監(jiān)測資料在示范區(qū)開發(fā)應(yīng)用

劉慧（大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司， 黑龍江 大慶 163513）

監(jiān)測資料在示范區(qū)開發(fā)應(yīng)用

劉慧（大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司， 黑龍江 大慶 163513）

本文簡要介紹了示范區(qū)3個(gè)井組的監(jiān)測資料的解釋結(jié)果，并結(jié)合監(jiān)測井的措施情況對(duì)開發(fā)措施的效果進(jìn)行了分析，為示范區(qū)進(jìn)一步制定合理水驅(qū)方案，采取有效措施，提高開采效果提供可靠的依據(jù)。

監(jiān)測資料；示范區(qū)；開發(fā)應(yīng)用

0　引言

朝陽溝油田是典型的“三低”油藏，油田開發(fā)以水驅(qū)為主，隨著開采程度的深入，密井網(wǎng)條件下常規(guī)的水動(dòng)力學(xué)調(diào)整手段多輪次調(diào)整效果變差，水驅(qū)“控含水控遞減”難度越來越大，為此，加快密井網(wǎng)條件下各類區(qū)塊中高含水期精細(xì)挖潛技術(shù)攻關(guān)力度，選擇地質(zhì)特征、開發(fā)狀況有代表性的典型區(qū)塊，圍繞低滲、特低滲透油田注水難的“老大難”采油十廠打出了組合拳。

1　示范區(qū)基本概況

地質(zhì)概況：某區(qū)塊位于朝陽溝背斜構(gòu)造東北端的某區(qū)域，為一近南北向展布的斷塊構(gòu)造，區(qū)塊北部地層傾向?yàn)楸蔽飨颍瑑A角2°～5°，區(qū)塊南部地層傾向?yàn)槟蠔|向，傾角1°～2°，扶余油層頂面海拔深度平均為-750～-800m，區(qū)塊東西兩側(cè)為近南北向斷層所控制，斷層平面延伸方向主要為近南北向，分布有一定的條帶性，斷距一般45m左右，斷層傾角40°～60°之間，平面延伸長度3～6km，區(qū)塊內(nèi)發(fā)育斷階構(gòu)造、地塹構(gòu)造。油層中部深度為-920m，油水界面深度為-970m，原始地層壓力8.5MPa，飽和壓力7.04MPa。

2　監(jiān)測資料應(yīng)用分析

截止目前，某示范區(qū)共完成測試工作，其中生產(chǎn)測井28井次，油水井壓力監(jiān)測17井次，并對(duì)示范區(qū)的措施井進(jìn)行跟蹤，下面對(duì)采取措施的3個(gè)井組資料應(yīng)用情況進(jìn)行分析。

2.1a井組

a井組共有油井4口，2010年對(duì)a井進(jìn)行注入剖面五參數(shù)組合測井2次井，壓力測試1井次，對(duì)油井b、c井進(jìn)行液面恢復(fù)資料錄取各1井次。對(duì)于注水井a(chǎn)，由于地層長期注水，近井地帶地層滲透性較好，解釋出可靠的油藏參數(shù)，早期段數(shù)據(jù)由于壓力變化不穩(wěn)定，壓力點(diǎn)錄取較密，導(dǎo)致曲線比較亂，后期隨著關(guān)井時(shí)間延長，壓力點(diǎn)變稀疏，壓力變化逐漸達(dá)到穩(wěn)定段。a井解釋結(jié)果是，在a井的壓力影響范圍內(nèi)237.36米，油藏滲透性好，有效滲透率為0.00435 um2，生產(chǎn)壓差為1.62MPa（流壓23.15MPa減去外推壓力21.53MPa）；而對(duì)于有監(jiān)測資料的2口油井，由于地層滲透性下降，壓力變化慢，關(guān)井5天的資料均處于井儲(chǔ)段，不能解釋出油藏參數(shù)。由此看出，油水之間由于油藏滲透性相差較大，水驅(qū)效果不好，有必要依據(jù)裂縫走向及水驅(qū)方位進(jìn)行改善地層滲透性措施。

