多种测试方法在某聚表剂试验区中的应用分析

刘登元

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

0 引 言

随着油田开发的不断深入，大庆萨尔图油田的产量逐渐递减，聚合物驱油已由一类油层转向二类油层，2014年在萨尔图油田某试验区开展聚表剂驱油试验。在开发过程中应用同位素注入剖面五参数组合测井方法确定异常吸水层位和高渗透层，注入剖面五参数组合测井技术是目前油田注入剖面测井最成熟技术之一，用于注水井的注入剖面测试，了解各层段的注入情况和各层注水量，它一次下井可同时录取磁定位、井温、压力、伽马和流量五个参数[1],依据5个参数之间互补性和相关性进行综合解释,提供更加准确的注入剖面动态资料。应用注聚剖面FCP测井方法确定试验区注聚表剂后异常层位，注聚剖面FCP测井方法是用于注聚合物、三元驱替剂井的注入剖面测试，既能点测，也能连续测量，受同位素沾污影响较小，能够解决物性较差、全井注入量低、射开小层多、单层吸液量小的二、三类油层以及厚层细分问题。应用外流式电磁流量测井方法[2]确定笼统井层位的吸入状况，一次下井可测量流量、井温、压力、磁定位4个参数，基于法拉第电磁感应定律，在与测量管轴线和磁力线垂直的管壁上安装了一对检测电极，当导电液体沿测量管轴线运动时，导电液体切割磁力线产生感应电势，数值大小与流速成正比。应用试井压力计方法判断封隔器的密封性，辅助测井方法确定试验区的高渗透层位，双通道堵塞式压力计验封方法是目前油田验证注水管柱封隔器密封效果成熟技术，它是集成两个压力传感器于一体,一个传感器直接测量测试密封段上部压力,另一个传感器测量密封段下部压力，通过两个压力计的压力差判断封隔器的密封状态。

1 某聚表剂试验区概况

2014年选取某试验区开展二类油层聚驱后聚表剂驱油工业性矿场试验[3],2015年1月开始增加前置段塞注入量，个性化调整注采参数，通过注采两端调整，改善厚层内部调堵效果。2015年有注水井X口，采油井X口，注采井数比1:1.33,砂岩厚度11.4 m，有效厚度7.0 m，有效渗透率0.719 μm2，截止到2017年10月试验区采油井产液量综合递减35%以上，注入压力平稳上升3.0 MPa以上。

2 措施调整前确定高渗透层

试验区的投产井在注聚表剂之前，进行多种测试方法之后发现吸水剖面存在异常吸水现象，对36口井的测井曲线进行综合分析，有12口井在PⅠ1-4层段存在异常吸水，与静态资料严重不符。以北1-X1为例，2014年9月进行注入剖面五参数组合测井，选用300～600 μm微球为同位素载体，关井2 h后测量井温曲线，综合解释PⅠ16层吸水占全井40.18%，如图1所示。2014年10月用试井双通道堵塞式压力计方法判断该层段的封隔器密封，确认该层段不存在窜槽现象。2014年10月在保证与第一次同等注入条件下，进行第二次注入剖面五参数组合测井，选用600～900 μm微球为同位素载体，关井2 h后测量井温曲线，综合解释PⅠ16层吸水占全井76.33%，如图2所示。结合两次测井的流量曲线变化情况和井温曲线向地温恢复的趋势，确定PⅠ16是高渗透层。

图1 北1-X1 同位素测试成果图(2014.9)

图2 北1-X1 同位素测试成果图(2014.10)

