油指纹分析法在油田生产动态管理中的应用

　　摘要：本文利用原油油指纹特点，采用生标参数对标，指纹峰分析成功判断B23井的生产层位，并指导生产动态管理，提高砂体开发效果。

　　关键词：油指纹 生物参数对标 指纹峰对比 储层连通性

　　Abstract: This paper uses the characteristics of oil fingerprints, biometric parameters for benchmarking and fingerprint peak analysis to successfully determine the production sand of Well B23, guiding production dynamic management and improving sand body development effects.

　　Keywords: oil fingerprint; biological parameter benchmarking; fingerprint peak comparison; reservoir connectivity

　　1研究背景

　　BZ油田为渤海海域油田，主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，明下段下部主要以曲流河沉积为主，明下段中上部以浅水三角洲沉积为主，孔隙度分布范围7.4%~42.8%，平均32.0%，渗透率分布范围1.6-5604.0mD，平均1087.1mD，主要含油层段为明下段11、I1、V、V油组。

　　A砂体于2007年投产，2注3采，井距300-500m。B砂体于2015年初投产，4注4采，井距300-500m。

　　目标井B23井于2015年9月投产，钻后该井位于A B砂体的断裂带上，与A砂体生产井A8H井井距300m，与B砂体注水井B4井井距230m(图1)。钻后对比图显示储层连续性较好，无明显砂体尖灭，分期沉积显示(图2)。

　　为了更好地开展砂体开发生产动态管理，优化注水方案，需要落实目标井B23井的生产层位及A、B砂体之间的连通关系。

　　2油指纹分析法

　　示踪剂法是油田开发中判断油水井储层是否连通的重要手段，即在注水井中注入示踪剂，观察相应生产井产出水中是否存在注入的示踪剂-2。但因海上油田具有井距大，井网不规则的特点，导致示踪剂测试周期长达100天左右。在油田开发的早期-中期，动态资料较少的情况下，通常利用地层压力分析或地球化学方法(包括地层水分析，原油组分分析及原油色谱指纹分析)来判别油藏流体的连通性2。

　　本文利用油指纹分析法判断相邻井的生产层位是否属于同一砂体。原油是有机物质在适当地质环境下，经过长期物质作用演化而成产地不同、层位不同、年代不同，其物理性质和化学组成都千差万别，如同人类指纹一样具有唯一性，将油品具有指纹特性的化学表征谱图称为油指纹65-0本文将油指纹这一特性应用于油田开发中，对目标井B23井，A砂体生产井A8H，A9H井，B砂体BIH，B2H井生产原油进行油指纹化验分析，判断目标井B23井分别和A砂体、B砂体储层连通关系，修正静态地质认识，指导生产动态管理。

　　2.1生标参数对比

　　通过B1H，B2H，B23，A8H和A9H井生物标志物分析，各井的生标特征基本相同。同时选取常用的油源参数进行比较(图3)，其计算结果基本一致，推断各井为同一油源。

　　2.2 指纹峰对比

　　2.2.1 全烃色谱分析对5口井生产原油样品进行全烃分析。全烃分析采用少量溶剂溶解，直接进样的方式，最好的保留了样品的全部信息，包括轻烃组分(图4)。分析结果显示5口井谱峰基本一致。

　　选取色谱指纹峰进行对比，西部B砂体B1H和B2H井的全烃色谱指纹峰结果差异明显，相关系数仅0.74，B23井和B1H，B2H井的全烃色谱指纹峰相关系数小于0.77，东部A砂体A8H和A9H井全烃色谱指纹峰结果比较一致，相关系数0.97，且B23井与A8H，A9H井相关系数较好，大于0.93通过生标参数的比较，初步判定5口井(B1H、B2H、B23，A8H和A9H)性质较为相似，为相同来源的原油。结合进一步的指纹比较，推测B23井与断层东侧的A砂体的A8H，A9H井连通，与西侧B砂体B1H，B1H井不连通，且B砂体内部B1H和B2H井也不连通。

　　2.2.2饱和烃色质分析

　　原油样品经过族组分分离，进行色谱质谱分析。选取了饱和烃色质谱图中的TIC中含量较高且具有一定差异的色谱峰进行指纹峰比较。B23井于东部砂体的A8H，A9H井饱和烃色质指纹峰相关系数大于096，与西部砂体生产井B1H、B2H井饱和烃色质指纹峰相关系数小于0.76，分析认为B23井与东部砂体为同一砂体。

　　通过油指纹分析，目标井B23井生产层位为东侧的A砂体，其注水井为A砂体的A6井。B砂体与目标井B23井不连通，注水井B4井的受益井为西侧的B砂体的B2H井，且B2H与B1H井储层不连通。因此B砂体的生产动态管理分为北井区，一注一采，B2H，B4，;南井区，三三，B1H、B27.B30，B3，B8，B28井。

　　3砂体生产动态管理

　　B2H井投产初期日产液83m3，不含水，因衰竭开发，产液量不断下降至无液产出。B4井投产后，通过油指纹分析落实与最近井距生产井B23井为不同生产层位，则采用注采比1.25进行强注，注水一年后，B2H井开井恢复生产，日产液52m"，综合含水23%，随后产液量逐渐上升至85m"，含水上升至44%。为控制B2H井含水上升速度，F4井实施周期注水，暂时停注。

　　A砂体注水井A6井提高注水量以增强B23井地层能量水平，产液量从174m"逐步提升至306m3，含水从54%逐步上升至65%，其周边生产井A8H井产液量稳定在161m3左右，待进入高含水阶段后提液生产。

　　4结束语

　　通过油指纹化验分析法，指导判断目标井B23井生产层位为东侧A砂体，与西侧B砂体不连通，且B砂体内部也存在储层不连通的可能性。

　　由于海上油田井距较大，对于砂体的刻画主要采用地震法，刻画精度较大。油指纹分析法是对静态地质油藏认识的补充和精细化，能够更加全面地认识储层展布，指导生产动态管理，助力油田高效开发。参考文献

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文章名称： 油指纹分析法在油田生产动态管理中的应用

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