2.2f井組

f井組，相鄰的油井有5口，2010年，本井組只對(duì)f井的注入剖面五參數(shù)組合測井2次井。

2010年5月4日的施工壓力12.5 MPa，施工流量為17.0m3/d，本井共有5個(gè)射孔層，在所測井段中1個(gè)層有吸水顯示，測井B層吸水顯示最高，相對(duì)吸入量為100%，絕對(duì)吸入量17m3/d。2010年8月19日的施工壓力14.0 MPa，施工流量為16.0m3/d，本井共有5個(gè)射孔層，在所測井段中3個(gè)層有吸水顯示，測井C層吸水顯示最高，相對(duì)吸入量為47.88%，絕對(duì)吸入量7.66m3/d。造成前后測井資料明顯變化的原因是，f井，在2010年7月12日10：00至20日19：00進(jìn)行調(diào)剖關(guān)井措施，利用注入剖面五參數(shù)組合測井資料，可以看出調(diào)剖措施改變了各個(gè)層段的吸水能力，較好的解決了層間矛盾，防止單層突進(jìn)，提高油井開采效果。

2.3g井組

由于示范區(qū)內(nèi)油井的具備偏心井口的井較少，僅占總井?dāng)?shù)的8.8%（10/114），2010年對(duì)所有偏心井進(jìn)行施工設(shè)計(jì)方案的發(fā)放，但由于井況差，大部分井在儀器下入過程中遇阻，只有g(shù)測試成功，獲得1井次的產(chǎn)出剖面測井，并與2009年的測井資料進(jìn)行對(duì)比分析。

兩次測井反映出各個(gè)層段的產(chǎn)液量，2009年4月1日的測井資料解釋結(jié)果為，井口計(jì)量產(chǎn)液量是1.51m3/d，實(shí)測產(chǎn)液是3.0m3/d，化驗(yàn)含水是1.2 %主產(chǎn)層為AⅠ71的產(chǎn)液量1.5m3/d，2010年5月25日的測井資料解釋結(jié)果為，井口計(jì)量產(chǎn)液量是2.19m3/d實(shí)測產(chǎn)液是4.6m3/d，化驗(yàn)含水為3 %，主產(chǎn)層為AⅠ21、AⅠ71產(chǎn)液量3.0m3/d。前后兩次變化較大層段是AⅠ21，產(chǎn)液量由0.5m3/d上升至1.7m3/d，由次產(chǎn)層變成主產(chǎn)層，g井有兩口注水井對(duì)其驅(qū)動(dòng)，調(diào)查鄰近2口注水井在前后兩次測井之間的生產(chǎn)情況為，h井，2008.10.4-2009.4.24冬季計(jì)劃關(guān)井，i井，2008.11-2009.4.26冬季計(jì)劃關(guān)井，g在2009年4月測井時(shí)，相鄰的兩口水井都沒有注水，不受鄰井驅(qū)動(dòng)，因此，井口計(jì)量及測得產(chǎn)量較低；而在2010年5月測井時(shí)，h井，2009.10.22-2010.4.27冬季計(jì)劃關(guān)井，i井，2009.11.22-2010.4.26冬季計(jì)劃關(guān)井，因此，兩口注水井都在正常注水，井口計(jì)量及測井獲得的產(chǎn)量較高。但從連通圖可以看出，AⅠ21層受i井對(duì)AⅠ71層以上層段注水，而k井對(duì)AⅡ1層及以下層段注水，可以判斷出g井與i連通性好，水驅(qū)效果明顯。

3　結(jié)語

（1）利用監(jiān)測資料能夠確定監(jiān)測井地層壓力及各項(xiàng)地層參數(shù)，為制定合理開發(fā)措施提供可靠的油藏信息；

（2）利用測井資料可以對(duì)監(jiān)測井的措施效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，以便于進(jìn)一步采取有效措施，提高開采效果；

（3）利用測井資料能夠反映出井間連通狀況，為制定合理水驅(qū)方案提供依據(jù)。