多井研究:应用脉冲中子测井资料确定未开采油层

2010-10-13编译喻益明测试技术服务分公司监测技术研发中心

石油石化节能 2010年5期

关键词：中子含水饱和度

编译:喻益明 (测试技术服务分公司监测技术研发中心)

审校:张兴平 (大庆油田工程有限公司)

多井研究:应用脉冲中子测井资料确定未开采油层

编译:喻益明 (测试技术服务分公司监测技术研发中心)

审校:张兴平 (大庆油田工程有限公司)

在得克萨斯西部和加利福尼亚南部的一些地区,应用过套管脉冲测井来进行水驱和CO2驱监测。通过与时间推移脉冲中子测井资料对比,可以确定含水、含气及含油饱和度随时间的变化情况。应用时间推移脉冲中子测井来进行水驱和CO2驱监测的理论和方法,可用于识别一次开发油田中未进行开采的油层。在水驱和CO2驱过程中,把脉冲中子测井基础资料与随后进行的时间推移脉冲中子测井资料进行对比发现,脉冲中子孔隙度和Σ测量值的变化与油、气、水饱和度变化相关。大多数的生产井没有脉冲中子测井基础数据,但其中的许多井有孔隙度和电阻率测量数据,这些数据是在下套管前采集到的。但要把各种脉冲中子测量结果与原始的孔隙度和电阻率资料结合起来进行一致性评价,仍面临着许多挑战。本文给出了一种方法,可以把现在的脉冲中子测井结果与原始的孔隙度和电阻率测量结果结合,形成一个综合的岩石物理模型。该模型可同时给出原始地层原油储量及目前地层原油储量。在多井研究的基础上,描述了脉冲中子测量结果是怎样与原始裸眼井测井资料结合来识别未开采油气层的。在对未开采油层油气产量进行分析的基础上,重新设计了完井方案并加以实施,结果使油气产量及已证实的油气储量大幅增加。

脉冲中子测井岩石物理模型资料校正提高油气产量

1 前言

从20世纪80年代早期开始,海上油气田“路易斯安那”投入了开发。在几个海上平台上钻了大约59口生产井并完井。生产层位包括几个高产的砂岩油气层。

后来,该油田被转卖给另外一家公司。新的经营者录取了脉冲中子测井资料,打算对一口特殊的井进行评价以确定是要重新完井还是报废。

作为评价过程的一部分,发现该油田的大部分井都有脉冲中子测井资料。根据这些丰富的资料,决定应用原始的裸眼井测井资料及后来进行的过套管脉冲中子测井资料,进行多井岩石物理分析,帮助经营者确定油气原始地层产量及进行脉冲中子测井时的地层油气产量。

该方法首先需要创建一个岩石物理模型。模型要求必须有主要的储层矿物成分及储存流体分析数据。此外,还要对所用的裸眼井资料及过套管脉冲中子测井资料进行检查,必要时进行数据标准化。

第二步就是把脉冲中子测井资料与岩石物理模型相结合,即用中子俘获截面Σ作为冲洗带测量结果,而用裸眼井深电阻率值作为非冲洗带测量结果。这样可以同时计算地层原始含水饱和度和当前含水饱和度。

该方法的最后一步就是把当前含水饱和度值与原始含水饱和度值进行比较,进而给出需要增加的候选完井层位以及要钻的新井位置。

2 岩石物理模型

进行任何多井岩石物理分析的第一步都是要确定储层的组分。

图1给出了该油田的典型测井系列。最左道的绿线是伽马测井曲线,红线是井径测井曲线。右道给出的是阵列感应电阻率曲线。最右侧的数据道给出的是中子和密度测井曲线,蓝色为中子孔隙度,红色为密度。

通过对测井曲线的分析对比,可以断定该层段内发育有几个砂岩体。从最上部向下400 ft(1 ft= 30.48 cm),电阻率显示高值,中子和密度交会面积较大,表明这一段是含油气层,成分主要为气。

图1中下一个砂岩层位从590 ft到640 ft。该层段电阻率很高,但中子和密度曲线分离不大,表明该段是含油气层;而中子和密度的交会面积却很小,表明该层是油层,并且油气比非常高。底部从670 ft处开始是砂岩层。该处中子和密度曲线没有交会,并且电阻率值很低,这表明该层只含有少量油气并被水填充。

图1 典型的裸眼井测井系列曲线

图2给出的是由图1所示的井中求得的中子孔隙度 (NPHI)与体积密度 (RHOB)的交会图。该交会图证实了地层主要由黏土和砂岩组成,并且气影响较大。图中泥岩沿着白云岩/泥岩线,纯砂岩沿着砂岩线,受气影响的砂岩部分在图的左上部四分之一处。白云岩/泥岩线和砂岩线之间的点是泥质砂岩。

