采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法与流程

本发明属于油田开发领域，具体涉及一种采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法。
背景技术：
：经过第一次和第二次采油后，还有大量的石油滞留于地下深处不能被有效采出。随石油勘探开发的发展，每年新发现的石油地质储量在不断减少，勘探开发的难度越来越大，新发现的油田不足以弥补或者说接替产量日渐衰竭的老油田，这就有了研究残余油饱和度的需要，残余油成了一种采收率目标，而不再只是水驱曲线的终点值。在已衰竭油藏中进行二次、三次采油的潜力评价中，残余油饱和度是一个至关重要的参数。测定并研究残余油饱和度及其分布是开发高含水油田的基础。对于经过第一、二次采油后仍残留剩余在地下未采出的数量可观的资源，尽快采用技术和经济都可行的提高采收率方法，是一个带有战略意义的课题。残余油的储量大小和分布状况对于一个油藏进行eor方法筛选及是否有经济开采价值具有重要的意义，对于单井范围内残余油的测定体现了更为实用的现实意义。该技术长期被国外少数国家掌握，引进实施成本高昂，本发明在中国大量油田进入开采中后期后油井含水率高于95％以上时应运而生，为我国该领域的现场技术应用填补了空白，具有广阔的市场应用前景。现有的测定残余油的方法主要包括取芯法、测井曲线法、井间示踪剂法和试井法等。对于取芯法，在油田被广泛应用，主要通过在目标地层进行取岩芯，在实验室对岩芯中的残余油进行检测，检测值仅代表岩芯的情况，相对于油藏来说岩芯体积只是很微小的一部分，代表性差，且生产中后期无法进行取芯，残余油不明。对于测井曲线法，在油田被广泛使用，分电阻、核磁、电磁、中子寿命、c/o比、伽马射线、重力等。其中，电阻率测井被广泛应用，检测半径0.61-15.85m，但精确度差；核磁测井可以直接测定含油饱和度，检测半径0.61m，且仅适用于重油；电磁测井则检测厚度仅0.05m；中子寿命测井则需要分多次注入不同的流体进行测试，工艺复杂，且检测深度只有0.18-0.61m；c/o比检测深度略有增加，为0.23m，但检测精度度仍在业界存在争议；伽马射线法虽在纵向上清晰度好，但检测深度为0.05-0.1m，且精度有争议，尤其是存在第二次测井前井筒的放射性污染；重力测井则存在精确度差等问题。对于井间示踪剂法，该方法监测周期长，监测的结果多在几个月或者一年以后的结果，时效性差，解释结果常代表井间的特征，而非单井附近，针对性较差。对于试井法，在油田被广泛使用，但该方法主要用于计算单油井的泄油面积，对地质认识要求高，存在解释精度差的问题。综上所述，目前在用方法检测范围对于整个单井或油藏来说范围相当有限，通常＜0.61m，完全不能满足监测单井近井带真实残余油饱和度的要求，时效性差，同时检测精确度差，且这些方法常用于油田开发早期，在开发中后期鲜有用于单井残余油饱和度现场测试的有效方法。技术实现要素：针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法，监测范围更广、实施周期短，工艺简单，而且筛选的化学示踪剂环境友好，环保无污染，参数检测灵敏度高，数据分析可靠，解释精度高。