过套管电阻率（CHFR）测井技术在南中国海上油田应用效果评价

2013-11-04田翔中海石油中国有限公司深圳分公司生产部广东深圳518067

石油天然气学报 2013年9期

田翔（中海石油（中国）有限公司深圳分公司生产部，广东深圳 518067）

李黎，谢雄，胡文丽，唐放（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广东广州 510240）

南中国海绝大多数海相砂岩油田经过长期的开发导致油藏的油水关系混乱，剩余油分布错综复杂；受储层非均质性和层间干扰影响，各油藏水淹层段极不均匀，死油区很难得到有效动用。利用测井技术正确评价油层水淹程度，寻找剩余油富集区，指导油田进一步调整和开发，是油田急需解决的难题［1］。核测井方法已成为套管井中含油气饱和度评价的重要方法［2］，但由于核测井探测深度的限制及对储层孔渗特征、地层水硫化度的要求［3］，不能满足在复杂的地层和井况条件下定量监测剩余油分布的需要；而过套管电阻率CHFR（cased hole formation resistivity）测井可以进行地层电阻率测量，将裸眼井条件下最直观、简单、有效、成熟的电阻率地层含水饱和度评价方法应用于套管井地层评价，克服套管井核测井探测深度小，受井眼、套管、地层非均质性等因素影响较大等限制［4，5］。

1 CHFR 测井原理

套管井测井和裸眼井测井在物理上的显著区别是井眼套管本身即是一个巨大的导电电极，它把电流传导到地层中去。电流沿着电阻率最小的路径完成电流回路，因此在低电阻率的钢质套管和地层之间，大部分电流会沿套管流动，但是小部分低频交流电流或直流电流将泄露到地层中去。当外加电流流入井眼附近岩石时会产生电势差和地层漏电电流，这时可利用欧姆定律计算储层流体的电阻率［6，7］。

2 CHFR 测井的应用

2.1 取代裸眼井测井识别地层含油气性

海上油田钻井难度大、风险高且费用昂贵。基于减少裸眼井不稳定性和不利于测井条件下带来风险的考虑，或者是出于提高经济效益的考虑，使用套管测井取代裸眼井测井，可以获得完整的地层饱和度分析所需的数据，利用油气层同水层的电阻率差别可以识别油气层。

2.2 识别漏失的油气层

许多老油田中存在漏失的油气层，占潜在可采储量的很大一部分，这些漏失的油气层不仅包括因裸眼井测井资料解释失误而漏掉的油气层或错判的油气层，还包括有意留出的薄差层和多年开采以后重新饱和的油层，CHFR 测井评价方法可以方便对老套管井进行评价，以识别漏失的油气层。

2.3 油藏动态监测

对一油藏来说，不论是靠天然能量开采还是靠注水开发，随着开采历程的推进，储层流体性质将发生较大变化，尤其是电阻率参数［8］。CHFR 测井探测深度为2～10m，在套管井中进行多次的CHFR 测井是油藏动态监测的有效手段之一，能跟踪油藏流体饱和度的变化和监测正常生产和注水过程中的流体界面位置。通过将套管测井获得的储层电阻值与裸眼井电阻值进行比较分析，根据其差值来判断和认识层段水淹情况。当套管测井电阻值小于裸眼井电阻值时，表明层段已水淹，其差值越大，水淹越严重；反之，则表明未水淹或水淹很弱。通过将套管测井与裸眼井电阻值比值与裸眼井测井的原始含油饱和度进行对比，计算目前的含油饱和度，获得对剩余油分布的定量化认识［9］。

3 CHFR 与核测井的比较

目前套管井烃类饱和度评价主要有核测井和过套管电阻率测井两种方法。国外几种先进的脉冲中子套管井核测井技术，主要是利用14MeV 的脉冲中子源产生的快中子与井眼和地层中各元素发生核作用后，通过探测非弹性散射伽马射线、俘获伽马射线或者热中子，进行能谱分析和校正，求出地层中C、O、Si、Ca等元素的相对丰度，进一步求出储层的含油饱和度［10］。

