井间示踪剂技术用于三元试验区

1．井间示踪剂技术现场测试及分析。(1)基本原理。井间示踪技术的基本原理是参照测试井组的有关动静态资料，设计测试方案，选择、制备合适的示踪剂，在测试井组的注入井中投加示踪剂，按照制定的取样制度，在周围生产井中取样、制样，在实验室进行示踪剂分析，获取样品中的示踪剂含量。建立测试井组的地质模型，将测试井组的示踪剂采出曲线和动静态资料等相关资料输入计算机，通过拟合计算和分析，最终得到注入流体的运动方向、推进速度、波及情况、储层非均质性以及剩余油饱和度等信息。     

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     

海上油田井间示踪测试示踪剂用量设计优化

井间示踪测试中示踪剂用量设计最常用的方法是总稀释模型和Brigham-Smith模型。详细分析了两种模型的优缺点,总稀释模型无法控制示踪剂的产出峰值浓度,而Brigham-Smith模型具有只适用于五点井网和未考虑井组外的稀释作用两个局限性,并且模型中的弥散常数和峰值浓度两个参数具有不确定性。结合海上油田井间示踪测试的矿场实践经验,考虑注采系统完善程度的影响,提出了优化设计模型,并针对井组外注入水的稀释效应对设计结果进行修正。新的用量设计模型应用于海上油田20余井组的井间示踪测试,计算简便,适应性显著。     

孤岛油田荧光示踪剂井间监测试验

选择特征波长为450nm的荧光物质作为示踪剂来寻找油水井间的窜流通道,通过静态吸附试验计算出荧光示踪剂在岩石中的吸附损失量和估算试验区块地下水体体积,从而计算出注水井所需的示踪剂用量。现场试验注入267m3浓度为15mg/L的荧光示踪剂溶液,历时40h,从15N9注水井注入后,在对应的14口生产井上取水样进行检测,结果表明其中4口井间存在高渗透带或窜流通道。在15N9井调剖后,注水压力由6.0MPa上升到12.5MPa,对应生产井平均单井日增油3.5t,含水下降9.55%。     

聚驱井示踪剂确定剩余油饱和度的数学模型

运用并间示踪剂监测原理,在水驱井间示踪剂确定剩余油饱和度数学模型的基础上,充分考虑了聚合物对示踪剂产出曲线监测的影响,建立了聚驱井示踪剂确定剩余油饱和度的数学模型,研制出聚驱井示踪资料解释的数值模拟软件,并成功应用于大庆油田北1-6井.该软件可使从示踪剂测试中获得信息的准确性大为增加,适用于二次采油、三次采油期间聚驱井地下示踪剂的矿场试验解释.     

姚店油田注水试验区微量物质示踪剂井间监测技术的应用

姚店油田注水试验区王84井组微量物质示踪剂动态监测结果分析表明,井间微裂缝和高渗条带是控制注入水快速突破的主要因素。在注水初期,微裂缝和高渗条带起主要驱油作用,注入水突破是导致含水率快速上升的主要原因。分析认为采用分层注水或周期性注水,可以进一步提高注水波及体积,提高驱油效果。     

数模-井间示踪方法在吉林油田的应用

在分析吉林油田注水井组的动、静态资料的基础上建立了地质模型，利用数模一示踪方法进行模拟计算，得到测试综合解释结果，为地质上的油藏描述提供详尽的依据，对油田的注水调整、控水稳油发挥了较好的指导作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通通道结构识别——以塔河油田十二区TH12370和TH12348井为例

井间连通通道结构的识别能够为油田现场优化开发方案、提高采收率提供重要的依据。为了探索识别缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通结构的有效方法,综合生产动态数据、示踪剂监测资料和地震资料,对塔河油田十二区TH12370井和TH12348井开展系统分析。根据注水受效和示踪剂监测数据确定井间连通性;利用示踪剂浓度变化曲线的特征参数和突破后的无因次累计产出质量曲线对井间连通通道结构进行识别;通过不同属性的地震剖面和缝洞体的三维“雕刻”揭示井间通道的空间发育特征。结果表明,TH12370井和TH12348井之间通道结构由并联管道叠加风化壳构成。研究认为,示踪剂产出曲线的峰型、峰数、峰值强度、推进速度等特征参数和突破后的无因次累计产出质量曲线特征可以有效地识别缝洞型碳酸盐岩油藏井间通道类型和连通结构,而井间连通通道结构的最终确定应综合考虑生产动态和地震资料的解释结果。     

分层多种示踪剂井间监测技术在坨11南断块的应用

简介了题示示踪剂井间监测技术的原理、示踪剂用量设计及所得资料解释方法。在胜坨油田11南断块沙二8砂层组,相隔22或23天,将3组不同的非分配型 分配型示踪剂分别注入3-9-271注水井的沙二81、沙二82、沙二83层,在周围生产不同层位的9口采油井进行监测。以沙二81层为例说明示踪剂产出浓度曲线拟合效果较好。监测资料表明沙二8层的平面和纵向非均质性均较强,有几口井内有窜槽现象。由监测资料确定了3个小层的主要水驱方向。通过监测数据的综合解释,得到该井组的井间高渗层渗透率、厚度、喉道半径、主流通道、波及体积及系数等储层参数,表明井间主流道均为长期注水冲刷形成的高渗层。井区非均质性强,83层尤其突出。根据综合解释结果修正地质模型,应用示踪数值模拟方法,得到了井组3个小层的剩余油饱和度分布图。图6表5参3。     

基于流管模型的裂缝性低渗透油藏井间示踪剂解释模型

裂缝性低渗透油藏的示踪剂产出曲线与常规储层不同,存在多个峰值,需要建立针对裂缝性油藏的示踪剂解释模型。将该类储层中的裂缝系统考虑为多条裂缝条带,并将裂缝条带等效为流管束,建立示踪剂在井间流动的物理模型。基于一维对流扩散方程,沿着流管建立了示踪剂浓度分布数学模型,在生产层将各裂缝条带的浓度叠加后,得到示踪剂浓度产出表达式。敏感性分析表明,随着裂缝条带等效流管数增加,浓度产出曲线峰值下降;随着流管长度增加,生产井见剂时间增长,且峰值浓度降低;随着渗透率和注采压差增大,生产井见剂时间减小,浓度产出曲线带宽增加。现场应用表明,该模型的解释结果与数值模拟解释结果相近,验证了模型的合理性。