稠油油藏同位素示踪剂产出曲线模型研究

稠油油藏同位素示踪剂产出曲线模型研究

鲁克沁稠油油田位于断块发育区，属于断块类型边底的稠油油藏。在开发过程中，我们面临着问题，即扰动断块的封闭性、注采之间的对应关系，以及各活井的方向难以确定。因此，有必要使用注入、生产剖面、试验井等测试数据和其他动态生产数据进行分析，并继续研究地下油的运动规律。然而，由于稠油的特殊性，许多情况不能正确分析和判断。在这种情况下，需要进行跟踪技术的应用。1跟踪技术的基本原理1.1生产井的示踪剂采出测量在注入井中注入合适示踪剂段塞,在周围生产井中取样分析,获取样品中的示踪剂含量,绘制出生产井的示踪剂采出曲线。通过综合分析测试井组的示踪剂采出曲线和动静态资料等相关资料,最终得到注入流体的运动方向、推进速度、波及情况等信息。1.2井间跟踪技术的基本过程是井间跟踪技术的基本过程选井决策→背景样分析→示踪剂筛选(理论、实验)→投放、监测取样、送样、检测→监测解释(解释分析)→综合评价、结论、建议。2鲁克斯-奔驰的快速开发自2008年至2011年底,鲁克沁稠油采油厂共进行了43井次示踪剂施工,了解了注入流体在地下的运动规律及储层物性变化情况。2.1它证明了水井的易速性和井之间的连通性从中区玉东投放示踪剂结果来看,目前已有28个井组见示踪剂,判断74口油井不同程度见水,占玉东采油井的51.1%。2.2结构布局更加合理从玉东1、玉东2-27、鲁801、鲁8-12井组的监测结果可以认识到,鲁8块、玉东区块之间分布的小断层,在动态上对油层的注水没有遮挡性,可以认为储层动态上是连通的。根据前后井组示踪剂达到峰值浓度时间对比,监测井组调剖效果变化,同时可估算高渗流通道体积,为设计调剖剂用量提供参考。在注水井实施调剖过程中,由于堵剂实际进入的空间是大孔道、高渗透通道部分,利用原始孔隙体积来计算堵剂的用量,与实际的储层出入很大,导致堵剂用量的过多而污染地层或堵剂的欠缺而不能完全封堵高渗流通道。利用示踪剂突破时注水井阶段累计注水量,确定井组大孔道、高渗透通道体积,可以更科学合理的设计调剖剂用量。———玉东203井调剖效果显著:09年示踪剂测试显示:玉东203井组主要水驱方向为玉东3-3、玉东3-6方向。2009年12月份采用颗粒+冻胶体系进行调剖,累计注入6362方,注入过程中压力上升明显。效果分析———水井端:调剖前后视吸水指数下降了42%。剖面测试显示层间、层内矛盾得到了较大改善。效果分析———油井端:2009调剖后主水驱方向上的玉东3-3井含水大幅下降,液面下降明显,注入水得到有效控制。井组累计油1692吨,有效期达10个月。非主水驱方向的注水得到强化,油井供液能力增强。根据玉东203井组前后2009年与2011年投放示踪剂达到峰值浓度的变化,监测显示2009年调剖后,该井组油井峰值浓度到达时间全部延长,井组水驱见效方向增加明显,说明达到了调剖的预期效果。2.3井拔分系数利用单井和井组示踪剂回采率,计算井组劈分系数,从而计算井组注采比,合理评价井组注采平衡状况。井组劈分系数计算表玉东2-26井组注采比计算结果表:2.4井组孔隙修复通过模拟计算,玉东2-27井组波及体积144557m3,井组孔隙体积369264m3。水驱状况较好,但是存在注水通道。V———井组孔隙体积A———井组含油面积h———油层有效厚度Φ———有效孔隙度玉东2-27井组波及体积计算表:2.5水生动脉水处理玉东2-11井于2006年压裂投产,投产段2684.8-2723.73m,初期2.11t/d,间开;从生产动态上看,单井产能较低,无受效特征。该井于2011年8月25日见玉东2-9的示踪剂,确定注水受效;2011年9月对其进行压裂,增产效果明显。(作业前4.21m3/2.11t/46%,作业后7.81m3/4.73t/35%)玉东204-2井在2011年投放的示踪剂中分别见到了玉东204-6和玉东204-9井组的示踪剂,并且浓度和见效时间一致,结合油藏地质认识,分析认为该井双向见效,见效效果较好,具备提液潜质,于2011年08月进行提液措施,日增油达5.4t/d。3注重问题表现,需处理决策利用示踪剂监测技术评价井组连通和见水情况,制定相应的综合治理措施,取得一定的效果。调剖时设计调剖剂用量不是简单地利用原始孔隙体积进行计算,而是利用示踪剂突破情况估算大孔隙或高渗流通道体积,在调剖过程中进行应用,针对性明显增强。示踪剂响应状况能够较好地评价水驱油波及效率,比较真实反映地下水流分布情况,为制定综合治理对策奠定基础。针对各注采井间存在不同程度的水线突进现象,建议结合吸水剖面、产液剖面等其它资料进行综合研究,采取适当措施