讲述： 宋海 西北油田石油工程技术研究院完测所测井室主任 整理：曹俊
“卡脖子”难题
西北油田有两大产油区块，其中顺北区块井深达到了8000米，超深带来了高温高压，塔河区块地层温度上限为150摄氏度，顺北区块达到了160摄氏度，仅仅10摄氏度的差距就让测试地层储量的跟踪剂失效了，难以实现识别储层产量的目标。
主要成果和创新点
西北油田技术团队开展有针对性的攻关，以塔河老区的试剂为基础，研发出了在160摄氏度高温下依旧性能稳定的制剂，并在此基础上形成了适应顺北超深井不同井段的跟踪剂体系。
攻关故事
与塔河区块“缝洞成藏”相比，顺北区块的油气成藏于大断裂带上，埋藏深、压力大、温度高。技术人员把塔河油藏形容为地下“桂林山水”，把顺北油藏则形容成沟壑纵横的地下“黄土高原”。秀丽与苍茫，都是好风景。
在顺北区块开发中，我们的任务就是利用示踪剂测试储集体，让深埋于地下的无限风光呈现在人们面前。主要的技术方法是在实施地层压裂时，让不同种类的示踪剂溶液随着压裂液进入储层，后期在压裂液返排和原油产出时，通过在井口取样检测示踪剂类型和浓度来推测井下不同储层的产出量，进而测算出每个储层的产出贡献，达到识别储层产量高低的目的。
然而，当我们拿着在塔河区块得心应手的方法来到顺北，却碰了一鼻子灰。
首先，原来用于塔河的示踪剂只适应于平均深度6000米左右、温度上限为150摄氏度的地层，到了8000米以下，地层温度达到160摄氏度，示踪剂因高温失效而导致监测数据丢失。
同时，塔河区块所用的示踪剂主要是用来监测两口井的连通情况，只需在一口井注入溶于水的水相示踪剂，就可在另一口井取样进行测试，根据取样见示踪剂的时间和多少来判定两口井连通性的强弱，间接得出整个地层的发育程度。而顺北区块的油藏溶洞产生于地层更深的大断裂带上，用示踪剂对产出剖面监测，只能本井注入本井采出。因此在顺北区块超深水平井，需要同时监测压裂液返排和原油产出情况，就要用到溶于水的水相示踪剂和溶于油的油相示踪剂。
顺北5-8CH井刚进入部署阶段时，我和同事们就开始了耐高温示踪剂的研究。我们从市场100多种示踪剂中选择了耐高温的水相示踪剂35种、油相示踪剂30种，不断修改设计方案，调整配方，直到所有试验数据都达到满意的标准，才在该井进行试验。
去年10月，深秋的顺北沙漠天高云淡、千里铺金，我们开始了现场试验。
顺北5-8CH井酸压设计为两个井段，均在8600米以下，所以需要耐高温的水相示踪剂和油相示踪剂各两种，我们在第一段注入了水相示踪剂W1和油相示踪剂O1，在第二段注入了水相示踪剂W2和油相示踪剂O2。
用水相示踪剂W1和W2监测初期压裂液返排情况，目的是确定哪段返排的压裂液多；油相示踪剂O1和O2则监测后期原油产出的情况，目的是确定储层的主产层和次产层。
在井口取样之后，我们对样品进行检测，发现第二段的示踪剂浓度为第一段的7倍以上，从而得出结论：第二段为高产出层。
对顺北5-8CH井这样的超深缝洞型油井进行示踪剂的产出剖面监测，不但验证了示踪剂耐温性，而且是在深度达到8500米以下完成的，创造了利用示踪剂进行产液剖面监测的施工纪录，为其他超深缝洞型油气井的产出剖面监测提供了成熟经验。从此，借助新的示踪剂，我们终于可以饱览顺北地下山河的大好风光了！