3 验证封堵效果

试验区的油水井投产后，二类油层上返量逐步增大，对水聚两驱有共射层的影响会越来越大,导致水驱部分井含水大幅下降。封堵效果是评价措施调整的重要前提，如果封堵失效会导致先期注入的聚表剂失去作用，并对后续的聚表剂产生巨大影响，最终措施调整失去意义[4]。为了控制高渗透层的无效注采循环，提高有效注入[5]，采用低温油层炮眼封堵剂及其配套工艺，选用只封堵炮眼，不污染油层的封堵剂，它由颗粒和液体两部分组成，采用多种功能性活性材料，消除在井下温度、压力和流体的动态冲蚀条件下使封堵失效的各种隐患。验证封堵有效性一般都是采用连续测井方法，通过对比封堵前后吸水情况确定，同时试井曲线的参数也会发生相应变化。2015年1月对北1-X2井的PⅠ15-6进行封堵，在2015年2月、2015年6月、2015年12月进行了三次注入剖面五参数组合测井，封堵层段都不吸水。在2014年11月和2015年7月用试井方法关井3天进行压力恢复测试，测试结果如图3所示。从图3双对数曲线对比可知，该井的流动系数由0.1636 μm2·m/mPa·s降到0.024 5 μm2·m/mPa·s。地层系数由0.268 5 μm2·m降到0.038 5 μm2·m。表皮系数由-1.629 8增加到6.574，综合两种测试方法，封堵效果良好。

图3 北1-X2 试井双对数曲线分析对比图

4 评价油层动用状况

由于试验区非均质性强、渗透率低物性差等原因，二类油层的动用程度偏低，各种精细挖潜措施是提高试验区油层动用程度，改善薄差油层动用状况的有效手段。措施调整后，能在一定程度上使周围井达到稳油控水的目的，通过对措施调整前后的测试曲线进行对比分析，有效评价措施调整效果[6]。北1-X3井在2014年3月和2014年9月进行注入剖面同位素五参数组合测井，显示PⅠ2以下层位不吸水，2015年1月措施调整后，在2015年8月进行注聚剖面FCP测井，显示PⅠ4的薄差层吸水24.45%，如图4所示。

图4 北1-X3 注入剖面连续测试成果图

统计2015年至2017年试验区的注入剖面五参数组合测井、注聚剖面FCP测井及电磁流量测井资料，油层吸水状况由86.8%到95.9%提高9.1%，说明试验区油层动用程度得到提高，层间矛盾得到缓解，注入井各层开发趋于平衡。

5 评价封堵剂的时效性

试验区有注水井36口，其中炮眼封堵16口,通过注入剖面五参数组合测井、注聚剖面FCP测井及电磁流量等测井方法，对16口注入井的资料进行统计分析，发现2015年1月到2016年1月注水井炮眼封堵见效15井次，占总数87.5%；2016年1月到2016年1月炮眼封堵见效9井次，占总数64.3%；2017年1月到2017年9月炮眼封堵见效2井次，占总数14.3%。封堵层见效的井随着注入水长期冲刷地层，高渗透层封堵剂可能失效，导致封堵层吸水，见效比例逐年降低。

以北1-X4井为例，连续的测井资料显示，2014年9月进行注入剖面五参数组合测井显示高渗透层PⅠ6吸水40.18%，2016年4月进行注聚剖面FCP测井显示高渗透层PⅠ6不吸水，2017年3月11日进行注聚剖面FCP测井显示高渗透层PⅠ6吸水11.7%，如图5所示；图6是北1-X4井相连通的4口采油井的生产曲线。从图5和图6可见，封堵900余天后日产液下降，综合含水上升，进一步佐证封堵剂失效的可能性。

图5 北1-X4 注入剖面连续测试成果图

图6 北1-X4 连通采油井生产曲线图

6 结束语

三年来，根据油田行业测试技术的特点，应用多种测试方法对试验区进行重点监测，最大化地指导措施改进，优化流程和系统评价，完全满足试验区的开发要求。

1)在试验区用测井方法直观地判断出高渗透层，用试井压力计验封的方法进一步佐证层段不存在窜槽现象，通过综合分析可以肯定高渗透层是异常吸水层位，解决了与静态资料严重不符的矛盾。

2)测井与试井相结合的方法可以确定封堵层的封堵效果，为评价试验区措施调整提供依据。

3)应用测井方法了解试验区油层动用状况，今后的工作中还要探讨注产两大剖面资料与地层性质的对应性问题。

4)应用测井方法可以发现随着注入水长期冲刷地层，封堵层见效井中的封堵剂失效的可能性较大，建议采油厂地质人员进一步采取措施进行验证。