孫曉娜，衛(wèi)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(guī)海相砂巖油田并存。海上油田開發(fā)成本高，常采用少井模式開發(fā)，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(chǎn)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(chǎn)井之間循環(huán)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(fā)方案，改善油田的開發(fā)效果。對于氣頂油田，氣頂氣和溶解氣的驅替運動規(guī)律和產(chǎn)出量難以表征，對油田開發(fā)方案制定和開發(fā)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(chǎn)出情況，認識氣頂油田的開發(fā)規(guī)律。

示蹤劑技術可以很好地幫助認識油氣水運動規(guī)律[1-6]。對于注水油田，通過井間示蹤劑監(jiān)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(chǎn)出情況。

1 注水油田示蹤劑監(jiān)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(chǎn)動態(tài)等資料對注采井間示蹤劑監(jiān)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(chǎn)效果。

1.1 示蹤劑監(jiān)測技術原理

示蹤劑井間監(jiān)測技術[7-8]是在注水井中注入水溶性示蹤劑，從周圍監(jiān)測井中取水樣，根據(jù)水樣中示蹤劑濃度繪制示蹤劑產(chǎn)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(chǎn)出曲線呈現(xiàn)波峰樣式，通常用于表征高滲層參數(shù)。示蹤劑產(chǎn)出曲線包括見劑時間、波峰個數(shù)、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(shù)反映高滲層的數(shù)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(chǎn)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(fā)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(xù)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(shù)為0.14%的示蹤劑地熱水144 m3，一直監(jiān)測至2019 年9 月19 日，每天對采油井進行取樣監(jiān)測。采油井A-X 和A-Y 井有示蹤劑產(chǎn)出，并繪制出示蹤劑濃度產(chǎn)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(chǎn)出曲線

圖3 A-Y 井示蹤劑濃度產(chǎn)出曲線

A-X 井貫穿M 油藏上下砂體，示蹤劑濃度產(chǎn)出曲線表現(xiàn)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(xiàn)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(xù)發(fā)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(chǎn)出曲線表現(xiàn)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(fā)生水竄，通過對產(chǎn)出曲線擬合求解得到高滲通道參數(shù)（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(jiān)測解釋高滲通道參數(shù)

1.3 注采結構調整

根據(jù)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(yōu)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(chǎn)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(jīng)過優(yōu)化工作制度保持低液量生產(chǎn)，A-Y 井產(chǎn)油量變化很?。▓D4、圖5）。

圖4 A-X 井生產(chǎn)曲線

圖5 A-Y 井生產(chǎn)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(chǎn)過程中氣頂氣和溶解氣滲流關系復雜，常規(guī)方法無法定量區(qū)分氣頂氣和溶解氣的產(chǎn)出量?；谑聚檮┨攸c，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(chǎn)出情況，同時還可以研究氣頂氣的滲流規(guī)律。

2.1 示蹤劑模擬技術

油藏數(shù)值模擬中示蹤劑模擬方法有常規(guī)示蹤劑模擬和環(huán)境示蹤劑模擬兩種。其中，環(huán)境示蹤劑模擬需考慮環(huán)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(guī)律，因此，不需要采用環(huán)境示蹤劑方法，而采用常規(guī)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(chǎn)出量即為產(chǎn)出的示蹤劑量，溶解氣產(chǎn)出量即為總產(chǎn)氣量減去示蹤劑產(chǎn)出量。

2.2 氣頂氣產(chǎn)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(shù)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(chǎn)初期氣頂氣流動性好，氣竄嚴重；開發(fā)時間到半年時，氣頂氣產(chǎn)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(chǎn)油量逐漸降低；生產(chǎn)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(chǎn)出量呈現(xiàn)升高-降低-平穩(wěn)的變化規(guī)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(chǎn)壓差作用下，生產(chǎn)井很快發(fā)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(chǎn)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(chǎn)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(jiān)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?；谧⒉墒苄Х治鼋Y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(chǎn)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(chǎn)出量情況，認識到低滲小氣頂油藏開發(fā)存在氣竄和油侵氣頂兩個生產(chǎn)階段。