肖承文, 柳先遠, 周波, 田隆梅, 王華偉, 李新城

(中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院, 新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

隨著勘探開發(fā)的深入,塔里木油田部分老油氣田進入中高含水期,原始的油水界面和水驅(qū)前緣不復(fù)存在,水驅(qū)油田測井解釋作為石油開發(fā)中的重要環(huán)節(jié)就顯得愈來愈重要[1]。準確確定剩余油分布是提高采收率的基本要求,也是剩余油飽和度測井的重要任務(wù)。塔里木油田現(xiàn)有的套后飽和度監(jiān)測技術(shù)主要是中子壽命測井系列、碳氧比測井以及過套管電阻率測井,而在高含水階段,單井縱向上剩余油挖潛的主要對象是孔隙度偏低的差油層(≤10%)和薄儲層(≤1 m)。

塔里木油田的應(yīng)用表明,中子壽命測井技術(shù)在塔里木油田中高孔隙度(孔隙度大于10%)、高礦化度地層(礦化度大于100 000 mg/L)以及低電阻率油層識別發(fā)揮了重要的作用,取得了良好的應(yīng)用效果[2],但是其無法識別淡水水淹層;碳氧比測井不受礦化度影響,但是對孔隙度要求較高(孔隙度大于15%)[3-4],且現(xiàn)有碳氧比儀器指標不能滿足塔里木油田部分儲層的溫度要求(≥120 ℃);過套管電阻率測井縱向分辨率在1 m以上[5],且難以建立起分區(qū)分層系的儲層流體判別標準,影響了該項技術(shù)的推廣應(yīng)用。經(jīng)過10余井次的應(yīng)用,套管井地層動態(tài)測試器(CHDT)在其他技術(shù)手段無能為力的復(fù)雜水淹層評價中彰顯了其獨特的優(yōu)勢,取得了良好的生產(chǎn)效果。

1 儀器原理

套管井地層動態(tài)測試器(CHDT)利用柔性鉆軸穿透套管、水泥環(huán)和地層,鉆一個小孔進行預(yù)測試,包括壓降、流動壓力及壓力恢復(fù),通過石英和應(yīng)變壓力計測量壓力,如果符合測試要求,則可以進行泵抽采樣。在采樣過程中利用實時電阻率和可組合的流體性質(zhì)分析模塊直接進行流體性質(zhì)和流體組分的分析,以判斷水淹狀況;根據(jù)測試需要,也可選擇進行PVT取樣。流體分析模塊主要包括LFA和CFA。LFA(Live Fluid Analyzer)模塊應(yīng)用透射光譜分析和反射光譜分析的方法實現(xiàn)取樣過程中對流體性質(zhì)的檢測,通過對流線中流體的透射光譜分析,可以確定流體性質(zhì)和流體的相對含量;對反射光譜的分析可以指示流線中是否有氣體存在以及氣體相對含量。而CFA(Composition Fluid Analyzer)則是利用紅外光譜和激發(fā)熒光的測量方法來確定氣體組分含量和識別流體類型,在區(qū)分氣藏和凝析氣藏中有較好的應(yīng)用[6]。

與其他套管井測井儀器不同,單點測試結(jié)束之后,CHDT需要用機械堵塞器密封套管內(nèi)的鉆孔,形成雙向均可承受68.9 MPa壓差的有效堵塞,從而把地層與井眼封隔開,而且孔塞高度防腐,不妨礙套管平滑。CHDT技術(shù)可方便地對多個儲層直接進行流體性質(zhì)和產(chǎn)能評價,而不必進行射孔作業(yè)和復(fù)雜的擠水泥作業(yè),極大地節(jié)約了作業(yè)時間和成本[7-8]。CHDT技術(shù)就是在MDT[9]基礎(chǔ)上,增加了鉆孔和堵孔的功能。

表1 CHDT儀器性能指標表

*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2 應(yīng)用實例分析

2.1 CHDT在清污混注油藏中應(yīng)用,準確確定縱向剩余油分布和壓力保持程度

A油田東河砂巖油藏是塊狀底水構(gòu)造油藏,是塔里木油區(qū)埋藏最深的砂巖油藏,儲層為一套巨厚海相石英砂巖,砂巖成熟度高,以細砂巖和粉砂巖為主,巖石成分組成總體上表現(xiàn)為石英含量高、巖屑和長石含量低的特征,平均石英含量72%。油藏溫度達到145 ℃,壓力達到64 MPa,自上而下分為7個砂層組,平均孔隙度為13.5%,為中孔隙中滲透儲層,地層水礦化度23.4×104mg/L。油藏縱向上隔夾層非常發(fā)育,各個砂層組采出程度差異較大,導(dǎo)致剩余油分布極為不均衡,早期油藏清污混注,淡水水驅(qū)前緣和分布規(guī)律不清,地層水礦化度不明,給套后飽和度測井帶來極大的困難。