本发明采取的技术方案是：采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法，包括以下步骤：(1)挑选理想的待测井和待测层选择的待测油层为水淹油层，即油的流动性接近于零，且固井质量要好、上下隔层的封隔效果良好，避免注进的示踪剂溶液发生窜层；待测井选择没有进行注水试验以及水力压裂的井；选择好待测井和待测层后，收集井段、厚度、孔隙度、温度、静压、产液量、含水量、地层水矿化度的参数资料；(2)示踪剂筛选与室内参数测定①筛选的原生示踪剂为亲油型示踪剂，在油水中的分配系数在2-11之间，按照油藏温度压力条件，利用油田现场脱气原油和地层水，在分配系数测定装置上准确测定示踪剂在现场原油和地层水中的分配系数，计算公式如下：式中：ki：示踪剂在油相和水相中的分配系数；co：分配于油相中的示踪剂浓度；cw：分配于水相中的示踪剂浓度；②原生示踪剂具有不被油层岩石表面所吸附的特性，并与岩石表面不发生化学反应；主要通过现场岩心或者岩屑在实验室进行静态和动态的吸附评价，获得一段时间内示踪剂在岩心或者岩屑中流动或浸泡前后示踪剂浓度的变化，满足要求的示踪剂浓度前后差异不超过5％；③在油层条件下，原生示踪剂能够按照设计的反应速度生成预期的稳定的次生示踪剂，该次生示踪剂必须具有亲水不亲油的特性，在油中的分配系数为0，以保证在回采过程中该次生示踪剂与剩余的原生示踪剂能发生分离；其中，反应速度按照油藏条件，通过专用仪器测定示踪剂在现场地层水中的反应速度来获得；④需要存在次生示踪剂以外的、在地下不产生吸附和反应的示踪剂作为平衡示踪剂，用于判断现场测试的进度和完整性，平衡示踪剂的稳定性与原生示踪剂评价方法一致；⑤原生示踪剂与生成的次生示踪剂在产出时无腐蚀性，在原油-污水体系里无表面作用；⑥原生示踪剂和次生示踪剂在原油和地层水中的检测灵敏度达到ppm(10-6)级；(3)设计测试规模及关井时间a、根据设备性能、经费预算和需要的测试半径确定测试规模，进而根据选择的示踪剂以及确定的单井残余油饱和度测量范围，基于油藏地层物性参数，采用物质平衡原理设计示踪剂溶液体积；再按照示踪剂溶液体积的2-4倍设计后推液体积；b、关井时间注完示踪剂溶液和后推液后关井，关井时间按以下公式计算：式中：βa：滞留系数，由下式计算：sor：待测油层残余油饱和度的估计值；ki：示踪剂在油相和水相中的分配系数；e：反应速度；ηa：所用原生示踪剂的水解度；(4)现场测试准备a、待测井的准备：洗井、对待测层封隔，且保证封隔器不漏；b、现场测试装备准备：对地面设备进行改装，并对泵车、配液罐、水车、高压管线进行连接；c、根据设计配方配制示踪剂溶液和后推液；(5)从油管先后注入示踪剂溶液和后推液之后开始关井，注入时的泵压始终低于地层破裂压力，注入速度由下式计算：(6)开井回采时的产出液取样、检测及记录a、开井后进行取样，取样点靠近井口，在流动液体里取样，取样后马上进行密封冷藏，取样间隔不小于注入1％示踪剂溶液体积所需要的时间，持续时间为2-5天；b、开井取样时同步进行产液量的测量以及相关信息的记录，包括：色谱仪分析的各示踪剂浓度、开井时间、取样时间、样品编号、取样间隔时间、采出液体积、采出速度、回采阶段总时间、采出液体含水百分率、液体温度、ph值、矿化度、样品的外观；(7)做出示踪剂浓度与累积产出液关系曲线，根据监测油藏地质特征，建立符合实际的地质模型，并用数值模拟软件模拟示踪剂产出曲线，最后通过拟合结果计算单井残余油饱和度sor，其中，残余油饱和度与示踪剂浓度关系如下：式中：qa为未反应完的原生示踪剂浓度最大值处对应的产出液体积；qb为次生示踪剂浓度最大值处对应的产出液体积；ki：示踪剂在油相和水相中的分配系数。