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井间示踪监测技术在腰英台油田的应用X胡 娟(中石化东北油气分公司勘探开发研究院,吉林长春 130062) 摘 要:井间示踪监测技术能准确得到注入水的平面水流方向及推进速度,判断井间连通情况和油藏非均质特征,为油田开发调整提供直接依据。
2008～2009年,腰英台油田在6个重点井组运用了井间示踪监测技术,指导油田开发调整,取得了较好的效果。
关键词:井间示踪监测技术;水流方向;推进速度;井间连通;非均质特征;开发调整 中图分类号:T E 357.6+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)05—0153—04 腰英台油田非均质严重、微裂缝发育,注入水沿高渗透条带进入,过早被采出,加剧了平面矛盾和开采层系内矛盾,严重影响了水驱波及效率,影响油田开发水平。
目前油田井组内矛盾突出,一部分井高含水,甚至水淹;一部分井长期注水不见效,低产低液。
这就需要有针对性的注采调整,而动态调整缺少准确的依据,这就需要运用一种井间监测技术,可以知道注入水流动方向、推进速度,判断井间连通性和油藏非均质特征,从而为油田开发调整提供依据。
1 井间示踪监测技术研究1.1 监测方案选择井间监测技术较多,有井间示踪监测技术、井间电位测试技术、地球化学的水指纹技术、井间试井技术、井间地震技术、井间微地震技术等,而井间示踪监测技术几乎是唯一可以定量研究井间特征的动态监测方法,可以定量、半定量、定性了解注采井间渗流参数、波及状况及其它需要通过了解井间实际连通状况来认识和解决的问题,正逐步成油田二次、三次开发中油藏工程研究不可或缺的手段。
1.2 井间示踪监测技术原理井间示踪监测技术原理是从监测注入井注入示踪剂段塞,在周围目标生产井取样分析,监测其产出情况,绘出示踪剂产出曲线,根据油藏动静态分析方法,利用专门解释工具,对示踪监测信息进行分析、处理和解释,定量或者定性的认识油藏井间、层间、层内和油水井周围的静态、动态信息。
在此基础上,进一步完成油藏重新地质建模、得到特征参数变化规律、进行数值模拟校正和完善、评价措施开发效果、设计措施工艺参数等。
井间示踪剂监测方法原理简介示踪剂井间监测技术是在注水井中注入一种水溶性示踪剂， 在周围监测井中 取水样（如图 3-1） ，分析所取水样中示踪剂的浓度，并绘出示踪剂产出曲线，应 用示踪剂解释软件对示踪剂产出曲线进行分析，就可以确定油藏非均质情况。
图 3-1 井间示踪注采示意图示踪剂从注水井注入后， 首先随着注入水沿高渗层或大孔道突入生产井， 示 踪剂的产出曲线会逐渐出现峰值，同时由于储层参数的展布和注采动态的不同， 曲线的形状也会有所不同。
典型的示踪剂产出曲线如图 1-2 所示。
在主峰值期过 去之后， 由于次一级的高渗条带和正常渗透部位的作用， 会继续产出示踪剂， 当 所有峰值期过去以后，示踪剂产出浓度基本稳定在相对低一些的某一浓度附近， 并且会持续较长的一段时间，随着时间的延长，示踪剂的回采率也会逐渐增加。
图 3-2 单示踪剂产出曲线示意图在注入水没有外流情况下， 油层越均质， 注水利用率越高， 则见示踪剂时间越晚。
反之，短时间内见到示踪剂，说明注入水沿高渗层窜流，储层非均质性强，开发效果差。
示踪剂用量的确定示踪剂的注入量，取决于储层中被跟踪流体的最大体积和分析仪器的灵敏 度，以及地层背景值的影响。
同位素示踪剂注入量的计算公式是：示踪剂浓(Bq\ L)Q =A·H·Φ·SW·f式中：Q——为示踪剂注入量A——井组波及面积（m2）H——为井组连通层平均厚度（m）Φ——为储层的孔隙度（%）SW——储层含水饱和度（%）f ——为经验系数根据示踪剂用量公式计算出井组的示踪剂注入量新中45-2 井组监测结果及分析3.5.2.1 新中45-2 井组概况新中45-2井的监测井有6口分别是：中94、中282-2、中280、中281、中24-2、中25，下表列出了注示踪剂井新中45-2 井组的有关数据，表中的数据为2007年7 月份生产情况（表4-6、4-7）。
表4-6 新中45-2 注水井有关数据表表4-7 新中45-2 井组监测井资料以下为新中井组构造井位图（见图）图4-10 新中45-2 井组构造井位图3.5.2.2 新中45-2 井组监测结果及产出曲线新中45-2 井于2007年10月14日注入22居里3H示踪剂，截止到2008年7月5日，经过265天的监测，六口监测井有两口监测井产出了3H示踪剂，具体监测结果如下：①监测井中281 井位于注剂井新中45-2 南部129 米处，于2007 年12 月31 日初次检测出新中45-2 井注入的3H 示踪剂，初次检测的示踪剂浓度为103.4Bq/L, 为注示踪剂后的第78 天，计算出水驱速度为1.65m/d ，下图为该井的示踪剂检测曲线图（图4-11 ）中281示踪剂检测曲线（3H ）图4-11 中281 井示踪剂检测曲线图（3H）②监测井中24-2 位于注剂井新中45-2 东南部212米处，于2008年3月12 日初次检测出新中45-2 井注入的3H 示踪剂，初次检测的示踪剂浓度为108.2Bq/L, 为注示踪剂后的第150 天，计算出水驱速度为1.41m/d ，下图为该井的示踪剂检测曲线图（图4-12 ）。
