薛素麗, 諸葛月英, 閆愛華, 郭發(fā)軍, 李康, 衛(wèi)香莉, 王紅梅

(1.中國石油集團測井有限公司華北事業(yè)部, 河北 任丘 062552;2.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院, 河北 任丘 062552)

0 引 言

華北油田冀中地區(qū)油藏的地質(zhì)年代跨度大,從新生界到太古界,以第三系的砂泥巖油藏和古潛山碳酸鹽油藏為主。大部分油藏埋藏深度范圍為2 000～4 000 m,地層溫度主要分布范圍80～150 ℃,壓力分布范圍為10～40 MPa,儲層孔隙度分布范圍為8%～35%,滲透率為0.01～1 000 mD*非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2, 下同,既有低孔隙度低滲透率儲層又有高孔隙度高滲透率儲層。地層水Cl離子濃度主要分布范圍1 000～20 000 mg/L,少部分油藏地層水Cl離子濃度大于20 000 mg/L,地層水Cl離子最低濃度約400 mg/L。冀中地區(qū)已進(jìn)入開發(fā)中后期,一般多套層系同時開發(fā),不同層系間、層間物性差異大,油水關(guān)系復(fù)雜,大部分主力油藏水淹程度較高,剩余油分布情況復(fù)雜。常用的PND、RST、RPM、RMT、PSSL全譜剩余油飽和度測井技術(shù)[1-5]主要采用非彈測量模式和俘獲測量模式,非彈測量模式不受地層水礦化度的影響,但對地層孔隙度的要求較高;俘獲測量模式適于高礦化度儲層。PNN測井通過探測沒有被地層俘獲的熱中子,在低礦化度、低孔隙度條件下可以保持較高的熱中子計數(shù)率,提高了在低礦化度低孔隙度地層的測量精度[6-7],但是,仍然難以滿足冀中地區(qū)低礦化度低孔隙度儲層的要求。2013年9月中國石油集團測井有限公司華北事業(yè)部引進(jìn)了在PNN測井技術(shù)上發(fā)展起來新的測井技術(shù)——TNIS(Thermal Neutron Imaging System)熱中子成像測井系統(tǒng)。與PNN測井儀相比TNIS測井系統(tǒng)的中子發(fā)生器產(chǎn)額更高、更穩(wěn)定,儀器性能更加穩(wěn)定。其熱中子俘獲成像和熱中子衰減成像,使解釋結(jié)果更直觀。TNIS測井記錄的熱中子時間譜更長,記錄點加密,在低礦化度低孔隙度儲層表現(xiàn)更加優(yōu)良。目前共在冀中地區(qū)測井20井次,取得了較好的應(yīng)用效果。

1 測量原理

TNIS簡稱熱中子成像測井系統(tǒng),儀器向地層發(fā)射14.1 MeV的快中子,經(jīng)過一系列的非彈性碰撞(10-8～10-7s)和彈性碰撞(10-6～10-3s),當(dāng)中子的能量與組成地層的原子處于熱平衡狀態(tài)時,中子不再減速,稱為熱中子。此時它的能量約為0.025 eV,與地層原子核發(fā)生的反應(yīng)主要是俘獲反應(yīng)。該儀器利用2個高精度3He探測器,探測沒有被地層俘獲的熱中子,記錄從快中子束發(fā)射后15～2 700 μs時間內(nèi)的熱中子計數(shù)率衰竭狀況,以每15 μs作為1個時間道,每個探測器均將其時間譜記錄分成180個時間道,根據(jù)各道記錄的熱中子計數(shù)率生成熱中子衰減譜和地層熱中子俘獲譜,直觀分辨近井地帶的油氣水分布,計算含水飽和度。

2 低礦化度適用性分析

2.1 蒙特卡羅數(shù)值模擬方法

利用MCNP軟件對TNIS測井在低礦化度下孔隙流體性質(zhì)識別能力進(jìn)行研究[8-9]。MCNP是一種能夠模擬連續(xù)能量的粒子在任意幾何形狀的模型中輸運且與時間相關(guān)的大型通用模擬軟件。模擬時建立相應(yīng)的計算模型,通過逐一記錄單個粒子的歷程,對粒子和原子核發(fā)生碰撞時的位置、能量、運動方向、反應(yīng)類型、源分布等多方面進(jìn)行抽樣,最終通過大量粒子的平均結(jié)果反映粒子在物質(zhì)中的輸運過程。