本发明的有益效果：本发明的监测技术是在对监测油田或油井的原油、地层水和水源水进行组分详细分析基础上，找出一种或多种化学示踪剂材料，测试示踪剂在原油和地层水中的分配系数，测试示踪剂在油层条件下的反应速度，按照单井油藏地质条件、设备、经费、需要的测试半径设计示踪剂用量，在现场进行示踪剂溶液配制后，由专用设备从井口注入或矿场注入，用后推液将示踪剂推入地层后，关井一定时间后开井生产并从井口同时进行流体连续取样，通过及时对样品处理、净化后，在高分辨率检测设备上对处理后样品进行示踪剂浓度的高速检测，得到动态示踪剂浓度曲线，最后建立单井油藏地质模型，通过专有计算机软件对检测动态示踪剂浓度参数进行分析解释，提供单井残余油饱和度参数，具有以下优点：(1)本监测技术能监测采油井附近3-30m范围内的残余油饱和度，比常规监测技术的监测范围提高了近50倍；(2)本监测技术现场测试时间仅需要几天时间，比井间示踪剂监测技术提高效率10倍以上；(3)本监测技术相比国外同类型技术成本降低50％以上，经济效益显著；(4)本监测方法筛选的示踪剂环境友好，无污染，采用色谱法进行浓度检测，速度快，灵敏度高；(5)数据分析可靠，建立的单井数值模型最大程度还原了地下真实形态，解释精度高，尤其能对三次采油前后残余油饱和度变化提供及时可靠的量化对比指标以及对高含水率采油井治理提供及时可靠的数据依据。附图说明图1是单井化学示踪剂测试示踪剂浓度与产出液量关系示意图；图2是示踪剂在不同盐度条件下的反应速度回归曲线图；图3是原生示踪剂和次生示踪剂的回采曲线剖面对比图(双重介质模拟法)；图4是注入水标注剂的回采曲线剖面图(双重介质模拟法)；图5是平衡示踪剂1的回采曲线剖面图(双重介质模拟法)；图6是平衡示踪剂2的回采曲线剖面图(双重介质模拟法)；图7是原始示踪剂的回采曲线剖面图(单介质漂移模拟法)；图8是次生示踪剂的回采曲线剖面图(单介质漂移模拟法)；图9是物质平衡法剖面图；图10是井间示踪剂法剖面图。具体实施方式以下结合实施例对本发明作进一步说明。经过多年的实验室和现场试验，我们在国外同类技术的基础上，研究出了适应于中国油田特点和现场应用条件的一套采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法，包括以下步骤：(1)挑选理想的待测井和待测层①从岩性来挑选，不受限制，砂岩、泥岩、灰岩、碳酸盐岩均可以，但回采曲线形状不同。②待测油层必须是水淹油层，油的流动性接近于零。③待测层的固井质量要好，避免注进的示踪剂溶液窜层。④待测层上下隔层的封隔性很重要。首先，隔层是泥岩或者灰岩等，封隔效果良好，保证注进油层的示踪剂溶液必然流入待测层；其次，隔层要有一定的厚度，如果隔层很薄，封隔效果得不到保障。⑤待测井不能选择进行过一段时间注水试验的井，大量注水会使井眼附近的残余油发生不可逆的变化，由于注水的清洗和原油中可溶性成分被溶解带走，都将导致残余油饱和度降低。⑥应避免选择那些经过水力压裂的井。在压裂过的油层中，示踪剂液体不能按照辐射状流动，而且垂直方向上的封隔也可能受到破坏，这些因素使试验结果的解释变得很困难，甚至根本无法解释。⑦除上述诸因素外，还要考虑测试用水水源、合适的采油方式、计量回采液的手段、处理采出液的办法、放置注入设备的地方等，如果是在海上测试，这些都成了主要条件。