范围内进行了系列矿场实验,有关的设计、矿场施工、取样分析以及解释方法逐步建立,形成了一套较完整的技术体系[7-8]。1989年,Tang等[9]利用色谱分析方法研究了不同类型分配型示踪剂的采出曲线,并将该方法应用到确定水淹油层残余油饱和度上。1990年,Wood等[10]列举了一些应用井间示踪技术解释残余油饱和度的成功案例,同时通过岩心实验结果也得到了一致的结论。2001年,李淑霞等[11]在油藏数值模拟的基础上,完善了井间示踪资料解释方法,对井间示踪剂采出曲线进行拟合得到目前高渗流通道剩余油饱和度的分布。2003年在大港油田、胜利油田应用氚水为非分配型示踪剂,氚化正丁醇为分配型示踪剂,最终了解示踪剂所流经通道的剩余油饱和度情况[12-13]。

本文在论述分配型示踪剂监测技术的基本理论、解释方法的基础上,以长庆油田Y306-57井组为研究目标,通过分配型示踪剂解释成果与注入剖面、试井测试等常规动态监测成果综合分析,精细认识井组水驱规律,明确剩余油分布,为超低渗透油藏精细挖潜剩余油提供依据。

1 利用分配型示踪剂监测结果计算井间剩余油饱和度的原理

利用分配型示踪剂监测结果计算井间剩余油饱和度的原理:向注入井同时注入一种分配型示踪剂和一种非分配型示踪剂,其中分配型示踪剂可同时溶于油、水,非分配型示踪剂只溶于水,这2种示踪剂在油、水中具有不同的分配系数,随注入水注入至生产井,分配型示踪剂在推进过程中向油中扩散。分配型示踪剂在注入井到产出井的流动过程中,会发生色谱分离,造成分配型示踪剂产出滞后(见图1),滞后时间的大小与剩余油饱和度存在定量关系。

图1 示踪剂采出曲线示意图

根据色谱理论可以得到色谱流出曲线的浓度方程,结合分配型示踪剂流动特点,分配型示踪剂浓度与时间的关系式可写为[14]

(1)

式中,c(tp)为分配型示踪剂采出曲线浓度函数,10-15g/mL;cp,max为分配型示踪剂采出曲线上最大浓度,10-15g/mL;N为理论塔板数;tp、tp,max分别为浓度c(tp)和cp,max所对应的时间,s。同理,可得到非分配型示踪剂浓度与时间的关系式。

根据色谱理论的基本原理,分配型示踪剂在流体中的扩散效应会导致其产出浓度曲线与非分配型示踪剂存在一定滞后,可以得到分配型示踪剂与非分配型示踪剂产出峰值点的时间关系式为[14]

tp,max=tn,max(1+β)

(2)

(3)

(4)

式中,tn,max为非分配型示踪剂采出曲线上最大浓度所对应的时间,s;β为2种示踪剂产出时间迟滞系数;K为示踪剂浓度的分配系数;Sorw为剩余油饱和度;co、cw分别为示踪剂在油水相中的浓度,10-15g/mL。

(5)

式中,c(tn)为非分配型示踪剂采出曲线浓度函数,10-15g/mL;cn,max为非分配型示踪剂采出曲线上最大浓度,10-15g/mL;tn为浓度c(tn)处所对应的时间,s。在归一化浓度下,基于式(2)～式(4)可以得到剩余油饱和度的计算公式

(6)

经过分配型示踪剂和非分配型示踪剂采出曲线的对比,能够求出任意时刻的剩余油饱和度,由于采出曲线中的时间与测试井之间的距离存在对应关系,通过时间与位置的转化,可以得到两井之间剩余油饱和度的分布。

2 分配型示踪剂井组监测及解释

2.1 Y306-57井组概况

Y306-57井组位于长庆油田Y284区块中部,沉积体系呈现三角洲-浊积扇组合特征。井组范围内长6油层孔隙度为12.1%,孔隙类型有粒间孔、溶孔(长石、岩屑溶孔)、晶间孔,其中粒间孔、长石溶孔是本区最主要的储集空间,渗透率为0.53 mD(1)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,属于低孔隙度、超低渗透率储层。长6油层内渗透率变异系数、突进系数均较强,夹层厚度分布不均且厚度较薄,以0.2～1.0 m为主,对压裂缝的延伸抑制作用有限。Y284区块内天然微裂缝较发育,裂缝密度达每米0.76条,主要方向NE75°。井组于2008年投入开发,井网形式为菱形反九点注采井网(见图2),井排方向为NE75°,井距为480 m,排距为130 m,主要开采层位为长631和长632层。目前Y306-57井组日产液27.08 m3,日产油10.25 t,注采比1.59,综合含水率62%。2020年1月在井组范围内增加3口加密井(Y306-572X、YJ306-573、Y306-574X)以挖潜井间剩余油,但从生产情况看井网加密后日产液升高20 m3,日产油仅升高2 t,含水率上升明显,加密效果不理想。

图2 Y306-57井组井位图

2.2 分配型示踪剂井间连通性分析

为判明Y306-57井组井间连通性及评价井间剩余油分布状况,于2020年10月至2021年03月对该井组进行了分配型示踪剂监测。由于生产现场的配水器无法满足分层测试的要求,因此,对长631和长632层进行合注测试。选取2种主要成分为溴化苯的示踪剂(WFT-101、WFT-102)进行实验,示踪剂与长6层水样、油样配伍性良好,满足测试要求。现场对井组范围内的Y305-56、Y305-57、Y305-58、Y306-56、Y306-572X、YJ306-573、Y306-574X、Y306-58、Y307-56、Y307-57和Y307-58这11口生产井进行取样监测。为准确寻找示踪剂的最大峰值,需制定取样制度:示踪剂注入注水井Y306-57后的第2天在相应生产井开始取样,示踪剂注入后的30天内每天取样1次,30天后每2天取样1次,共取样151天,累计取样885样次。