模型由3部分構(gòu)成(見圖1):①TNIS測井儀由中子源、遠(yuǎn)、近探測器組成;②井眼由流體、套管和水泥環(huán)組成;③地層。

圖1 TNIS蒙特卡羅模擬計算模型

模擬條件:儀器直徑43 mm,中子源脈沖寬度3 μs,發(fā)射2×108個能量為14.1 MeV的熱中子,近、遠(yuǎn)探測器源距分別為430、652 mm;井眼流體為淡水,井眼直徑215.9 mm,水泥環(huán)厚度38.1 mm,套管外徑139.7 mm,壁厚7.72 mm;地層為純砂巖

(SiO2),厚度120 cm,半徑65 cm,純砂巖Σma值9 c.u.*,原油的Σo值為18 c.u.。模擬地層水礦化度(NaCl濃度)分別為10 000、6 000、4 000 mg/L,地層水俘獲截面Σw分別為25.5、24.2、23.5 c.u.,地層孔隙度分別為30%、20%、10%,含油飽和度分別為0%、30%、70%。模擬近探測器處記錄的熱中子時間譜,記錄時間為快中子束發(fā)射后15～2 700 μs,每道為15 μs。為了減少統(tǒng)計漲落的影響,統(tǒng)計的熱中子計數(shù)率截止時間是從快中子束發(fā)射到熱中子衰減到計數(shù)率為1 s-1時所經(jīng)過的時間。

2.2 蒙特卡羅數(shù)值模擬結(jié)果

通過MCNP模擬計算得到不同礦化度、孔隙度、含油飽和度模擬條件下地層俘獲截面和近探測器的計數(shù)率截止時間對比表(見表1)。

表1 低礦化度儲層蒙特卡羅數(shù)值模擬對比表

*非法定計量單位,1 c.u.=10-3cm-1,下同

蒙特卡羅數(shù)值模擬結(jié)果顯示,在礦化度(NaCl濃度)為4 000～10 000 mg/L、孔隙度大于20%的地層,利用俘獲截面和計數(shù)率截止時間均可以分辨油水關(guān)系。礦化度(NaCl濃度)為4 000～6 000 mg/L、孔隙度為10%的地層,不同含油飽和度的俘獲截面差值和相對變化率明顯減小,說明隨著礦化度和孔隙度的同時降低,俘獲截面的油水分辨能力明顯減弱。表1中不同含油飽和度的計數(shù)率截止時間差值為15～92 μs,相差1～6個時間道,所有低礦化度模擬條件下,計數(shù)率截止時間相對變化率均明顯高于俘獲截面的相對變化率。表1中計數(shù)率截止時間相對變化率是截止時間差值與全部記錄時間的比值,通過截取尾部時間譜,還可以放大截止時間差異,在礦化度(NaCl濃度)為4 000～6 000 mg/L、孔隙度為10%的地層,也可以很好地分析油水關(guān)系,說明TNIS測井利用熱中子計數(shù)率成像可以輔助俘獲截面成像在低礦化度、低孔隙度儲層更好地分析油水關(guān)系。

PNN測井記錄快中子束發(fā)射后30～1 800 μs的熱中子計數(shù)率,每道為30 μs。而TNIS測井記錄快中子束發(fā)射后15～2 700 μs的熱中子計數(shù)率,每道為15 μs。TNIS測井記錄的熱中子時間譜更長,記錄點加密。從表1可以看到,在礦化度(NaCl濃度)為4 000～10 000 mg/L、孔隙度為10%的地層,TNIS測井計數(shù)率截止時間為1 800～2 000 μs,超出了PNN測井記錄的時間譜。因此,在低礦化度、低孔隙度儲層TNIS測井比PNN測井油水識別能力更強。

