氣體示蹤劑判識杜66塊火驅火線方向

張寶龍

中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010

火驅是稠油油藏提高采收率的重要技術之一。已在新疆、遼河、勝利等油田開展現場應用，并取得了較好的效果[1-4]，同時也出現了諸如平面上燃燒波及面積小，縱向上燃燒不均勻等問題，其中燃燒程度、火線方向、推進速度及燃燒波及體積等技術參數是非常重要的。現主要采用井底測溫、采出流體分析、數值模擬、取芯井分析以及效果預測等方法判識火驅火線方向、波及體積，而這些方法都存在局限性，如流體分析、溫控監測等方法，僅在火驅效果較好時才適用；取芯井分析雖然直接，但費用昂貴無法大規模使用[5-8]。采用氣體示蹤劑技術，可直接判識火線方向、注氣速度、波及體積，并與生產動態數據、采出流體分析相結合，可為火驅現場跟蹤預測提供技術支持。

1 監測井區地質概況

遼河油區杜66斷塊區構造上位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段曙光油田西北部。開發目的層為古近系沙河街組沙四上段杜家臺油層。杜66火驅先導試驗區位于杜66北塊開發區西北部油層發育構造高部位，目的層走向平緩，地層傾角一般為5°～10°。儲層巖性主要為含礫砂巖及不等粒砂巖，分選中等偏差；屬于中高孔、中高滲儲層。油層產狀主要為薄～中厚層狀，油藏類型為層狀邊水油藏。為曙一區杜家臺油層。埋深808～1 298 m，分為杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三套油層組，平均厚度分別為14.6、21.7、6.6 m的 30個小層，分上、下2套層系開發，火燒層位在杜Ⅰ～杜Ⅱ4上層系，是典型砂巖稠油薄互層油藏。該區探明含油面積9.41 km2，石油地質儲量5 935.2×104t。油藏溫度42.3 ℃，20 ℃原油密度為0.900 1～0.950 4 g/cm3，50 ℃時地面脫氣原油黏度為325～2 846 mPa·s，為普通稠油。三井組重點監測井靜態數據見表1。

表1 三井組重點監測井靜態數據

2 氣體示蹤劑現場應用

2.1 氣體示蹤劑篩選

經過大量室內試驗，篩選出2種適用于曙光油田杜66塊火驅先導試驗區的氣體示蹤劑QT-1、QT-2。其物性均無色、無味、無腐蝕性，在標準狀況下為氣體，易液化，便于注入；化學性質穩定，800 ℃高溫仍然穩定，在油藏巖石表面吸附量很小，在水中溶解度極低，檢測靈敏度高，無生物毒性，氣體示蹤劑可同時檢測分析。

2.2 示蹤劑用量設計

示蹤劑的注入量，從根本上來講，取決于被評價儲層的體積、本底和分析儀器的最低檢測限，當本底數值較大時，示蹤劑的注入量主要由能否掩蓋本底數值來決定。 為了確保監測采油井全部見劑，且具有足夠高的峰值濃度，在經濟條件允許范圍內采用保守算法，盡量增大示蹤劑的用量，以確保測試的成功。

首先計算注入地層的最大稀釋體積：

Vp=πγ2hφSw

(1)

式中，Vp為最大稀釋體積，m3；γ為井組內注入井與采出井間的最大距離，m；h為注入井射孔厚度，m；Sw為井組含水飽和度；φ為井組平均孔隙度。

其次，計算示蹤劑投加量：

A=μ·MDL·Vp

(2)

式中，A為氣體示蹤劑用量，kg；MDL為最低檢測濃度，可以是儀器的定量分析檢測限，也可以是最大本底濃度，一般取兩者中的最大值；μ為保障系數，一般取50～100，特殊情況下可取至1 000。3井組氣體示蹤劑用量詳見表2。

表2 3井組氣體示蹤劑種類及用量表

2.3 注入裝置

用常規的泵車、注入泵不能實現氣體示蹤劑的注入，必須采用專用注入裝置。該裝置主要由電動液壓泵、轉換閥、油箱、進出液管路、儲能器組、截止閥、撬裝底盤、電控柜組成，在全密閉狀態下工作，注入速度為10～30 L/min，注入壓力隨機調整，操作簡便，安全可靠，該裝置獲得實用新型專利。

2.4 注入工藝

氣體示蹤劑注入施工前根據氣體示蹤劑注入量將鋼瓶中的氣體示蹤劑倒入氣體示蹤劑注入裝置上的一只或幾只儲能器內，由注入管線連接到注入井井口，打開注入閥、開啟電動液壓泵，液壓油充入儲能器底部，壓力升高，氣體示蹤劑注入井下，注完氣體示蹤劑，轉動轉換閥將頂替液直接注入井下，停泵后放壓，恢復注入井原有生產狀態，恢復正常注氣生產。

2.5 氣體示蹤劑分析檢測與解釋

由于采出氣樣中氣體示蹤劑的含量很低，通常只有10-9～10-11g/L，且干擾成分較多，主要為石油氣，直接測定濃度，大量的石油氣會掩蔽示蹤劑濃度，給示蹤劑濃度分析帶來很大誤差，從而影響最終驅替效果的判斷，若稀釋樣品，則造成示蹤劑濃度檢測不出，因此采用常規的分析方法無法準確分析氣體示蹤劑的濃度，因此采用預處理后再進行分析的方法，大大提高了檢測下限。分析流程為：采樣-試樣預處理(凈化、富集)- 氣相色譜法分析。

