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[摘 要]动态监测技术是“油田开发的眼睛”，是油藏开发决策的重要依据。高渗透砂岩油藏在注水开发过程中随着含水的上升，注水流线也随之发生了变化。因此监测技术起到了至關重要的作用。本文以某油田一断块为例，通过监测资料应用来解决油藏开发过程中存在的问题。
[关键词]动态监测 油藏开发 资料应用 措施
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0360-01
1、油藏特征
该油田发育储层主要为明化镇组下段和馆陶组，上第三系为河流相沉积，明化镇组属于曲流河沉积，馆陶组属于辫状河沉积。明化镇组和馆陶组为高渗透砂岩储层，孔隙度32%，空气渗透率3253×10-3um2，砂岩类型主要有粉细砂岩、细砂岩、中细砂岩、中砂岩和粗砂岩。埋藏深度1347.6～1990.4m，属正常压力系统，原始地层压力16.14MPa，饱和压力12.94MPa，压力系数1.0。目前采出程度52.8%，综合含水92.5%，采油速度0.52%。
2、监测资料应用情况
2.1、压力测试
（1）试井资料分析水驱效果。该断块自2014年以来实施水井压力降落31井次，明确了地层能量、渗透性及地层污染情况。其中对Z7-14-1井连续3年监测资料显示，该井区地层压力保持较好，但是有效渗透率从4.78 ×10-3μm2，上升到12.04×10-3μm2，由此可见长期注水形成了渗流孔道，导致水驱效果变差。再如ZX9-13-3井试井资料显示表皮系数为0.15，即可说明该井筒附近受到污染，下步计划对实施其超声波解堵措施。
（2）评价各砂体能量保持情况。2016年以来一断块实施油井测压测试16口；从2016年各个层系油井测静压得知明三4、明三5、馆一1砂体压力系数基本保持在1左右，能量保持较好，而馆二5砂体压力系数较低0.7左右，其他层系（明三7、明三3、明二8）压力系数较低为0.79，由此得知明三7、馆二5砂体能量不足，需要对该砂体加强注水。
（3）绘制压力等值线图。利用油井压力测试资料可以砂体压力等值线图，清楚地看出砂体的高低压井区，为下步油藏开发指明方向。例如通过该断块明三4砂体压力等值线图，可以看出砂体Z8-15井区地层压力较高，Z8-13-3井区压力较低。如图1
2.2、井间监测为调整注水流线提供依据
通过井间示踪剂监测可以了解砂体水驱速度及水线方向，从而判断水淹情况，相应采取间歇式注水，油井改变生产制度等措施来改变水驱流场方向。
2.3、产吸剖面评价油层动用情况指导下步工作
根据同位素吸水剖面及氧活化测试结果，共指导水井分注5口。例如Z4-24-5井笼统注水时只有一个层吸水，其余3个注水层位均不吸，为此我们对该井实施新分注，增加一个吸水层，油层动用程度由36.4%提高到58.9%。如图2
2.4、饱和度测井指导油井措施
应用饱和度测井资料指导剩余油挖潜工作，取得效果显著。如ZX6-14-2井根据饱和度测试资料，射开馆一层系强水淹层及油水同层合采，初期最高日产油9.6t，含水77%，到目前累计增油407吨。
2.5、工程测井了解油水井管柱情况
通过测陀螺、测四十臂、磁定位、测伽马等工程测井可以了解管柱的套变情况及落实井轨迹，对今后油水井措施及侧钻井铺垫基础。再者，可以通过所有套变井的套变井段、层位来总结一定规律，如该油田一断块的套变油水井位置基本集中在明化层系，分析原因得知与采液强度、注水强度、出砂等有一定关系。
2.6、开展PNN找气
通过测PNN可以判断气层，2013-2016年在一断块开展气井措施PNN找气测试4井次，最高日产气2.8万方，截止目前日产气0.15万方，累计采气569万方。
3、存在问题及下步对策
（1） 测试井号不能覆盖整个砂体，影响分析效果。针对此问题我们在编制监测方案时尽量选取砂体代表性井号作为监测点，比如在砂体的高部、腰部、低部位各选一口，另外最好定一口连续监测井，即每年监测。
（2） 测试工作受外部因素影响正常进行。在实际生产中，我们经常会遇到一些地面原因导致测试工作无法正常进行，这就需要我们搞好与地方协调工作，使我们的测试工作如期完成。
4、结论
（1）、目前高含水、高采出程度的油藏开发阶段，压力测试、产吸剖面、剩余油饱和度依然是主导测试手段。
（2）、针对各油藏特征编制合适的监测方案，在选择监测点上需要有代表性、连续性，在结果上应具有可对比性。
（3）、动态监测工作与二次开发、三次采油紧密联系，相辅相成，不可分割。随着油田开发历程的不断增加，原始油藏资料已经发生了很大变化，而只有动态监测技术不断地跟进，随时监测着油藏的动态变化，才能确保二次开发、三次采油的成功，最终提高采收率。
参考文献
[1] 李景彩，韩永治，李凌云，杨圣贤，肖坤，郑亚丽《动态监测技术在砂岩油藏注水开发初期的应用》，江汉采油工艺，2004，第8卷，第1期.