TNIS測井充分利用了儀器記錄的全部熱中子時間譜,時間譜的尾部雖然受到統(tǒng)計起伏的影響,但TNIS測井儀具有統(tǒng)計起伏小和停機測量的功能,并且通過解譜軟件將熱中子衰減尾部的統(tǒng)計漲落避去,能保留較多的孔隙流體信息,提高了在低孔隙度、低礦化度儲層的流體性質(zhì)識別能力。

實際應(yīng)用中發(fā)現(xiàn),TNIS測井在孔隙度大于20%、地層水Cl離子濃度大于1 000 mg/L的儲層也可以識別油水關(guān)系。如,應(yīng)用實例中L1x、L2井地層水Cl離子濃度分別為1 098、991 mg/L。同樣在地層水Cl離子濃度大于40 000 mg/L、孔隙度大于5%的儲層也可以識別油水關(guān)系。如,應(yīng)用實例中Z1井,地層水Cl離子濃度為45 198.8 mg/L,15

～17號層孔隙度在4.85%～10.0%范圍內(nèi)。

3 解釋方法

采用改進(jìn)的φ—Σ交會圖法(見圖2)解決低礦化度非均質(zhì)儲層的飽和度計算[7]。圖2中橫坐標(biāo)是用孔隙度進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化的Σ,即ΣNor=Σ×φ。該解釋方法充分考慮了地層孔隙度、泥質(zhì)含量的影響。通過分別確定經(jīng)孔隙度校正后的純水線和純烴線,并對骨架的俘獲截面進(jìn)行泥質(zhì)含量校正,運用內(nèi)插法計算含水飽和度。

圖2 改進(jìn)的φ—Σ交會圖

純水線計算式為

Σw100=[ΣmaSHC(1-φ)+Σwφ]φ

(1)

純烴線計算式為

Σw0=[ΣmaSHC(1-φ)+Σhφ]φ

(2)

式中,ΣmaSHC為經(jīng)過泥質(zhì)校正后的巖石骨架的宏觀俘獲截面,由式(3)計算

(3)

其他任何點的含水飽和度計算式為

(4)

式中,Σlog為地層俘獲截面的測井值,c.u.;Σma、Σsh、Σh、Σw分別為骨架、泥質(zhì)、烴、地層水俘獲截面,c.u.;Vsh、Vma分別為泥質(zhì)和純骨架在地層中的體積含量,%;φ為孔隙度,%。

該解釋方法排除了泥質(zhì)含量及孔隙度對測量值的影響,經(jīng)過孔隙度校正擴大了孔隙流體的信息,提高了在低礦化度、低孔隙度地層的飽和度計算精度,適用于泥質(zhì)含量變化較大的非均質(zhì)地層。

4 TNIS測井在低礦化度油藏的應(yīng)用效果

4.1 應(yīng)用效果

在冀中地區(qū)共進(jìn)行TNIS熱中子成像測井20井次,目的層段均為第三系砂泥巖油藏,其中85%的井地層水Cl離子濃度低于10 000 mg/L(見圖3)。共解釋潛力層131個層,總厚度393.9 m(見表2)。根據(jù)TNIS熱中子成像測井資料實施卡層補孔作業(yè)14井次,經(jīng)試油和產(chǎn)出剖面驗證,21個層符合,5個層不符合,解釋符合率為80.8%。這些油井測井前,含水率均大于9%。截止2015年8月措施作業(yè)累計增油14 481 t。

