致密油藏水平井動態產能剖面化學示蹤監測方法及應用

敖 科， 辛驊志， 陸 峰， 白 華, 鐘萍萍， 馬 俊

1捷貝通石油技術集團股份有限公司 2中國石油新疆油田百口泉采油廠3中國石油川慶鉆探工程有限公司試修公司

0 引言

近年來，隨著鉆完井及儲層改造技術的進步，準噶爾盆地致密油藏水平井的應用規模逐年擴大，初期產量達到直井的4～6倍，使這類油藏得到了經濟有效開發[1]。隨著生產時間的延續，水平井動態產能剖面技術在實現油藏動態監測，為分析評價各儲層段的壓裂的效果，指導壓裂施工參數的優化調整方面的作用也越來越受到地質、開發部門普遍重視，因此急需一種有效的生產測井方法監測各壓裂分段動態產能剖面方法。

目前對于大斜度井、水平井生產剖面測井，FSI流動掃描成像技術只適用于自噴井，存在啟動門限值、低產井測試數據不準的現象；DTS分布式光纖測量系統對于氣油水三相區分，特別是油水相的分辨存在誤差；水平井存儲式產液剖面測井技術受電池組電量低，存在監測時間短的問題[2]。本文提出了一套適用于準噶爾盆地致密油藏水平井動態產能剖面示蹤監測方法，即SECTT產能剖面示蹤監測方法[3- 4]，該方法可精確定量監測準噶爾盆地致密油藏水平井壓裂后動態產能剖面。

1 SECTT產能剖面示蹤監測方法

SECTT動態產能剖面示蹤監測方法是將不同種類的痕量化學示蹤劑跟隨工作液在壓裂措施期間注入到不同的測試層段，對各個測試段的產出流體進行分類標定，在隨后的生產期，通過對井口采樣分析的方式可以獲取各測試段產出流體準確的產出貢獻。在動態監測期間，每次采樣分析可以獲得對應于取樣時刻下的完整生產剖面，因此只要連續取樣監測，就可以獲得在一個較長時間段、連續的油氣井動態生產數據，應用于油藏評價研究。

2 SECTT在瑪北油藏的應用

2.1 化學示蹤劑的篩選

在調研準噶爾盆地致密油藏的地質特征、儲層流體性質及壓裂工藝的基礎上，實驗室通過配伍性、酸堿適應性、靜/動態吸附、細菌蠶食、耐溫耐壓、生物毒性等多項試驗[5]，評價篩選出適應于準噶爾盆地致密油藏水平井壓裂示蹤監測的SECTT非放射性油溶性、水溶性化學示蹤劑48種，完全滿足了準噶爾盆地致密油藏水平井壓裂產出流體示蹤監測的需要。

所選用的化學示蹤劑應具備油水兩相剖面定量標定能力[6]，需符合SYT 5925—2012《油田注水化學示蹤劑的選擇方法》要求外，還須具備以下特點[7]：

(1)經實驗室合成的惰性物質，地層中無背景濃度。

(2)與壓裂液、地層流體配伍性好。

(3)酸堿適應性強，pH值在1～14范圍內均能穩定存在。

(4)地層吸附遠低于行業的要求，基本無地層吸附。

(5)耐溫抗壓，耐溫可達到360 ℃以上。

(6)具備耐細菌蠶食性能。

(7)示蹤劑檢測靈敏度高，最小靈敏度可達到ppb級。

(8)無生物毒性，即EC50>106mg/L。

2.2 測試井施工作業

2020年6月20日X13井壓裂8段，7月18日放噴后開始采集油水樣，截止2021年3月25日已監測250 d，實驗室分離篩選檢測水樣131個、油樣134個。

2.3 各級壓裂效果評價

2.3.1 分段累積產出狀況評價

根據實驗室檢出的2020年7月18日～2021年3月25日第1～8段返排占比/產油占比與取樣當日返排/日產油量，可計算分段日產出量以及累積產出量。示蹤監測結果表明，X13井主要退液段為第2、3、6、7段，平均退液量1 142 t，高于其余4段平均退液量410 t，見圖1；主要產油段也為第2、3、6、7段，其平均產油量478 t，高于其余4段平均產油235 t，即準噶爾盆地致密油藏水平井壓后的主要產油段也為高退液段，綜合含水較低。