图2 中子孔隙度 (NPHI)与体积密度 (RHOB)的交会图

根据交会图及当地有关资料,基本岩石物理模型包括黏土、石英、油、水和气。根据交会图以及当地的信息,黏土可以用伊利石和蒙脱石来建模。

由于纯砂岩层的自然伽马测量值应该在10～15 GAPI单位之间,而此处的读数却在30～50 GAPI单位之间,这可能也是纯砂岩,但应在分量模型中添入正长石和钾长石成分。

根据中子孔隙度和体积密度交会图,以及当地相关信息,岩石物理模型中所包含的体积成分应是伊利石、蒙脱石、石英、正长石、油、水和气。

用来求解这些体积含量的方程是中子孔隙度、体积密度和电阻率方程。注意,要求的体积成分要比方程中所包含的要多。它们用另外的常量关系式给出。第一个常量关系式是蒙脱石的体积含量,它是根据伊利石和石英的体积含量百分数给出的。第二个是正长石的体积含量,它是石英和伊利石的体积含量百分数的函数。

图3给出的是应用基础裸眼井测井资料得出的岩石物理分析结果。最右道给出的是储层组分:灰色代表伊利石,棕色代表蒙脱石,画斜线的灰色部分代表黏土束缚水,黄色代表石英,粉色代表正长石,红色代表气,绿色代表油,橙色代表受冲洗的油气,白色代表水。

图3 裸眼井岩性分析基础数据

该岩石物理模型成功地识别出砂岩层。同时,利用该模型也可以识别含水、含油和含气的层位。

3 脉冲中子

图1中的井已经生产了几年,为了评价其目前地层原油状况,决定进行脉冲中子测井。

脉冲中子仪器可以测量三个主要参数。最常用的两个参数是Σ和热中子孔隙度。一些脉冲中子测井仪还可以测量其他常用参数,如基本俘获谱。

中子俘获截面Σ是用来衡量地层吸收中子的程度。大多数油气层吸收的主要是氯。

热中子孔隙度与远探测器上的脉冲中子计数率及远探测器上的计数率成正比。关于其他的热中子测量,孔隙度主要与含氢指数或某一给定地层内的氢原子数量有关。由于气层内氢的聚集浓度较低,热中子孔隙度在气层可忽略不计。

对热中子孔隙度读数进行岩性和气影响的校正,这对于建立精确的岩性物理模型是一个关键步骤。尽管在脉冲中子评价过程中有许多限制条件,但如果可以从其他来源获得孔隙度和岩性资料,则大部分问题就可以解决,而仅剩的Σ值可当作一个模型输入量来计算地层油气含量。

把脉冲中子数据与裸眼井的岩石物理计算结果结合起来,还有另外一层意义,那就是脉冲中子数据可在规则的层段处获得,从而可以给出储层生产的动态或时间推移曲线。

图4给出热中子孔隙度与中子俘获截面Σ的交会图。脉冲中子孔隙度数据一般可通过在砂岩点顶部拟合出的一条线给出,岩石骨架和共生水的Σ值可以推算出来。这种情况下,岩石骨架的Σ值约为6,这与常用的石英的俘获截面相一致。这条线也可以给出共生水的Σ值,约为64个俘获单位。

图4 中子孔隙度与中子俘获截面Σ交会图

在对应泥岩的点的顶部划 (拟合)出一条线,由此可确定黏土骨架Σ值和黏土束缚水的Σ值。此处,黏土的Σ值为24,共生水的Σ值为45。绿线表示的是从骨架到油的Σ值,约为22个俘获单位。红线表示的是骨架到气的Σ值,约为9～13个俘获单位。落在泥岩线以下的点的区域用蓝色表示。氢线与含水饱和度成正比。由于骨架的体积含量和孔隙度数据可以从裸眼井资料获得,只有共生水和黏土束缚水的Σ值需要从交会图上获得。

应用Σ值确定含水饱和度的原理方程如方程(1)所示。

式中Σlog——测井曲线读出的Σ值;

Σma——骨架Σ值;

Vma——骨架体积含量;

Σw——水的Σ值;

Vw——水的体积含量;

Σhyd——氢的Σ值;

Vhyd——氢的体积含量。

根据中子孔隙度和体积密度交会图,结合本地信息,岩石物理模型中包含了伊利石、蒙脱石、石英、正长石、原油、水和气的体积含量。

用来计算这些体积含量的方程有中子孔隙度、体积密度及电阻率方程。注意,这里所需要的体积含量参数比方程中包含的要多。它们用常量关系式另外给出。第一个常量关系式是蒙脱石的体积含量,用伊利石和石英的体积含量百分数表示。第二个常量关系式是正长石的体积含量,它是石英和伊利石体积含量百分数的函数。