圖3 TNIS熱中子成像測井井次及其礦化度分布范圍

表2 2013至2015年冀中地區(qū)TNIS測井識別潛力層統(tǒng)計表

圖4 G1井TNIS測井解釋成果圖

4.2 應(yīng)用實例

4.2.1 識別低電阻率油水同層,找到完井解釋遺漏的潛力層

G1井油層段位于ES1、ES2,為砂泥巖地層,孔隙度分布范圍為11.4%～26.1%,地層水Cl離子濃度5 539.1～7 160.9 mg/L。2014年4月2日對該井進(jìn)行TNIS熱中子成像測井,經(jīng)資料處理解釋發(fā)現(xiàn)補8、補9號層2個完井解釋遺漏的潛力層(見圖4)。與10號層(水層)相比,在補8、補9號層熱中子俘獲譜后曳時間相對較長,熱中子衰減譜顯示后時間道還有一定量的熱中子,熱中子俘獲成像邊緣幅度較高。經(jīng)過定量計算,補8、補9號層的孔隙度分別為22.38%、14.21%,含油飽和度分別為32.95%、30.57%,將補8號層解釋為油水同層,補9號層物性相對較差,解釋為差油層。這2個層泥質(zhì)含量分別為34.67%、31.48%,泥質(zhì)含量較高,電阻率分別為3.0、3.5 Ω·m,而8號層(完井解釋和TNIS解釋均為油層)的電阻率為8.0 Ω·m,10號層(完井解釋和TNIS解釋均為水層)的電阻率為3.6 Ω·m。由于補8、補9號層泥質(zhì)含量高造成這2個層電阻率低,與水層相當(dāng),且2個層有效厚度分別僅有2.1、1.1 m,因此完井解釋遺漏了這2個潛力層。

4.2.2 識別水淹層

Z1井的油層段位于ES4,為砂泥巖地層,孔隙度分布范圍為4.85%～13.03%,滲透率為0.1～8.3 mD,為低孔隙度、中低孔隙度低滲透率地層,地層水Cl離子濃度為45 198.8 mg/L。該井于2000年7月射開17～19號層投產(chǎn),2014年12月23日對該井進(jìn)行TNIS熱中子成像測井(見圖5)。與完井解釋成果對比,射孔層段17～19號層,含油飽和度明顯降低,且自然伽馬出現(xiàn)異常高值,有水淹跡象。17、18-1號層水淹程度較輕,解釋為低水淹層。18-2、19-2號層熱中子俘獲譜后曳時間相對較長,熱中子俘獲成像邊緣幅度高于19-1、19-3號層,解釋為中水淹層。在19-1、19-3號層,計算的剩余油飽和度分別為24.2%、26.0%,水淹程度高,解釋為高水淹層。未射孔層15、16號層孔隙度分別為6.91%、8.32%,根據(jù)TNIS資料計算的含油飽和度分別為31.78%、27.35%,這2層物性較差,解釋為差油層。

4.2.3 TNIS解釋結(jié)論與試油結(jié)果一致

L1x井的油層段位于Ng,為砂泥巖地層,孔隙度分布范圍為17.1%～28.5%,地層水Cl離子濃度為1 098.8 mg/L。2013年12月6日對該井進(jìn)行TNIS熱中子成像測井。該井僅20號層射孔生產(chǎn),測井前日產(chǎn)液34.0 t/d,日產(chǎn)油0.8t/d,含水97.6%。從TNIS測井成果(見圖6)看,在20號層熱中子衰減譜顯示后時間道熱中子少,熱中子俘獲成像邊緣幅度低,定量計算該層孔隙度為20.7%,含油飽和度為19.5%,將該層解釋為高水淹層。19號層完井解釋為油層,與20號層相比,該層熱中子俘獲成像邊緣幅度較高,定量計算該層孔隙度為20.8%,含油飽和度為36.5%,未達(dá)到油層標(biāo)準(zhǔn),將該層解釋為油水同層。2014年2月根據(jù)TNIS測井成果,灰封20號層,補開19號層頂部3.2 m。措施后,日產(chǎn)液26.0 t,日產(chǎn)油6.7 t,含水74.2%,日增油5.9 t。到2015年8月已累計增油1 799 t。TNIS解釋結(jié)論與試油結(jié)果一致。

圖5 Z1井TNIS測井解釋成果圖

4.2.4 TNIS解釋結(jié)論與產(chǎn)液剖面測井成果一致

L2井為一口關(guān)停井,油層段位于Ng底礫巖頂部,為砂泥巖地層,孔隙度分布范圍為25.3%～34.9%,為高孔隙度、中高滲透率油藏,地層水Cl離子濃度為991.0 mg/L。該井所在斷塊為一邊底水油藏。1993年7月射開該井8、9號層,初期日產(chǎn)純油21 t,1994年5月見水,見水后含水快速上升,1998年11月日產(chǎn)液32.9 t,日產(chǎn)油2.0 t,含水93.9%。1998年12月,補開10號層與8、9號層合采,初期日產(chǎn)液28.4 t,日產(chǎn)油10.6 t,含水62.6%。