1)試樣分析

氣體示蹤劑濃度采用安捷倫7890B氣相色譜儀進行分析。將富集、凈化后的氣樣注入氣相色譜儀中，采用特制的色譜柱、ECD檢測器，在優化出的色譜分析條件下進行樣品濃度分析，可實現多種氣體示蹤劑的同時分析，分析下限可以達到10-15g/L。色譜分離柱：柱長3 m，柱內填充進口固體吸附劑Poropak Q填料。檢測器：電子捕獲檢測器(ECD),色譜條件：柱溫：85 ℃；進樣溫度：100 ℃；檢測器溫度：250 ℃；載氣：N2(99.99%)；載氣流速：25 mL/min；進樣量：0.8 mL。

2)氣體示蹤劑解釋方法

通過建立不同井網體系示蹤劑流動地質模型，與中國石油大學(北京)合作開發了一套氣體示蹤解釋軟件。通過對氣體示蹤劑監測結果進行擬合計算，可得到諸如注采井間的連通情況、井間主流通道參數、儲層的非均質性等資料，為下步方案實施及措施調整提供依據。

2.6 現場實施

2015年8月21日在曙1-46-033、曙1-46-035、曙1-46-K037三井組分別注入氣體示蹤劑QT-1和QT-2，相關油井每天取樣2次，監測取樣時間自2015年8月22日至2015年11月22日，共取樣5 900個，分析試樣5 900個。

3 監測結果與討論

從表3、圖1可以看出，曙1-46-K037井組，僅有曙1-46-036、曙1-46-新38、曙1-45-36油井見到氣體示蹤劑顯示，其他監測井末見，突破時間介于9～13 d，推進速度為10～12.7 m/d，曙1-46-036、曙1-46-新38監測井氣體示蹤劑峰值濃度在400 mg/L左右，曙1-45-36井氣體示蹤劑峰值濃度為90 mg/L左右，從推進速度看該井組差異不大。從表3、圖2可以看出，曙1-46-035井組，只有曙1-046-035、曙1-46-034、曙1-45-35三口監測井見到氣體示蹤劑產出，其他井均末見到，突破時間介于6～33 d，曙1-046-035、曙1-46-034監測井氣體示蹤劑峰值濃度在500 mg/L左右，曙1-45-35井氣體示蹤劑峰值濃度為38 mg/L左右，推進速度為3.6～14.2 m/d，該井組推進速度差異較大。從表3、圖3可以看出：曙1-46-033井組，只有曙1-46-032、曙1-46-034監測井見到氣體示蹤劑，其他井均末見到氣體示蹤劑顯示，突破時間介于11～21 d，氣體示蹤劑峰值濃度低于200 mg/L，推進速度為4.8～8.0 m/d，該井組推進速度差異較大。

3井組的平均突破時間為14.3 d，除曙1-45-35井外，其他見劑井示蹤劑突破時間均小于1個月，屬于典型的早-中期見劑，表明注采井間明顯存在較強氣竄通道。

由表3可知，3井組內部各油井方向注入氣推進速度差異較小，氣竄速度非均質性總體較弱。有利于平面上火線均勻推進，火驅效果明顯。根據常用的界限，突進系數<2，非均質程度弱； 2<突進系數<3，非均質程度中等；突進系數>3，非均質程度強，從表3可以看出：

1)示蹤劑波及體積介于360～1 242 m3之間，平均產出示蹤劑的波及體積為650 m3，波及體積偏小，依據以下判別標準，見劑油井與對應氣井之間存在裂縫-大孔道型氣竄通道的可能性較大。

2)示蹤劑突進通道滲透率介于(2 814～5 812)×10-3μm2，平均滲透率為3 814×10-3μm2，處于大孔道發育初期的范圍。從主滲通道厚度大小來看，厚度較小,平均突破層厚度為51.7 cm，表明井間存在厚度較薄的高滲透層。

3)高滲通道的突進系數介于4～8之間，表明層內非均質性強；從見劑情況來看,見劑井較少，氣竄方向性較強，表明油層平面非均質也較強。

表3 杜66塊火驅現場氣體示蹤劑推進速度與方向

圖1 曙1-46-K037井組氣體示蹤劑采出曲線

圖2 曙1-46-035井組氣體示蹤劑采出曲線

圖3 曙1-46-033井組氣體示蹤劑采出曲線

4 結論與建議

1)通過對杜66塊火驅3井組氣體示蹤監測，明確了火線的推進方向、注氣推進速度，確定了示蹤劑突破通道的等效厚度、滲透率、波及體積、等定量化解釋參數，繪制了火驅火線波及體積及方向示意圖，并對油層非均質程度進行了評價。

2)從見劑方向和氣竄推進速度來看，見劑井主要為一線井，說明監測區一線井氣竄較為嚴重，注入氣推進速度在3.6～14.2 m/d，平均注入氣推進速度為8.7 m/d。見劑井中有4口井氣竄速度都在10 m/d以上，占見劑井的50%。表明3井組平面上氣竄通道比較發育；從氣驅速度非均質性評價，井組內部各油井方向注入氣推進速度差異較大，氣竄速度非均質性總體較強，不利于平面上火線均勻推進。

3)從示蹤劑解釋軟件擬合結果來看，氣體示蹤劑產出的體積偏小，說明3井組示蹤劑波及區域較小，氣體通道所占比例很小，整體火驅開發效果一般；井間主流通道滲透率大，屬大孔道發育初期，高滲通道的厚度較小，分析井間氣竄通道可能受大孔道控制，建議采取大孔道的封堵和調整注氣參數等措施保證火線的均勻推進。