采油厂油藏动态监测应用效果及存在问题分析

采油厂油藏动态监测应用效果及存在问题分析

王磊, ,李小龙

中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司） 天津 300280

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。

1.2示踪剂监测指导渗流场调整治理方案的制定

（1）利用吸剖及示踪剂监测资料制定下步调驱方案

张海32-22井组注采矛盾突出，油井高含水。张海32-22井2020年1月转注，日注水量100方，累注水量7.3万方。受益井张海33-22井及张海33-23井。

      2021年3月注示踪剂，张海33-22井井距220米，在57天见剂，水驱速度3.86m/d；张海33-23井井距255米，在73天见剂，水驱速度3.49m/d。

张海32-22井测吸水剖面，Es2x1为主要吸水层。从示踪剂监测结果，平面上不同方向水驱速度有一定差异，结合吸水剖面，层间差异也较大，受益油井均含水较高；张海32-22井2021年3月实施检管分注，下步计划调剖。

1.3应用饱和度测试成果，了解油层产出状况，为措施挖潜提供重要依据

   2021年以精细地质研究为基础， 以老井复查专项为契机，深入开展油层潜力分析，挖掘砂体潜力。为提高油井措施有效率，保证措施效果，结合油水井措施，采油厂（公司）共实施了4口井饱和度监测

板821断块板1油组。板821断块板一油组为五条断层夹持的东高西低的断块构造，内部发育近东西向的两条小断层，构造高点位于板828-7井附近，高点埋深-2910m。

油藏埋深：2860-2950m  含油气面积：2.9km2    地质储量：132.56×104t   可采储量：36×104t。

开发特点：早期钻新井、转注完善注采井网，小层级分注，有完整井网，实现了高效水驱。因剩余油分散，治理效果差，水驱效果逐步下降，油井高含水（97%以上）而关井或间开、换层系，导致注采井网不完善。今年以来对该块开展油层复查，筛选出板821-37、板821-35两口潜力井实施补层。

1.4工程测井为油水井措施提供依据

板20-21水泥胶结。本井原制定的措施为二固、补开板四下的64号层。后经过水泥胶结测试，证实为固井质量中等，因此措施修改为补层、下泵投产。

1.5压力测试为生产动态分析及油水井措施提供依据

埕海油田93%的油井管柱携带电泵伴侣，在日常油井管理中发挥了电泵伴侣解释与压力计测压相结合的模式监测压力变化，为掌握油井、井组、区块的压力变化提供了有力的依据。

  实现了流压的实时监测。通过油井流压的变化，可及时地了解地层的供液状况，及时地调整生产参数，同时也可以指导注水井配注方案，为油井供采平衡、井组注采平衡奠定了基础。

张海5断块：井位于张海5断块西南高部位，井组控制储量（24万吨），由于注水开发较晚，前期衰竭式开发，亏空大，地层能量低，油井低产，井组递减大；

通过连续静压测试，了解井的地层压力恢复情况（生产压差） ，结合区块生产动态分析及注水受效情况，提出张海31-34井补层措施，效果明显，阶段增油921吨。

2监测需求及存在问题

2.1进一步提高饱和度测试解释符合率的需求

饱和度测试是油田开发后期认识油藏的有效方法，对搞清层间剩余油分布及低阻油藏认识，有很高指导意义，部分井解释结论与结果认识存在出入；板桥油田、埕海油田油气藏类型多样，层间（油组之间）物性差异大、压力差异大，影响了解释精度。

2.2多种测试手段与综合分析相结合，认识油藏剩余油分布的需求

示踪剂监测：主要解决注采连通性、水驱方向、速度、注入突进速度等问题；吸水/产出剖面：认识注水井/采油井纵向上各层吸水/产出状况；含油饱和度测试：了解各层含油饱和度现状，及与裸眼井解释的对比分析；压力监测：了解油藏平面、纵向压力分布及变化，通过分析地层能量变化，间接评价、认识水驱状况等。

各种监测手段均有局限，不能量化描述剩余油分布特征。目前，测试公司正在进行“多种测试手段协同监测与综合评价分析”的技术攻关，建议加快平台的开发与应用，为老油田开发提供更多的第一手资料

2.3埕海油田监测项目能否及时实施受井口槽及井型的制约

  埕海油田油、水井井口集中，井口槽位置局限，同时交叉实施钻、修井作业，动态监测项目能否及时实施受井口槽是否占用的制约。

2.4产出剖面难以实现，下步更有分采分测试验需求

四厂产出剖面测试少。主要原因：一是管柱不适合，自喷井基本上都带射孔枪、海上油井由于安全因素生产管柱均需下入井下安全阀（200-300m），油套环形空间有封隔器影响；二是抽油机井无自溢能力，受井斜和泵径影响，符合安装环空井口的井少（10口），不能测产出剖面；三是海上油井多为浅造斜大斜度井，测试仪器输送到目的层难度大；

       目前采油四厂合采高含水井131口，平均单井日产液33.8方，日产油3.3吨，平均含水90.2% 。目前准备开展分层采油试验，下步就有分采分测试验，成功后逐步推广。

2.5安全要求越来越严，影响部分测试项目的实施进度

受吊装作业安全的影响，近2个月未实施吸水剖面监测。

3下部计划

（1）加快板桥地区吸水剖面的监测进度，完成全年计划目标

（2）密切跟踪示踪剂监测，评价重点区块水驱效果

（3）持续CO2吞吐井、及新井流体监测与分析，为单井护理提供依据

  鉴于CO2吞吐在板64区块见到比较好的效果，2021年围绕CO2吞吐井，重点监测流体性质，特别是原油粘度变化；同时，针对板桥油田含蜡量偏高的现状，对新投的板111、滨117区块的每口新井做原油物性分析，为油井建立合理的清蜡周期提供依据。