圖6 L1x井TNIS測井解釋成果圖

圖7 L2井TNIS與產(chǎn)液剖面測井成果對比圖

之后,含水迅速上升,2000年3月因高含水關(guān)井。關(guān)井前日產(chǎn)液57.8 t,日產(chǎn)油1.0 t,含水98.3%。該井于2014年6月9日進(jìn)行TNIS熱中子成像測井。8、9、10號層的TNIS測井解釋結(jié)論與隨后的2次產(chǎn)液剖面測井結(jié)果一致。從TNIS測井成果(見圖7)看,8號層下部1 746.0～1 748.3 m段,熱中子俘獲譜后曳時間較長,熱中子衰減譜顯示后時間道還有一定量的熱中子,熱中子俘獲成像邊緣幅度較高,定量計算該層孔隙度為26.4%,含油飽和度為30.3%,將該層解釋為油水同層。而9、10號層熱中子俘獲成像邊緣幅度明顯低于8號層,定量計算孔隙度分別為33.8%、35.3%,含油飽和度分別為16.33%、11.62%,將這2層解釋為含油水層。之后采油廠進(jìn)行措施作業(yè),對8、9、10號層擠堵,重射10號層頂部。2014年7月9日產(chǎn)液剖面測井成果顯示,10號層日產(chǎn)油1.3 m3,日產(chǎn)水14.4 m3,與TNIS含油水層解釋結(jié)論一致。2014年10月采油廠實施措施,灰封10號層,重射8號層、9號層頂部2 m。2014年10月29日產(chǎn)液剖面測井成果顯示,灰面密封;9號層日產(chǎn)油0.5 m3,日產(chǎn)水0.8 m3;8號層日產(chǎn)油4.7 m3,日產(chǎn)水11.8 m3。8、9產(chǎn)液性質(zhì)與TNIS解釋結(jié)論一致。分析認(rèn)為,該井開采初期,采油速度過快,造成邊水錐進(jìn),經(jīng)過長期關(guān)井,油水界面得到恢復(fù),恢復(fù)開采后,該井控制了采油速度,目前,仍然保持日產(chǎn)油3.4 t,日產(chǎn)水14.1 t,含水76.0%。到2015年8月已累計增油1 031 t。通過該斷塊2口關(guān)停井的TNIS測井資料,采油廠對該斷塊的剩余油分布進(jìn)行重新認(rèn)識,計劃部署新井10口,恢復(fù)老井5口,預(yù)計恢復(fù)及新建產(chǎn)能29 100 t。

5 結(jié) 論

(1) 蒙特卡羅數(shù)值模擬結(jié)果表明,在低礦化度模擬條件下,計數(shù)率截止時間相對變化率均明顯高于俘獲截面的相對變化率,通過截取尾部時間譜,可以放大截止時間差異,在礦化度(NaCl濃度)為4 000～6 000 mg/L,孔隙度為10%的地層,也可以很好地分析油水關(guān)系。說明TNIS測井利用熱中子計數(shù)率成像可以輔助俘獲截面成像在低礦化度、低孔隙度儲層更好地分析油水關(guān)系;TNIS測井比PNN測井記錄的熱中子時間譜更長,記錄點加密,在低礦化度、低孔隙度儲層油水識別能力更強。

(2) 采用改進(jìn)的φ—Σ交會圖法解決低礦化度非均質(zhì)儲層的飽和度計算。該解釋方法排除了泥質(zhì)含量及孔隙度對測量值的影響,經(jīng)過孔隙度校正擴大了孔隙流體的信息,提高了在低礦化度、低孔隙度儲層的飽和度計算精度。

(3) 20井次的測井實例表明,TNIS測井適用于低礦化度儲層的剩余油飽和度評價,在尋找潛力層、識別低電阻率油層、識別水淹層方面取得良好效果,根據(jù)資料進(jìn)行卡層補孔作業(yè)見到明顯增油效果。

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