A1井是A油田2007年投產(chǎn)的1口開發(fā)井,完井測井解釋油層44 m,中-高水淹層86.5 m,投產(chǎn)油層段×798.0～×801.0 m、×823～×825.5 m,2013年8月高含水關(guān)井,進行了常規(guī)中子壽命測井和RST測井(見圖1),中子壽命測井俘獲截面曲線值為13 c.u.*非法定計量單位,1 c.u.=1×10-3 cm-1,下同左右,局部高值和低值均是泥質(zhì)和鈣質(zhì)的響應(yīng);FCOR為剝譜法計算的遠探測器碳氧比曲線,FWCO為窗口法計算的遠探測器碳氧比曲線。在×837 m以下,巖性、物性均沒有明顯的變化,但是FWCO和FCOR均呈現(xiàn)明顯的高值,呈現(xiàn)出含油的特征,與靜態(tài)資料認識的高水淹、中水淹相矛盾,無法為該井下一步的措施作業(yè)提供可靠的挖潛層位。

圖1 A1井測井曲線回放圖

為了落實縱向上剩余油分布,促進該井剩余油的動用,2014年該井進行了CHDT測試。在×813 m鉆進2.98 in,泵抽后很快出油,實時觀測含水率在10%以下,從CFA可見為黑油,測試地層壓力為51 MPa,較原始油藏虧損14 MPa,說明該層能量補充不足。在×833 m鉆進3.41 in之后泵抽也很快出油,實時觀測含水率逐漸穩(wěn)定在75%左右,從CFA可見為黑油,測試地層壓力位58 MPa,說明該層段注水受效,能量比較充足。對×812.5～×816.0 m井段進行深穿透射孔投產(chǎn),日產(chǎn)油16.8 t,水2.6 t,含水13.4%,與CHDT測試結(jié)論基本相符。

該井經(jīng)過CHDT多點的測試,不僅明確了縱向上各個剩余油的分布,為下一步挖潛提供了可靠的措施層位,還落實了各層壓力保持程度,為井組注水受效關(guān)系的調(diào)整提供了有力的技術(shù)支持。

2.2 CHDT在薄砂層中應(yīng)用,準確確定水淹層水淹級別,落實區(qū)塊油藏潛力

B油田縱向發(fā)育2套儲集層,上層為中泥巖段薄砂層,下層為東河砂巖。其中薄砂層主要發(fā)育3套薄砂層儲層,厚度分布在0.6～1.8 m,平均厚度為1 m左右,儲層物性以中孔隙度中滲透率為主,平均孔隙度為13%,油藏溫度113.86 ℃,油藏壓力54.02 MPa,地層水總礦化度23.2×104mg/L。

圖2 B1井測井曲線回放圖

B1井是B油田構(gòu)造西北邊部位的1口水平井,目的層是東河砂巖,薄砂層位于大斜度段(見圖2),井斜為60°,完井測井解釋差油層4.9 m/3個層。由于該區(qū)域沒有投產(chǎn)或者測試過薄砂層,導(dǎo)致對該區(qū)域薄砂層油藏潛力認識不清。因此,進行了CHDT測試,測試結(jié)果如表2所示,1、3號解釋層均已高水淹,2號解釋層CHDT測試壓力恢復(fù)極慢,結(jié)合完井測井GR曲線以及導(dǎo)眼井三孔隙度曲線分析,該層泥質(zhì)重,物性差,綜合定性為干層。

CHDT技術(shù)在B1井中的應(yīng)用,克服了各向異性和大斜度井身結(jié)構(gòu)的影響,準確確定了各個薄砂層水淹級別,落實了區(qū)塊剩余油的分布狀況,為滾動開發(fā)區(qū)塊的優(yōu)選提供了可靠的決策依據(jù),同時3個點完美封堵,也展現(xiàn)了CHDT技術(shù)在超深復(fù)雜管柱結(jié)構(gòu)下作業(yè)能力。

表2 B1井CHDT測試成果表

B2井是B油田構(gòu)造高部位的1口直井開發(fā)井,目的層是東河砂巖。薄砂層完井測井解釋3 m/2個層,平均孔隙度13.5%,2口鄰井對薄砂層油藏進行開采,已經(jīng)高含水,累計生產(chǎn)原油280 000 t,為落實該井薄砂層剩余油分布情況,2014年對該井×015.6 m進行了CHDT測試,測試點開始泵抽后很快出油,且無水侵顯示。從CFA可見為黑油,測試地層壓力為33.8 MPa,表明該井薄砂層儲層雖然未水淹,但是鄰井開發(fā)已經(jīng)波及該井,壓力虧損嚴重,急需補充地層能量。

受圍巖和低孔隙度的影響,中子壽命測井無法準確確定薄砂層水淹狀況,CHDT技術(shù)在B2井中的成功應(yīng)用,表明CHDT技術(shù)在薄砂層水淹層評價中具有直接準確的優(yōu)勢。