圖1 X13井分段累積產出狀況對比圖

2.3.2 壓裂施工規模對分段累退液量的影響

對比各壓裂段的施工參數可知，各段每簇加砂量、每簇加液量、停泵壓力、一般排量等壓裂施工參數差別不明顯，難以用于定性評價產出剖面。但從壓裂規模來看，壓裂施工規模大的段累退液量相對較高：分段累退液量大于1 000 t的第2、3、6、7段，其平均入地液量高于其余段434 t、平均加砂量高于其余段42.5 m3，特別是第1段尤為明顯，如圖2、圖3。

圖2 X13井分段累退液量與入地總液量對比圖

圖3 X13井分段累退液量與加砂量對比圖

2.3.3 儲層物性對分段產油貢獻的影響

第2、3、4、6、7段均對應Ⅰ類儲層，Ⅰ類儲層壓后單段累產油量在415～507 t之間；而第1、5、8段對應Ⅲ類儲層或Ⅰ-Ⅱ類儲層，壓后單段累產油量在73～258 t之間 。Ⅰ類儲層改造段壓后產油量明顯優于Ⅰ-Ⅱ類、Ⅲ類儲層改造段。本井Ⅰ類儲層貢獻了80.7%的產油量，平均單段產油量約為物性差的Ⅰ-Ⅱ類、Ⅲ類儲層段的2.5倍，水平段各儲層動用不均衡，見表1。

表1 分段射孔簇儲層物性、施工參數及分段累產油統計表

2.3.4 儲層物性對產出流體含水的影響

Ⅰ類儲層段(如第7段)放噴5 d含水下降至65%～80%，主要產油期含水降至20%～30%，表現為中—低含水特征，見圖4。

圖4 X13井第7段生產曲線

Ⅱ、Ⅲ類儲層段(如第5段)放噴5 d含水下降至80%～90%，主要產油期含水降至55%～65%，見圖5。Ⅰ類儲層段含水下降速度明顯高于Ⅱ、Ⅲ類儲層段。進入遞減期后Ⅰ類儲層段(第7段)含水逐漸上升至50%～60%，與Ⅱ、Ⅲ類儲層段(第5段)的含水差異逐漸減小。

圖5 X13井第5段生產曲線

2.3.5 單位壓降退液遞減狀況評價

排液期、產量遞減期井口壓力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅分別為1.7 t/MPa、6.3 t/MPa。示蹤監測結果表明：排液期單段降幅最大的為靠近水平段A點附近的第7、8段，退液量降幅0.5～0.6 t/MPa，見圖6；產量遞減期單段降幅較大的主要為第2、3、5、6、7高產液段，退液量降幅達到0.9～1.2 t/MPa，見圖7。

圖6 排液期單位壓降下分段退液降幅對比圖

圖7 產量遞減期單位壓降下分段退液降幅對比圖

3 結論

(1)本文應用新型痕量化學示蹤方法(SECTT)對準噶爾盆地致密油藏一口水平井產能剖面成功實施了動態監測，應用表明：該方法實用、安全、簡單、可靠，可推廣應用到其它非常規油氣藏水平井產能剖面監測。

(2)準噶爾盆地致密油藏水平井X13井壓后的主要產油段也為高退液段，綜合含水較低。

(3)改造后Ⅰ類儲層段產油量是Ⅱ、Ⅲ類儲層段的2.5倍，水平段各儲層動用不均衡。

(4)Ⅰ類儲層段在放噴初期含水下降速度明顯高于Ⅱ、Ⅲ類儲層段，進入主要產油期后表現為中—低含水特征。

(5)排液期井口壓力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅為1.7 t/MPa，單段降幅最大的集中在水平段A點附近；產量遞減期井口壓力平均每降低1 MPa，井口退液量降幅為6.3 t/MPa，單段降幅最大的集中在高退液段。