[2] 余晓琴，张勇，郭立烨《生产动态监测技术在苏北注水开发油田中的应用》，华东油气勘探，2007，第25卷，第2期.
[关键词]动态监测 油藏开发 资料应用 措施
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0360-01
1、油藏特征
该油田发育储层主要为明化镇组下段和馆陶组，上第三系为河流相沉积，明化镇组属于曲流河沉积，馆陶组属于辫状河沉积。明化镇组和馆陶组为高渗透砂岩储层，孔隙度32%，空气渗透率3253×10-3um2，砂岩类型主要有粉细砂岩、细砂岩、中细砂岩、中砂岩和粗砂岩。埋藏深度1347.6～1990.4m，属正常压力系统，原始地层压力16.14MPa，饱和压力12.94MPa，压力系数1.0。目前采出程度52.8%，综合含水92.5%，采油速度0.52%。
2、监测资料应用情况
2.1、压力测试
（1）试井资料分析水驱效果。该断块自2014年以来实施水井压力降落31井次，明确了地层能量、渗透性及地层污染情况。其中对Z7-14-1井连续3年监测资料显示，该井区地层压力保持较好，但是有效渗透率从4.78 ×10-3μm2，上升到12.04×10-3μm2，由此可见长期注水形成了渗流孔道，导致水驱效果变差。再如ZX9-13-3井试井资料显示表皮系数为0.15，即可说明该井筒附近受到污染，下步计划对实施其超声波解堵措施。
（2）评价各砂体能量保持情况。2016年以来一断块实施油井测压测试16口；从2016年各个层系油井测静压得知明三4、明三5、馆一1砂体压力系数基本保持在1左右，能量保持较好，而馆二5砂体压力系数较低0.7左右，其他层系（明三7、明三3、明二8）压力系数较低为0.79，由此得知明三7、馆二5砂体能量不足，需要对该砂体加强注水。
（3）绘制压力等值线图。利用油井压力测试资料可以砂体压力等值线图，清楚地看出砂体的高低压井区，为下步油藏开发指明方向。例如通过该断块明三4砂体压力等值线图，可以看出砂体Z8-15井区地层压力较高，Z8-13-3井区压力较低。如图1
2.2、井间监测为调整注水流线提供依据
通过井间示踪剂监测可以了解砂体水驱速度及水线方向，从而判断水淹情况，相应采取间歇式注水，油井改变生产制度等措施来改变水驱流场方向。
2.3、产吸剖面评价油层动用情况指导下步工作
根据同位素吸水剖面及氧活化测试结果，共指导水井分注5口。例如Z4-24-5井笼统注水时只有一个层吸水，其余3个注水层位均不吸，为此我们对该井实施新分注，增加一个吸水层，油层动用程度由36.4%提高到58.9%。如图2
2.4、饱和度测井指导油井措施
应用饱和度测井资料指导剩余油挖潜工作，取得效果显著。如ZX6-14-2井根据饱和度测试资料，射开馆一层系强水淹层及油水同层合采，初期最高日产油9.6t，含水77%，到目前累计增油407吨。
2.5、工程测井了解油水井管柱情况
通过测陀螺、测四十臂、磁定位、测伽马等工程测井可以了解管柱的套变情况及落实井轨迹，对今后油水井措施及侧钻井铺垫基础。再者，可以通过所有套变井的套变井段、层位来总结一定规律，如该油田一断块的套变油水井位置基本集中在明化层系，分析原因得知与采液强度、注水强度、出砂等有一定关系。
2.6、开展PNN找气
通过测PNN可以判断气层，2013-2016年在一断块开展气井措施PNN找气测试4井次，最高日产气2.8万方，截止目前日产气0.15万方，累计采气569万方。
3、存在问题及下步对策
（1） 测试井号不能覆盖整个砂体，影响分析效果。针对此问题我们在编制监测方案时尽量选取砂体代表性井号作为监测点，比如在砂体的高部、腰部、低部位各选一口，另外最好定一口连续监测井，即每年监测。
（2） 测试工作受外部因素影响正常进行。在实际生产中，我们经常会遇到一些地面原因导致测试工作无法正常进行，这就需要我们搞好与地方协调工作，使我们的测试工作如期完成。
4、结论
（1）、目前高含水、高采出程度的油藏开发阶段，压力测试、产吸剖面、剩余油饱和度依然是主导测试手段。
（2）、针对各油藏特征编制合适的监测方案，在选择监测点上需要有代表性、连续性，在结果上应具有可对比性。
（3）、动态监测工作与二次开发、三次采油紧密联系，相辅相成，不可分割。随着油田开发历程的不断增加，原始油藏资料已经发生了很大变化，而只有动态监测技术不断地跟进，随时监测着油藏的动态变化，才能确保二次开发、三次采油的成功，最终提高采收率。
参考文献
[1] 李景彩，韩永治，李凌云，杨圣贤，肖坤，郑亚丽《动态监测技术在砂岩油藏注水开发初期的应用》，江汉采油工艺，2004，第8卷，第1期.
[2] 余晓琴，张勇，郭立烨《生产动态监测技术在苏北注水开发油田中的应用》，华东油气勘探，2007，第25卷，第2期.