示蹤劑技術在海上復雜驅動類型油田開發中的應用

孫曉娜，衛喜輝，謝明英，施征南，吳劉磊

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

南海東部油田驅動類型復雜，注水油田、氣頂油田和天然能量充足的常規海相砂巖油田并存。海上油田開發成本高，常采用少井模式開發，且地質油藏資料有限，很難精確地描述復雜的油氣水滲流關系。對于注水油田，注水井與生產井間油水流動關系復雜，考慮到儲層平面存在非均質性，容易在注采井間形成高滲通道，從而造成注入水在注水井和生產井之間循環流動，大大降低了驅油效率。因此，需要清楚地認識注采井間地質油藏特征，明確注入水推進速度和油井受效情況，從而制定有效的開發方案，改善油田的開發效果。對于氣頂油田，氣頂氣和溶解氣的驅替運動規律和產出量難以表征，對油田開發方案制定和開發效果評價認識造成不利影響。因此，需要定量地表征氣頂氣產出情況，認識氣頂油田的開發規律。

示蹤劑技術可以很好地幫助認識油氣水運動規律[1-6]。對于注水油田，通過井間示蹤劑監測，可以認識注采井間的儲層物性、連通性、非均質性和注入水的推進速度；對于氣頂油田，通過示蹤劑模擬技術，可以定量地表征氣頂氣的產出情況。

1 注水油田示蹤劑監測技術

以南海東部注水A 油田M 油藏為例，結合測井、巖心和生產動態等資料對注采井間示蹤劑監測資料進行分析，認識到儲層平面非均質性強，通過調整注采結構，達到了較好的生產效果。

1.1 示蹤劑監測技術原理

示蹤劑井間監測技術[7-8]是在注水井中注入水溶性示蹤劑，從周圍監測井中取水樣，根據水樣中示蹤劑濃度繪制示蹤劑產出曲線，來確定油水井的連通關系和儲層非均質性情況。示蹤劑從注水井注入后，在油藏內部沿著高滲層突進，其產出曲線呈現波峰樣式，通常用于表征高滲層參數。示蹤劑產出曲線包括見劑時間、波峰個數、峰值高度、波峰寬度等關鍵要素（圖1）。其中見劑時間反映注采井間高滲層的物性，物性越好，示蹤劑運移速率越快，見劑時間越短；波峰個數反映高滲層的數量，通常幾個波峰對應幾個通道；峰值高度反映高滲通道的厚度，峰值越高，表明高滲通道越厚；波峰寬度反映高滲通道的波及面積，波峰越寬，波及面積越大，還可以通過計算得到高滲通道體積。

圖1 示蹤劑產出曲線

1.2 注采受效分析

A 油田M 油藏屬于三角洲前緣沉積，以細砂巖為主，局部含鈣，中上部發育一套泥巖。構造高部位W 井組有1 口注水井和5 口采油井，儲層非均質性較強，油水井連通關系不清晰。為了進一步加強對井組的地質認識，并對后續注采結構調整提出指導性建議，于2018 年11 月6 日向注水井中注入質量分數為0.14%的示蹤劑地熱水144 m3，一直監測至2019 年9 月19 日，每天對采油井進行取樣監測。采油井A-X 和A-Y 井有示蹤劑產出，并繪制出示蹤劑濃度產出曲線（圖2、圖3），另外3 口采油井未見示蹤劑。

圖2 A-X 井示蹤劑濃度產出曲線

圖3 A-Y 井示蹤劑濃度產出曲線

A-X 井貫穿M 油藏上下砂體，示蹤劑濃度產出曲線表現為雙峰型，見劑時間88 d，計算得到見劑速度為5.7 m/d，見劑峰值濃度為989 ug/L；36 d后見劑濃度出現第二個高峰，峰值濃度為860 ug/L。這說明A-X 井與注水井間夾層連續發育，且在上下砂體間均存在高滲通道。A-Y 井位于M 油藏上部砂體，示蹤劑濃度產出曲線表現為單峰型，見劑時間240 d，計算得到見劑速度為2.6 m/d，見劑峰值濃度為200 ug/L。A-Y 井與注水井上砂體間存在高滲通道。對比2 口井見劑速度表明，A-X 井與注水井間注采連通關系更好，更容易發生水竄，通過對產出曲線擬合求解得到高滲通道參數（表1），其他3 口采油井未見劑，說明與注水井間連通關系較差。

