利用井间示踪剂确定剩余油饱和度的方法

国外对井间示踪剂测试的研究是从本世纪50年代开始的,其早期的分析方法只是定性地判断注水井与生产井之的连通性及主渗条带的存与否,1984年Abbaszadeh-Dehghani和Brigham WE在五点井网中示踪剂流动特征的基础上,成功研制了井间示踪剂产出曲线的解释软件,该软件可以定量求出注水井与产出曲线的解释软件,该软件可以定量求出注水井与生产井之意的高渗透小层的厚度,渗透率等地层参数,我国于80年代后期引入该软件并先后在国内各油田得以推广应用,为注水开发油田后期的开发生产提供了不少有益指导,但该软件所求参只是注水测试资料中获得列多的有用信息,90年代以来,作者在油藏数值模拟的基础上,研制和完善了井间示踪资料解释的数值模拟的基础上,研制和完善了井间示资料解释的数值模拟软件,用该软件完善了井间示踪资料解释的数值模拟条件,用该软件对井间示踪剂产出曲线进行拟合,从而对油藏进行精细描述,为油田后期的发开发生产提供依据和指导。     

用多种放射性同位素示踪剂确定井间剩余油饱和度

渤 2 1断块是一个构造—岩性复合油藏 ,为了配合在该断块开展提高稠油油藏开发的热水驱先导性试验 ,2 0 0 1年在渤2 1- 5 - 15井组实施了用多种放射性同位素示踪剂监测井间剩余油饱和度措施 ,来研究注入水的流动方向和井间剩余油的分布状况 ,为该断块的下一步开发提供依据。1 原理及计算方法1 1　原理该方法是以示踪剂在储层中的色谱分离理论及对流扩散理论为基础 ,在注水井中同时注入两种放射性同位素示踪剂(一种是只溶于水的非分配示踪剂 ,另一种是既溶于水又溶于油的分配示踪剂 ) ,然后在其周围的监测生产井中取样 ,分析其中的放射性物质…     

井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布技术

中原油田胡7南块非均质性严重，大量注水后，储层出现大孔道现象，使注入水沿大孔道短路循环，注入水效率低，水驱波及体积小，加剧了层内、层间矛盾，导致油井含水上升快，水驱动用程度低。为了制订一系列有效的调整方案，提高水驱油效率，决定对胡7南块的7—21、7—189、7—112、7—121四个井组投放示踪剂，利用井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布解释软件描述高渗透水淹层(即大孔道)的厚度、渗透率、孔道半径，并解释剩余油饱和度的分布情况，从而为调剖堵水提供有效依据。     

井间示踪剂测试剩余油饱和度分布技术在卫95块的应用

通过对示踪剂产出曲线的数值分析,即可求得任意时刻的剩余油饱和度分布,从而对油藏进行精细描述,为油田开发生产提供指导。卫９５块油田是一个极复杂的断块油田,经过十几年的注水开发,层间矛盾越来越突出,水驱动用程度低,油藏中剩余油潜力大,应用井间示踪剂测试技术的目的就在于摸清卫９５－１２７井组地下剩余油的大小及分布状况,从而确定挖潜的主攻方向。结果表明,低渗层剩余油饱和度较高,主要集中在井组西部,大小为５     

利用示踪剂方法确定油藏地层参数和剩余油饱和度

针对单一示踪剂测试技术存在的只能计算出水淹层的厚度、渗透率及孔道半径等地层参数,而不能对剩余油定量化研究做出精确计算的缺点,采用了两种示踪剂评价注水开发油藏井间动态连通性和油藏剩余油分布规律,同时对监测结果应用最先进的综合解释技术进行数值模拟分析,得出了储层井间连通状况,物性分布特征等参数,为油藏的注采调整提供了重要的依据。     

用分离示踪剂确定残余油饱和度

通过注入井向地层注入分离示踪剂和非分离示踪剂并定期对距注入井一定距离的第二口井进行测井以确定上述注入示踪剂的达时间及注入量，这样就可得到确定残余油饱和度的油藏信息。     

井间示踪技术求地层参数和剩余油饱和度

常规三维两相非分配示踪剂、分配示踪剂问题的数学模型,其水组分和油组分方程中含有未知量Cww（水组分在水相中的浓度）和Coo（油组分在油相中的浓度）,在对基本模型差分求解时会增加很大的计算量。考虑到Cww≈1,Coo≈1,故令Cww=1,Coo=1,可将水组分和油组分方程简化。给出了该简化模型的隐式差分格式,并用高斯-塞德尔迭代法进行了求解。通过合理设计差分格,使得到的线性方程组系数矩阵严格对角占优,可使求解无条件稳定。与非简化模型计算结果相比,各井地层渗透率误差在2%以内,厚度误差在5%以内,表明简化模型运算精度能够满足要求。在大庆油田南二区N2-2-P38井组进行了该模型的实例应用。试验区注入硫氰酸铵10 t,正丁醇14 t。测得了周围3口油井的采出浓度曲线（另1口油井对应油层未射孔,没有检测到示踪剂）。根据N2-D3-P38、N2-D2-P38和N2-2-P138 3口生产井硫氰酸铵浓度峰值出现时间（152、225和42天）,计算得到注入水沿3口油井方向上的流速（1.65、1.11和5.95 m/d）,进而得到3个方向的平均水相渗透率（0.090、0.0731和0.477μm^2）。通过对含水、产液、压力等动态参数和示踪剂产出曲线的拟合,得到了该井组4个沉积单元（葡I1、葡I2、葡I3、葡I4）的地层参数场和剩余油饱和度分布。图4表1参6     