除Σ值外,模型中的油、水、气的体积含量可以被分成未被侵入带流体体积含量和侵入带或浅侵入带流体体积含量。最终的模型中包含伊利石、蒙脱石、石英、正长石、未侵入带油、未侵入带水、未侵入带气、侵入带油、侵入带水及侵入带气的体积含量。这实际上是两个模型,一个是含油模型,一个是含气模型。油气模型之间的转换可由分析人员控制,或是根据中子密度交会图中的颗粒密度或其他的测量数据进行转换。

图5 采用电阻率和Σ值进行对比分析

图5给出利用裸眼井中获取的岩石物性资料和在右侧岩性特征曲线中的Σ值进行的岩性分析结果。左侧的岩性特征道给出的是应用裸眼井测井资料计算出的岩石物理结果。最右道给出的是应用原始的深电阻率资料得出的含水饱和度与用Σ值得出的含水饱和度值的叠加图。偏差用淡蓝色阴影表示。

通过对比分析,可以了解含水饱和度随时间的变化情况,从而证实采用由裸眼井分析及Σ时间推移资料得出体积含量是一种可行的解释方法。

4 资料的审核和校正

资料审核的内容包括客户提供的该油田内59口井的激光校准数据 (LAS)。其中58口井有某种形式的体积密度、中子孔隙度,深侧向电阻率和伽马资料,只有55口井有Σ数据。有几口井的测井数据不是同一井次录取的,需要把这些资料拼接到一起。

此外,同一口井但不是同一井次的测井资料,彼此之间要进行深度校正,以确保所有的数据深度一致。接下来就是要把裸眼井数据与套管井的测井数据、热中子孔隙度及Σ值的深度进行匹配。

5 测井数据的标准化

测井数据的标准化主要是在核测井测量同一油藏或地质层段的基值的标准化方面有争议。

通常,要求在一个层段上测地面真值,从而使其有充分的动态范围来调整不同测量数据的最小、最大和中间值。

第一步是确定不同井之间的同位地层 (图6)。这里给出的层位是从众多层位中选出来的。这里有大约3 000个层段用于标准化。对于基线的测量,在每个平台上,采用1～2口井的最新测井数据作为每个单独平台的基值。

图6 标准化层位对比

图7给出目标井的体积密度 (蓝色)和基值(绿色)的直方图。图7b给出的是标准化后的直方图。这里对每一口井的体积密度、热中子孔隙度、伽马和Σ测量数据都进行了标准化。

对测井数据标准化需要特别注意。如果没有足够大的层段来确定正确的最大和最小值以及每个参数正确的动态范围,那么标准化时可能会产生较大的计算误差。

6 分析结果

图8中,右侧的岩性道给出采用裸眼井的物性参数和Σ值进行岩石物性分析的结果;左侧的岩性道给出的是利用原始的裸眼井测井资料得出的物性分析结果;最右侧一道给出的是由Σ值得出的含水饱和度与采用原始的深电阻率得出的含水饱和度值的迭加图。淡蓝色阴影表示的是偏差。对比表明在采气过程中气水界面随时间的变化逐渐升高。要注意Σ值在新的气水界面处是怎样升高的。

图7 标准化前后体积密度响应

图8Σ识别气水界面变化

图9显示的是一个未开采层位。该层位的含水饱和度仍为原始值。即使这个层位很薄,它也可以进行开采。

图10中,右侧的岩性道给出采用裸眼井的物性参数和Σ值进行岩石物性分析的结果;左侧的岩性道给出的是利用原始的裸眼井测井资料得出的物性分析结果;最右侧一道给出的是由Σ值得出的含水饱和度与采用原始的深电阻率得出的含水饱和度值的迭加图。淡蓝色阴影表示的是偏差。对比分析表明该层位只剩残余油,应该进行封堵。

图9 具有原始含水饱和度的层位

图10 具有残余油饱和度的层位

图11中,右侧的岩性道给出的是采用裸眼井的物性参数和Σ值进行岩石物性分析的结果;左侧的岩性道给出的是采用原始的裸眼井测井数据得出的物性分析结果;最右侧一道给出的是由Σ值得出的含水饱和度与采用原始的深电阻率得出的含水饱和度值的迭加图。淡蓝色阴影表示的是偏差。对比分析表明该层段的下部开始出水,上部含水饱和度仍接近原始值。