表1 示蹤劑監測解釋高滲通道參數

1.3 注采結構調整

根據W 井組采油井示蹤劑見劑情況分析認為，M 油藏儲層平面非均質性強，注水井與A-X 井間存在優勢滲流通道。為減少無效注水，擴大注水波及面積，需要提高其他非強流線方向井的液量。因此，2019 年12 月1 日至2020 年2 月29 日，關停與注水井連通性好的A-X 井，A-Y 日產油量增加，增油20 m3/d，W 井組含水率由37.8%降低至17.8%。2020 年3 月1 日，A-X 井再次開井，經過優化工作制度保持低液量生產，A-Y 井產油量變化很小（圖4、圖5）。

圖4 A-X 井生產曲線

圖5 A-Y 井生產曲線

2 氣頂油田示蹤劑模擬技術

以南海東部B 油田氣頂油藏N 為例，該油藏原油飽和壓力與油藏壓力相近，降壓生產過程中氣頂氣和溶解氣滲流關系復雜，常規方法無法定量區分氣頂氣和溶解氣的產出量。基于示蹤劑特點，對氣頂氣進行虛擬示蹤劑模擬，可以定量表征氣頂氣和溶解氣的產出情況，同時還可以研究氣頂氣的滲流規律。

2.1 示蹤劑模擬技術

油藏數值模擬中示蹤劑模擬方法有常規示蹤劑模擬和環境示蹤劑模擬兩種。其中，環境示蹤劑模擬需考慮環境對示蹤劑的吸附、衰減和擴散作用。本次模擬是將氣頂氣標定為示蹤劑，研究氣頂氣的滲流規律，因此，不需要采用環境示蹤劑方法，而采用常規示蹤劑模擬方法即可[9-12]，采用ECLIPSE 標準的全隱式求解方法計算。

利用示蹤劑模擬技術將氣頂油藏N 中的氣頂氣標記為示蹤劑，氣頂氣產出量即為產出的示蹤劑量，溶解氣產出量即為總產氣量減去示蹤劑產出量。

2.2 氣頂氣產出量

B 油田氣頂油藏N 屬于三角洲前緣沉積，油層厚度為10 m，巖性以細砂巖為主，平均滲透率為21×10-3μm2，地層原油屬輕質油，溶解氣油比為66 m3/m3，氣頂指數為0.04，受邊水驅動，屬于低滲小氣頂油藏。通過氣頂氣示蹤模擬表明，N 油藏生產初期氣頂氣流動性好，氣竄嚴重；開發時間到半年時，氣頂氣產出量達到峰值，之后逐漸降低，保持在一個較低水平，油層中的原油逐漸侵入到氣頂中，同時在邊水作用下，含水率不斷升高，日產油量逐漸降低；生產結束時，N 油藏氣頂氣的采出程度達到83%。

分析上述模擬結果得到，低滲小氣頂油藏的氣頂氣產出量呈現升高-降低-平穩的變化規律，對應3 個不同的驅替階段：階段一為氣竄階段，儲層物性差，但氣體流動性好，在生產壓差作用下，生產井很快發生氣竄，氣頂氣被采出；階段二為油侵氣頂階段，該階段氣頂氣產出量大量降低，維持在一個較低水平，油層中的原油大量侵入氣頂；階段三為高含水階段，該階段在邊水的驅動下，日產油量降低，含水率升高（圖6）。

圖6 N 油藏不同階段氣頂氣垂向剖面

3 結論

（1）針對注水油藏W 井組，采用示蹤劑監測，明確了注采井間的連通關系，其中2 口采油井連通

性較好，3 口采油井連通性較差。基于注采受效分析結果，調整了注采結構，關停與注水井連通性好的采油井A-X 后，W 井組含水降低，生產效果得到改善。

（2）針對低滲小氣頂油藏，采用示蹤劑模擬，定量表征了氣頂氣產出量情況，認識到低滲小氣頂油藏開發存在氣竄和油侵氣頂兩個生產階段。