核测井与CHFR 测井方法各有优缺点，分别适应于不同的储层及井况条件。CHFR 测井的探测深度显著大于当前使用的核测井方法，可以测量得到接近真实的地层电阻率。CHFR 测井测量的电阻率不受井眼冲蚀的影响，对井眼流体不敏感，可在低孔和低矿化度的条件下应用，并且可以直接的与裸眼井电阻率测井曲线进行比较，而这些条件均不利于核测井方法的精确评价。

由于CHFR 测井依赖于下井仪器、套管和地层之间良好的电学接触进行测量，套管腐蚀、套管接箍、井筒结垢、固井质量和地层水矿化度变化会给测量和解释带来困难，CHFR 测井只能应用于单层套管井中，并且不适用于高地层电阻率储层，而核测井却不受上述因素的影响，可以和CHFR 测井形成互补。

CHFR 测井和核测井是通过2种途径、解决同一问题的套管井烃类饱和度测量方法，2种技术可以结合在一起，相互配合、相互弥补，以提供更好的饱和度评价。

4 现场应用实例

4.1 判断油水界面促老井挖潜

惠州26－1油田是一个边、底水能量充足的多层砂岩油田，探明地质储量超过5000×104m3（图1）。HZ26－1－16A 井是位于油田构造高点的一口生产井，合采M10和M12两个底水油藏，从1991年投产后到2006年8月已累产105×104m3，含水超过90%。为了准确认识剩余油的分布规律，从而有针对性进行挖潜调整井的部署，对该井在1837～2485m（MD）井段进行了CHFR 测试。

对该井主力油藏M10射孔段的CHFR 测试结果（如图2）显示，底水的非均匀推进造成生产层段已经大部分水淹，其中第1个隔层下部（2427～2433m）底水驱动程度较高，剩余油饱和度只有40%；而隔层上部（2419～2426.5m）含水饱和度为20%，剩余油饱和度达60%。第2个隔层下部的油饱基本保持为原始含油饱和度。CHFR 测试结果验证了在该油田一直存在的泥岩隔层对剩余油分布规律的影响，指明了在存在隔层分布的部分射开井寻找阁楼油的剩余油挖潜方向。

4.2 确定未动用油藏的含油性

CHFR 测井可以应用于漏失油藏的含油气识别，评价未开发油藏的烃类饱和度。HZ26－1－16A 井在2310～2320m 层段的CHFR 结果显示L30油藏油柱高度几乎未动用，含油饱和度高达80%（图3）。结合其他井的储层饱和度测井仪（RST）测试资料及领眼井资料，于2007年1月在L30边水油藏侧钻分支水平井HZ26－1－12SbMa、Mb，分采泥岩隔层上下部分剩余油（图4）。该井采用裸眼完井方式，完钻后水平段有效长度565m，储层渗透率预测为1200mD。投产后初产油量达到1367BOPD（日产油桶数1BOPD＝158.98L／d），含水率57.05%。

图1 惠州26－1油田M10油藏构造图及HZ26－1－16A井位

图2 HZ26－1－16A井M10油藏CHFR 测试结果图3 HZ26－1－16A井L30油藏CHFR 测试结果

4.3 结合数模分析剩余油分布

油藏数值模拟研究是油藏管理的主要手段和工具。在没有油藏监测资料之前，油藏数值模拟的主要拟合指标是产量、含水率和压力。通过结合CHFR 测井等动态监测资料，能够在数值模拟中更直观地定量拟合剩余油饱和度［11］。

图5和图6分别是HZ26－1－16Sa井在M10油藏和M12油藏含水饱和度变化对比。图中虚线为1991年裸眼井随钻原始含水饱和度测井曲线，实线为2006年CHFR 测试含水饱和度曲线，网状柱状图为1991年油藏模型初始化时的含水饱和度，其与原始含水饱和度测井曲线相对应，而点状柱状图为2006年油藏模型中拟合的含水饱和度。

数模研究结果与实测CFHR 测井对比表明，M10油藏的含水饱和度拟合比较好，点状条形柱状图与CHFR 测试实线符合较高，表明数模的拟合精度较高，剩余油有很大可能集中在第1 个隔层的上部和第2个隔层的下部。而M12油藏的含水饱和度拟合效果不太理想，隔层上部的水驱程度比模型显示得更高，需要对隔层的渗透率和分布范围进行进一步的拟合。