对上述样品进行化验分析,发现在Y306-57井组11口生产井中均见示踪剂,说明井组范围内的生产井与中心注水井Y306-57具有连通关系,均能够受到注水驱替作用。但是从前缘水线推进速度等参数分析可知,各井见剂差异明显(见表1),示踪剂的突破时间为3～29 d。Y305-56、Y305-58、Y306-58这3口井的前缘水线推进速度明显高于其它方向,说明注水以西南方向、西北方向、东北方向为主。结合表1中的注入水分配比综合分析,西南方向(YJ306-573注入水分配比71.80%,Y305-56注入水分配比20.38%)、东北方向(Y306-58,注入水分配比6.06%)为主要的水驱优势方向。该井组示踪剂采出曲线波峰显示为单峰,表现出快速突破的特点,说明井间存在单一通道连通。

表1 Y306-57井组示踪剂见剂情况统计表

2.3 剩余油分布特征分析

利用井间示踪剂解释软件对Y306-57井组的示踪剂监测结果进行拟合计算,得到井组长6储层的剩余油饱和度(见图3)。通过剩余油饱和度分析发现,井组水驱方向以北东—南西向为主,条带状水驱特征明显,与Y284区内裂缝发育方向一致。结合表1中示踪剂产出质量分析可知,西南方向(Y306-57—YJ306-573—Y305-56)、东北方向(Y306 -57—Y306-58)和西北方向(Y306-57—Y306- 574X—Y305-58)存在裂缝串通情况(见图3中黑色虚线)。在井组西南方向的Y306-56井处剩余油饱和度最高。东南方向的Y307-57、Y306-572X井处剩余油相对富集,水驱动用程度偏低,是今后剩余油挖潜重点;西北方向的Y305-57处也存在一定剩余油挖潜潜力。

图3 Y306-57井组长6储层剩余油饱和度图

3 动态监测资料综合分析

分配型示踪剂监测技术作为井间剩余油评价的一种新方法还存在多解性和不确定性,本文结合该井组的常规动态监测资料进行综合分析,以获得更全面、可信度更高的井组评价结果。常规动态监测资料主要有:注入剖面、产出剖面及各种试井测试。

3.1 注入剖面分析

图4 Y306-57井注入剖面测试成果图

对Y306-57井利用同位素方法进行注入剖面测试,解释成果如图4所示。由图4可知,长631层(射孔段2 180～2 188 m)吸水厚度为7.81 m,绝对注入量为 26.06 m3/d,相对注入量为86.86%;长632层(射孔段2 209～2 214 m)吸水厚度为5.00 m,绝对注入量为3.94 m3/d,相对注入量为13.14%。长631层为主力吸水层位。结合示踪剂测试成果分析可知,井组范围内注水井Y306-57井在长631层与生产井Y305-56、YJ306-573、Y306-58井进行了串通。在今后开发过程中应重视这3口生产井在长631层的堵水作业,以获得更高水驱波及效率及最终采收率,同时Y306-57井应进行更为精细的注入剖面测试,为调剖作业提供依据。

3.2 试井资料分析

试井以渗流力学为基础,以试井测试为主,判断测试井附近的储层渗流边界情况,以及油、气、水层之间的连通关系。Y306-57井采用井口关井方式进行压力降落测试,经10.1 h测试,压力变化范围37.19～35.51 MPa,最终拟合的当前地层压力为34.57 MPa。试井资料解释储层的有效渗透率0.954 mD,储层渗流能力弱,综合表皮系数-1.82,近井地带无污染。测试早期,压差曲线与压力导数曲线均呈现出斜率为1的直线,其直线时间短(见图5),表明试井测试结果受井储影响较小;两条曲线分叉表示过渡到线性流阶段,压差曲线与压力导数曲线平行上升,说明近井存在线性流。依据现场经验判断,人工压裂缝与天然裂缝沟通是出现线性流的主要原因。

图5 Y306-57井试井解释成果图

试井解释成果与示踪剂解释成果基本一致,两者均证实在Y306-57井组范围内存在一定程度裂缝发育,裂缝以西南向(Y306-57—YJ306-573—Y305-56)、东北向(Y306-57—Y306-58)为主,今后应加强裂缝两侧东南向(Y306-572X)、西北向(Y305-57)剩余油挖潜。

4 结 论

(1)分配型示踪剂监测技术不仅可以提供常规示踪剂测试的井间连通信息,还可用于分析井间剩余油的分布,随着该技术的不断发展和完善,将在水驱油藏评价中发挥更重要的作用。

(2)Y306-57井组作为超低渗透油藏的典型井组,其开发效果受裂缝影响较大,裂缝以西南向(Y306-57—YJ306-573—Y305-56)、东北向(Y306-57—Y306-58)为主,以上方向的水驱程度高,后期应当加强裂缝侧向(Y306-572X、Y305-57)剩余油挖潜;在纵向上,长631层为主力吸水层位,应进行堵水调剖作业。

(3)开发超低渗透油藏过程中涉及的水驱效果评价、剩余油挖潜是一项综合研究内容,在提高单项监测技术精度的同时,应充分利用其他动态监测资料进行综合分析,降低解释多解性,从而保证挖潜剩余油措施的针对性。