待测层位选出以后，要收集以下有关参数：井段、厚度、孔隙度、温度、静压、产液量、含水量、地层水矿化度，这些参数将在设计现场测试和解释测试结果时应用。(2)示踪剂筛选与室内参数测定①原生示踪剂为亲油型示踪剂，在油水中的分配系数在2-11之间；②原生示踪剂具有不被油层岩石表面所吸附的特性，并与岩石表面不发生化学反应；③在油层条件下，原生示踪剂能够按照设计的反应速度生成预期的稳定的次生示踪剂，该次生示踪剂必须具有亲水不亲油的特性，在油中的分配系数为0，以保证在回采过程中该次生示踪剂与剩余的原生示踪剂能发生分离；其中，反应速度按照油藏条件，通过专用仪器测定示踪剂在现场地层水中的反应速度来获得；④为了判断现场测试的进度和示踪剂有无漏失或流失等情况，需存在次生示踪剂以外的物质平衡示踪剂，保险起见常用两种平衡示踪剂；⑤原生示踪剂与生成的次生示踪剂无腐蚀性，在原油-污水体系里无表面作用；(3)设计测试规模及关井时间a、根据设备性能、经费预算和需要的测试半径确定测试规模，进而结合选择的示踪剂以及确定的单井残余油饱和度测量范围，基于油藏地层物性参数，采用物质平衡原理设计示踪剂溶液体积；再按照示踪剂溶液体积的2-4倍设计后推液体积，此时灵敏度最好；b、关井时间注完示踪剂溶液和后推液后关井，关井时间的长短用计算水解常数的公式计算；(4)现场测试准备a、待测井的准备：洗井、对待测层封隔，且保证封隔器不漏；b、现场测试装备准备：对地面设备进行改装，并对泵车、配液罐、水车、高压管线进行连接；c、根据设计配方配制示踪剂溶液和后推液，并对示踪剂溶液浓度进行分析，保证要有足够的浓度；(5)从油管先后注入示踪剂溶液和后推液之后开始关井，注入时的泵压始终低于地层破裂压力；(6)开井回采时的产出液取样、检测及记录a、开井后进行取样，取样点靠近井口，在流动液体里取样，取样后马上进行密封冷藏，取样间隔不小于注入1％示踪剂溶液体积所需要的时间，持续时间为2-5天；b、开井取样时同步进行产液量的测量以及相关信息的记录，包括：色谱仪分析的各示踪剂浓度、开井时间、取样时间、样品编号、取样间隔时间、采出液体积、采出速度、回采阶段总时间、采出液体含水百分率、液体温度、ph值、矿化度、样品的外观；(7)做出示踪剂浓度与累积产出液量关系曲线(如图1所示)，结合现场实际地质及生产特征参数，建立符合实际的单井数值模型，并用专有软件模拟示踪剂产出曲线，最后通过拟合结果计算单井残余油饱和度sor。根据上述方法，选择了某油田进行现场试验，具体试验过程如下：(1)油田开发背景介绍某油田为多孔碳酸盐油藏，总厚度45m，平均孔隙度4％，储量3270×104m3。后期采用注水方式开发，剩余油57％。由于储层中还留有大量的石油，计划进行一项试验，以评估进一步水驱开发的潜力。因此需要对残余油饱和度(sor)有准确的了解，由于孔隙度低，测井法不能准确地测出残余油饱和度。本发明的方法具有测试范围大、局限小、周期短、准确度高的特点，选用该方法对油田d2-a井进行残余油饱和度的测定，该井油藏条件为：油藏温度65℃、压力12mpa，地层水矿化度177000ppm,孔隙度4.9％。(2)示踪剂优选与实验室参数测定1)示踪剂的优选筛选标准:a、充分溶于水b、低环境安全风险c、用气相色谱法可以很容易地测定在水中的浓度d、对岩石基体的最小吸附量e、适宜的水解速率(取决于油藏温度)f、合适的分配反应(取决于残余油饱和度)根据d2-a井的油藏温度，各酯的水解速率和分配系数，选择乙酸甲酯作为原生示踪剂，进入地层后水解产生次生示踪剂甲醇，选择非分配的n-丙醇为平衡示踪剂1，分配的i-丁醇为平衡示踪剂2，使用i-丙醇来标注注入流体。