采油厂油藏动态监测应用效果及存在问题分析摘要：油藏动态监测资料能够为油田开发提供动态分析参考依据，利用不同有水井动态监测资料，可以使油田的开发效率得到有效提高。
本文结合采油厂油藏动态监测应用实际，就应用效果及存在的问题进行了详细分析与阐述。
关键词：油藏动态监测；应用效果；存在问题；大港油田1油藏动态检测应用效果1.1吸水剖面测试为油藏潜力大调查和注水专项治理提供依据板深1501断块为夹持于长芦1号断层和2号断层之间的断鼻构造。
该区含油面积1.08km2，地质储量61×104t，可采储量15.25×104t。
累计产油4.1531×104t ，采出程度6.8%，剩余可采储量8×104t。
2015年部署的预探井板深1501在滨Ⅰ油组获工业油气流，从而发现了板深1501区块；2019年6月投产板深1501-10、板深1501-11井，初期日产油25吨，气1.1万方，含水15%，衰竭式开发，板深1501-11间开生产。
2020年1月转注板深1501并增能注水，板深1501-11同期压裂，效果显著；2021年1月板深1501二次增能，板深1501-10压裂，板深1501-11下泵，效果较好；2021年本区块3油2水，日产液26.32方，日产油17吨，含水34%，日注水100方。
通过吸水剖面跟踪及对比，证实本井增能主要吸水层为区块主力生产层位。
其中板深1501井一次增能，2020年1月8日-17日累计注水量2.5万方（按2020.1.16日吸水剖面劈分，滨一上注水0.69万方，滨一下注水1.81万方）；板深1501井二次增能，2021.1.19-2021.2.1日累计注水4.3万方（按2021.1.31日吸水剖面劈分，滨一上注水0.61万方，滨一下注水3.68万方）受益井板深1501-11。
3.20日下泵开井，6/1.5，日产液15.78方，日产油13.68吨，日产气1499方，含水13.3%，液量、油量均高于自喷阶段，4月30日量油不出；5月10日进行检泵作业，6/1.5，日产液9.6方，日产油7.97吨，日产气2200方，含水17%；5月21日自喷生产，5.5mm，日产液24.8方，日产油22.07吨，日产气1035方，含水11%；至6月8日不出；6月9日启泵，6米/1.5次，6月16日核产，日产液8.4方，油7.14吨，气5040方。
示踪剂数值模拟解释技术【摘要】介绍了示踪剂的分类与基本应用，提出了数值示踪剂技术，结合油藏动态监测资料利用数值示踪剂模拟技术，能够获得更为准确井间剩余油分布，为动态预测与方案预测提供了依据。
【关键词】示踪剂数值模拟井间剩余油动态监测1 示踪剂技术原理井间示踪剂测试是为了跟踪已注入的流体，向注入井中注入能够与已注入的流体相溶，且溶解了示踪剂的携带流体，然后在用流体驱替这个示踪剂段塞，在多孔介质中运动机理，同注入流体是一样的[2]。
2 示踪剂数值解释技术2.1 虚拟示踪剂技术的实现油藏精细地质建模，数值模拟技术，示踪剂监测数值解释实现油水井间对应关系分析是高含水驱油藏剩余油分布分析的基础。
示踪剂监测数值解释之前，首先进行常规油水井对应关系分析，目的为排除监测结果的多解性，缩短数值模拟调参时间，主要有干扰试井法，相关分析法。
3 实例应用及效果评价本次研究的思路是：在建立目的层油藏构造模型和沉积微相模型的基础上，采用相控建模等手段，对孔隙度和渗透率等物性参数在三唯空间的展布特征进行精细表征，并选择合适的网格粗化方法，将精细地质模型粗化到油藏模拟软件能接受的数值模型，如后通过对油藏开发动态资料的历史拟合与参数调整，不断修正静态模型，最终达到动态和静态资料共同研究油藏的目的。
3.1 研究区概况研究区位于某油藏长轴背斜的北部，区块储层砂体发育稳定，物性较好，砂岩厚度大，层内裂缝不发育，属于中高渗透砂岩油藏。
沉积韵律特征表明，河口坝为复合韵律模型，水下分流河道为正韵律模型，席状砂为反韵律模型。
储层主要为砂岩薄互层，储层层间非均质性较强，层内非均质性相对较弱。
SⅠ和SⅡ组的一砂组储层平均砂岩厚度 1.9m，有效厚度0.9m。
SⅡ组二、三砂组平均砂岩厚度15.4m，有效厚度6.4m，储层非均质性较强。
储层平均孔隙度24%，平均空气渗透率163×10-3μm2。
油藏油气水分布主要受构造控制，区域的SⅠ油层具有气顶，其油气界面在-1032m，区块的油水界面为-1088m，具有不活跃的边水。