单井示踪剂法测残余油饱和度技术应用

单井示踪剂法是一种新兴的测残余油饱和度方法。它具有快速、准确、优越等特点。近年来，该方法被广泛应用于高含水油田中，测定目前油层中的残余油数量及分布情况，为研究油层物性和三次采油提供依据。本文介绍了该方法的发展状况，并重点概述该方法的原理及其在胜利石油管理局孤东小井距开发试验区三次采油中的应用。     

用示踪剂确定残余油饱和度的方法

先注入水溶性示踪剂，然后再从井中采出，这样做可以确定井筒周围油层中的残余油饱和度。注入分两次进行：第一次注入后立即开采以便得出一伸基准；第二次注入后浸泡一段时间再开采。比较示踪剂的回采量就可确定油层中的残余油饱和度了。     

单井化学示踪剂测残余油饱和度段塞解释模型

单井示踪剂法测试残余油饱和度技术是一种精度较高的测试方法,探测深度大且具有控制探测深度的能力。经实验室试验证实,示踪剂测试精度为2%~3%孔隙体积,可满足老油田水驱开发和三次采油评价等工作的需要。首次提出了段塞注入解释模型,适用于单层、关井期间地下示踪剂带无显著漂移的矿场试验解释。模型中考虑了试验段塞注入条件和注入液中含有次生示踪剂的校正。应用此解释模型,测试费用低,解释精度高。     

单井化学示踪剂法测残余油饱和度--回顾与展望

经过第一次和第二次采油后 ,还有大量的石油滞留地下深处不能被有效采出。而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 ,这就要求必须采用先进的方法和技术将残余在地下的原油采出 ,也就有了确定SOR的需要。在进行三次采油的潜力评价中 ,SOR是一个至关重要的参数。测残余油饱和度的方法较多 ,但各有优缺点。单井化学示踪剂是其中一种较为有潜力的方法 ,它始于2 0世纪 60年代后期 ,由Cooke首先提出 ,它利用地层的色谱效应 ,用示踪剂法测残余油饱和度。Deans于 1 967年用此法在室内成功地测定了模型内的残余油饱和度 ,1 968年应用于现场获得成功 ,1 971年取得了美国专利权。该法首次现场测试获得成功以来已广泛应用。单井示踪法成本低 ,测定简便 ,测定体积大并且可调 ,应用范围广 ,灵敏准确 ,是测定残余油饱和度的理想方法。作者调研了大量国内外资料 ,对单井化学示踪剂测残余油饱和度的产生背景、应用及其发展作了回顾 ,并在与其它测残余油饱和度进行对比的基础上 ,对其应用发展前景作了展望。     

井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术应用

长期注水开发的老油田,由于主力砂体非均质性严重、水淹程度高、剩余油分散,常规方法难以预测和评价井间高渗通道和剩余油饱和度的分布,因此开展了以示踪剂井间监测为主,与油藏数值模拟有机结合确定井间剩余油饱和度综合评价技术.阐述了井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术方法原理,以及这项技术在港西三区二断块注水井组的应用,并根据测试结果进行了注水井调剖、油井提液和打调整井等措施.综合调整后的生产动态表明,示踪剂测试结果和调整井测井结果及动态特征吻合,各项措施均取得明显效果,为老油田开发中后期应用井间示踪监测技术,指导三次采油的综合调整找出了一条新路.     

剩余油饱和度测井技术进展

介绍了各种测量剩余油饱和度的测井方法,包括核测井、电法测井、声波测井及其它测井方法.简要总结和讨论了国内剩余油饱和度研究中的一些做法和经验.     

井间示踪监测技术在科尔沁油田包26-30井组的应用

利用分配型和非分配型同位素示踪剂,对科尔沁油田包26-30注水开发井组进行了井间示踪生产动态监测,定性给出包26-30井注入水推进方向、速度、井间连通性及储层非均质性的分析解释,定量给出了注采井间剩余油饱和度及其分布规律的综合解释,提出了调整和治理注水开发井组的建议。     

套管井剩余油饱和度测井新技术

针对目前世界上较为先进的PND、RST、RPM、RMT套管井剩余油饱和度测井技术,从脉冲中子发射方式、探测器、测量窗口的设置、时序控制、主要技术特点等方面分析它们的基本采集原理.最后综合对比它们的异同点,以仪器探头类型、源距大小、直径大小对测井响应的影响作为重点,得出新型套管井剩余油饱和度测井仪器的最佳设计方案.     

用声波弹性参数确定剩余油饱和度的方法探讨

基于M.A.Biot理论和J.G.Berryman的自治理论，考察了饱和泥质砂岩在不同孔隙度和泥质含量条件下，储层岩石的声学弹性中的压缩系数随不同含水饱和度的变化情况。研究结果表明，岩石的声学压缩系数主要受其孔隙度、泥质含量和所饱和流体的性质的影响，孔隙度和泥质含量是影响岩石的声学压缩系数的主要因素，流体饱和度次之。岩石的孔隙度和泥质含量越高，其声学压缩系数越大；随着含水饱和度的升高(含油饱和度的降低)，其声学压缩系数越小。用岩石的声学压缩系数确定储层剩余油饱和度值基本可行，如果对储层进行时间连续声波测井，有可能监测到储层剩余油饱和度的变化情况。