2)实验室测定乙酸甲酯的分配系数和反应速率在实验室利用现场活油模拟d2-a井的油藏条件，测定了乙酸甲酯的分配系数ki，以酯浓度作为时间函数计算出在油藏温度下的水解速率常数e，测量数据如表1所示：表1实验室模拟d2-a井油藏条件下示踪剂的e和ki测定表(3)现场参数设计与注入1)测试范围：约6.2m。2)注入段塞设计：预先注入浓度为0.49％的i-丙醇，混合在水罐中，通过环空用精密泵精确注入浓度为2.36％的原生示踪剂乙酸甲酯14.9m3、0.67％平衡示踪剂1n-丙醇、0.63％的平衡示踪剂2i-丁醇，总注入量为52.3m3。在井口处用蒸汽卡车将注入水溶液加热至65-68℃，以避免试验区温度的变化。3)现场注入速度：3.83m3/h。4)关井时间：9.3d。(4)开井生产与浓度监测在关井9.3d后，该井以22m3/d的速度生产10d，累计生产219m3水，延长生产周期，尽可能多产出示踪剂。对回采液中的示踪剂进行浓度检测，示踪剂的回采率均在70％左右，如表2，检测结果表明数据质量良好，测试成功。表2现场检测示踪剂的回采率数据表流体类型示踪剂回采率，％次生示踪剂甲醇-原生示踪剂乙酸甲酯68.9标注剂i-丙醇66.7平衡示踪剂1n-丙醇75.7平衡示踪剂2i-丁醇70.3(5)监测结果解释油藏为碳酸盐岩油藏，为了进一步明确各油藏地质特征对解释结果的影响，采用3种方法，使用专用软件进行检测浓度曲线的解释。双重介质模型法拟合示踪剂回采浓度随产出液体积关系曲线如图3-图6。单介质漂移模型法拟合示踪剂回采浓度随产出液体积关系曲线如图7、图8。物质平衡法绘出示踪剂反应常数与残余油饱和度的关系如图9。用以上三种模型法对示踪数据进行解释，结果如表3。表3d2-a井油藏残余油饱和度解释成果表序号解释方法sorw,％1模拟拟合法--双重介质模型35±32模拟拟合法--单介质漂移模型38±33直接计算--物质平衡法34±3因此结合3种解释方法，本发明方法测得d2-a井的残余油饱和度sorw为34-38％，该结果与邻井取芯法、井间示踪法测试结果进行了比较(如表5)，尽管测试深度有所不同，但是测量结果基本一致，说明了本发明测试结果的准确性。表5d2-a井油藏残余油饱和度解释成果对比表序号测试方法sorw,％1本发明方法34-382取芯(d2-a井附近的观测井)332井间示踪法(距d2-a井64m处测试)35±2(6)结论通过对d2-a井油藏残余油饱和度的监测表明，该井水淹层残余油饱和度范围在34％-38％之间，用不同方法解释得到的sorw相差不大，同时与其他方法测得邻井的残余油饱和度进行对比，结果一致，说明了该本发明回采曲线数据良好，监测的残余油饱和度值具有准确性，获得sorw分布对油田的油藏管理和提高采收率方面将非常有益。该发明将准确评估由于不清楚残余油大小带来的风险，并帮助优化油藏注水开采的成熟度。单井化学示踪剂法监测的残余油饱和度结果也将有助于潜在的提高采收率方法的优选、前后效果对比以及不同提、高采收率过程的试点区的选择。本发明残余油饱和度解释精确度高的原因，除了本方法本身的特点(见有益效果部分)外，还源于对示踪剂的选择标准以及检测方面，如充分溶于水、用气相色谱法可以很容易地测定在水中的浓度、对岩石基体的最小吸附量、适宜的水解速率和分配反应等。当前第1页12