2.3 CHDT在低電阻率油層中應(yīng)用,準確確定水淹級別

C油田縱向發(fā)育5套儲集層,JⅣ油藏為東西走向背斜構(gòu)造邊水油藏,地層水礦化度201 688 mg/L,儲層為高孔隙度中高滲透率儲層,平均孔隙度為21%,油藏溫度為105 ℃。完井油層電阻率0.45 Ω·m,與水層電阻率基本相當。油藏具有低電阻率油藏的特征,成因主要是高礦化度的束縛水飽和度較高,此外,砂巖儲層中較多自生黃鐵礦的存在也是引起電阻率低的重要原因[10]。

C1井是C油田1口水平開發(fā)井,目的層為三疊系TⅢ油組,侏羅系油藏位于直井段,由于工程原因,侏羅系完井未進行完井電測,目前三疊系油組高含水低產(chǎn)能,需要落實該井侏羅系儲層流體性質(zhì)。該井首先進行了過套管電阻率測井(CHFR),CHFR電阻率均在0.6 Ω·m以上,顯示侏羅系油藏基本全為油層特征,鑒于該井侏羅系油藏水淹狀況影響井組注采井網(wǎng)的完善,為了進一步驗證CHFR測試結(jié)果,進行CHDT測試,CHDT測試結(jié)果如表3所示。表明侏羅系出現(xiàn)不同程度的水淹,其中頂部存在一定的剩余油,通過樣品的化驗分析結(jié)果和CHDT的實時監(jiān)測結(jié)果對比表明,CHDT實時的流體分析技術(shù)是可靠的,同時也表明由于缺少區(qū)域過套管電阻率流體識別圖版和經(jīng)驗,直接借鑒裸眼井的經(jīng)驗和流體識別圖版,CHFR解釋結(jié)果出現(xiàn)較大偏差。

表3 C1井CHDT與CHFR測試結(jié)果對比表

CHDT技術(shù)無需依賴完井電測資料,直接對儲層流體性質(zhì)進行精確評價,在缺少完井電測資料的井中,CHDT技術(shù)是套后水淹層評價的首選技術(shù)手段。

2.4 CHDT通過準確PVT取樣,確定氣藏類型

圖3 C2井地層流體相態(tài)圖

圖4 C2井油氣藏流體類型三角圖

CHDT的PVT取樣,不僅可以避免泥漿侵入的影響,更重要的是通過泵抽壓力的控制,可以避免流線壓力變化造成儲層流體性質(zhì)的變化,能夠較準確地反映儲層流體性質(zhì),在C2井的成功應(yīng)用,為該氣藏開發(fā)方案的制定提供了有力的技術(shù)支持。

3 問題分析

CHDT技術(shù)推廣應(yīng)用的過程也暴露了一些需要注意的問題。

(1) 在作業(yè)的27個點中,有3個點堵孔失敗,有1個點取樣失敗,導(dǎo)致了復(fù)雜的工程作業(yè)善后,主要原因是地層出砂影響儀器的正常工作,在已知出砂井或者出砂層應(yīng)用CHDT要慎重,避免測試失敗或者堵孔失敗,浪費監(jiān)測費用和時間。

(2) 在27個作業(yè)點中,3個點測試失敗,其中1個點確實是因為地層物性偏干所致,另外2個點都是因為測試點選取不當所致,在應(yīng)用CHDT技術(shù)的過程中,一定要重視施工設(shè)計,根據(jù)不同的測試目的和地層特征,優(yōu)選儀器模塊組合,甄選層內(nèi)物性好的點位進行測試,保證測試成功率。

(3) 確保固井質(zhì)量,避免管外竄槽影響測試結(jié)果。

4 結(jié) 論

(1) CHDT技術(shù)通過鉆穿套管水泥環(huán)對地層進行壓力和流體性質(zhì)分析,在塔里木油田水淹油藏水淹層評價中取得了良好的生產(chǎn)效果,特別是在低孔隙度、薄砂層、清污混注、低電阻率油層等復(fù)雜油藏中,在大斜度井、缺少完井測井資料井等復(fù)雜井況中具有直接準確的優(yōu)勢,成為塔里木油田套后飽和度監(jiān)測的重要補充技術(shù)。

(2) CHDT技術(shù)通過LFA、CFA等模塊,在井底實時進行流體性質(zhì)和流體組分分析,分析結(jié)果準確可靠,為老井挖潛層位的優(yōu)選提供了及時可靠的決策依據(jù)。

(3) CHDT技術(shù)在識別儲層流體性質(zhì)的同時,可以通過對地層反復(fù)的壓力測試,落實儲層壓力保持程度,為井組注采關(guān)系的調(diào)整和隔夾層有效性的識別提供有力的技術(shù)支持。

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