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示踪剂监测对盘1-46块深部调驱的指导意义

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韩梅马雪娟石秀慧

摘要：盘1-46块具有纵向上小层多，层间非均质性严重，层间动用差异大的油藏特点，在采取了多轮周期性注水及区块整体调堵治理后，产量下降趋势仍未得到有效改善。通过示踪剂监测，明确了小层连通及渗透率变异情况，为后期制定盘1-46块深部调驱方案提供有效技术支撑。

关键词：深部调驱;精细油藏描述;示踪剂;渗透率变异

一、盘1-46块概况

盘1-46块沙三下油藏埋深1760-1970m，含油面积0.43Km2，地质储量110万吨，采出程度30.7%，目前生产井6水10油。储层平均孔隙度25.6%，渗透率204.2x10-3um2，地层水矿化度28535-58497mg/l，CaCl2水型，原始地层温度75℃，原油黏度31.4mPa·s，密度0.86g/cm3，属常温常压、中高孔中高渗、中高矿化度、层状断块油藏。分两套层系开发，纵向上小层多，层间非均质性严重，层间动用差异较大。经多轮周期性注水，含水由2014年11月的66.1%上升至94.5%、井组日油由74.2t降至11.1t，迫切需要治理。

二、示踪剂监测技术在盘1-46块深部调驱方案制定中的应用

1、水井小层吸水情况测试及分析

盘1-46块水井历年吸水剖面统计显示注水层间矛盾突出，纵向小层动用不均非常明显。2019年5月对该块6口注水井生产情况进行统计，测试压降及吸水指示曲线，除LPP1-X363外，压降<2MPa，地层充满度<20%，有强烈调剖需求。

2、结合示踪剂监测结果，明确深部调驱方案实施指标

盘1-46块井间示踪剂监测[2]采用微量高浓缩显光类高分子化合物，具有很好的化学惰性和热稳定性，显光性极强，其水溶液在长时间煮沸或高温下仍保持稳定，监测极限达PPb（10-9）级。通过井间示踪监测，明确水驱方向、水线推进速度、井间连通性及储层非均质性，定量计算井组目前主力吸水层的孔吼半径、渗透率和相应厚度等，监测周期104天，示踪剂监测结果与吸水剖面测试结果基本吻合。

以P1-X364井下层示踪剂监测为例，结合油井产出曲线，对小层渗透性重新描述

根据示踪剂拟合结果，模拟出目前油藏渗透率变异情况，显示长期注水冲刷使储层孔隙结构发生较大变化，井间高渗条带渗透率较原始渗透率增大了1.58～8.17倍。注水时间相对长的井P45-3和P1-46目前非均质性更强。

油藏建模模拟显示，目前含水条件下，要使泵充满系数保持>60%，泵口压力须>0.25MPa。油藏中深1850m，平均泵挂深度1150m，折算合理井底流压为7.2MPa。目前含水94%左右，平均单井日液可达初期的2.4倍，初期稳产时平均单井液量15m3/d，单井日液可提到35m3/d。目前平均单井日液20m3/d，有15m3/d的提液空间。地层压力与年注采比有一定相关性但不明顯。年注采比<0.8，地层压力<10MPa，年注采比>0.8，地层压力略有回升，但<13MPa，表明P1-46断块存在无效注水。注采平衡法计算理论注采比为0.95。单井合理日液35m3/d，目前的注采井网条件下，注采井数比为0.56，单井日注56.5m3/d，合理注入压力12.1MPa。

最终确定P1-46块深部调驱油水井配套调整方案见表4，实施原则为先水井后油井。水井先封层，后调驱再补孔分注。为保证区块整体效果，水井调驱建议同步实施，基本同步结束，水井调驱正常后再陆续实施油井措施，以确保在调驱后有效注水前期下，延长井组增油有效期，保持区块增产稳产。

三、盘1-46块深部调驱实施效果

依据示踪剂评价结果，开展油藏精细描述明确区块采收率预期，调后区块注水压力需求，合理制定调剖封堵目标压力，明确大孔道孔喉半径，适配合适粒径的颗粒型堵剂，优选调剖半径，最终实施了“堵、调、驱”相结合的深部调驱方案。实施后，对应井组5口油井明显见效，井组日增油12t，当年累增油3546t。

参考文献：

[1]赵福麟，压力指数决策技术及其应用进展，中国石油大学学报，2011年第1期 82-88

[2]张毅、姜瑞忠、郑小权，井间示踪剂分析技术，石油大学学报：自然科学版，2001年第2期 76-78，83

（中国石化胜利油田分公司临盘采油厂? 山东德州 251507）

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