能谱水流测井技术在轮南油田的应用

姜许健，朱卫红，李 洪，袁晓满，李 鹏，赵丹阳，陈 树，张 识，刘汉广，侯 果，汪 鑫

(1.中国石油塔里木油田分公司开发事业部，新疆 库尔勒 841000;2.中国石油塔里木油田分公司库车项目经理部，新疆 库尔勒 841000;3.中国石油塔里木油田分公司塔中项目经理部，新疆 库尔勒 841000)

轮南油田原始开发方案采取“边缘环状注水–中间点状注水”的注水模式，每口注水井对应多口油井，水井长期处于高负荷注水状态，经过近20年的注水开发，多数注水井在高配注的强注条件下，下部射孔井段已形成了优势通道。由于常规同位素测试受粒径、测试工艺以及井壁污染的干扰，目前已经不能完全满足轮南油田高含水期动态监测的需求。2012年轮南油田引进能谱水流测井技术，在对25口井的测试报告分析后综合评价认为，能谱水流测井工艺能够较好地满足目前动态监测需求，对判断注水井是否真实存在管外窜槽、是否存在优势通道以及分层注水井小层内部真实吸水剖面具有很强的指导意义，为后续油田注水调控、深部调驱等措施的实施提供了丰富的资料。

1 氧活化能谱水流测井原理

氧活化能谱水流测井仪器、测井原理示意图分别见图1、图2。

氧活化能谱水流测井是一种测量水流速度的测井方法，较常规的测量水流方法，即温度测井、噪声测井、压力测井、流体密度测井、同位素测井、示踪测井、涡轮测井等方式，具有定量评价的优势［1-2］。氧活化能谱测井属于脉冲快中子次生伽马能谱测井，氧活化仅是它三种核反应中对一种元素氧的活化反应。中子氧活化测井的物理基础是脉冲中子与氧元素相互作用后放射出特征伽马射线，通过检测伽马射线来确定仪器周围含氧流体的流动情况。中子源发射14 MeV快中子可以和水中的氧核发生反应，产生的16N以7.13 s的半衰期进行衰变，衰变发射出的γ射线能量不是单一的，但主要是6.13 MeV能量的γ射线。通过对16N发射的γ射线进行探测，可以知道仪器周围16O的分布，从而判断出仪器周围水流动的情况。氧核发生如下反应［1］:

当中子发生器发射一段时间中子后，仪器周围的氧被活化，含活化氧的水俗称为活化水。在水流动方向上设置4个伽马射线探测器(图1中D1、D2、D3、D4)，当活化水流经某探测器时，该探测器γ计数率增大(见图2)，通过测量活化时间谱，能计算出水流从中子源流到探测器的时间tm，若以S表示源距，根据源距和活化水通过探测器的时间计算流动速度，水流相对于仪器的速度为v=S/tm。在已知流动截面的情况下，通过水流速度可计算出水流量［3］。由于能谱测井利用的是具有强穿透能力的高能快中子和伽马射线，在测试过程通过获取油管、套管甚至水泥环附近的氧活化伽马信号就能够定量地计算出水流量 Q(以 m3/d 计)［4］。

式中，△t–测点至接收探头的时间差，s;S–源距，m;v–流速，m/s;Q–流量，m3/d;r油内–油管内径，m;r仪外–仪器外径，m;r套内–套管内径，m;r油管–油管外径，m。

2 能谱水流测井应用效果

2.1 准确检查管外窜槽

X井是轮南油田西部区域的一口中间注水井，该井于2005年1月转TI油组注水，TI油组内部分为TI2、TI3等2个小层，TI2小层物性较差，吸水能力较弱，为次吸水层，TI3小层物性较好，为主吸水层。2007年和2011年同位素吸水剖面分别见图3、图4。图3、图4吸水剖面均显示射孔井段TI2小层(4 752.5～4 755.4 m)基本不吸水，TI3小层(4 757.5～4 762.0 m)为主要吸水层，相对吸水量占总井段吸水量的61.3%左右，射孔井段以下(4 762.0～4 768.0 m)相对吸水量占总吸水量的38.7%左右。由于吸水剖面显示的是该井射孔井段下部存在管外窜槽，根据同位素测井吸水剖面影响因素综合分析后认为，不能排除是存在同位素沉淀造成的污染所致，所以一直未采取封堵作业。

2012年轮南油田引进了能谱水流测井技术，为进一步判断该井下部是否存在管外窜槽，2012年6月对该井进行了测试。表1为同位素测试与能谱水流测试对比表。

表1 同位素测试与能谱水流测试对比表

从表1可以看出，2012年6月氧活化能谱水流测试结果显示TI2、TI3之间的4 756.3～4 757.4 m井段不吸水，且4 762.0 m以下井段也不吸水，此次测试显示该井不存在管外窜槽。与2011年4月同位素测井对比分析后认为，4 762.0 m井段以下吸水可能是同位素沉降后吸附在套管表面造成的假象，通过氧活化能谱测试资料结果，该井取消了堵水措施作业。

2.2 分层注水井吸水剖面测试

轮南油田是塔里木油田最早试验并推广实施分层注水的油田，由于受夹层厚度的限制，部分井只能够进行油组间分注，一般而言，夹层大于3 m的油井可以进行层内分注。目前轮南油田均采用偏心配水管柱，这样吸水剖面测试就受到限制，层内吸水状况得不到真实的体现。采用能谱水流测井能够解决这一瓶颈，通过对LNY井测试结果的综合分析，该剖面与油藏地质认识完全吻合。LNY井原来是轮南油田10井区的一口笼统注水井，历年常规同位素测试均显示该井下部有优势通道，注入水绝大部分进入TI3小层中，该区域附近2012年新部署2口采油井，均单独生产TI2小层，投产以来这2口采油井液面下降较快，为防止该区域供液不足而影响油井正常生产，2012年9月对LNY井进行封堵作业后转TI2、TI3小层分注作业。分注后对该井进行了能谱水流测井(吸水剖面图见图5)。通过与该井生产测井曲线(见图6)仔细对比显示，TI2小层中物性好的4 727.0～4 728.0 m井段氧活化能谱剖面显示为主要吸水层段，泥质含量较高的4 728.0～4 730.0 m井段基本不吸水，物性较好的4 730.0～4 732.0 m井段氧活化能谱显示为次吸水层段，TI3小层吸水剖面与生产测井曲线对应关系也相同。该剖面结果与区域动态分析人员的地质吸水认识完全符合。

2.3 解决管柱问题造成的剖面误差

LNZ井是轮南油田的一口地质注水井，该井于2012年3月老井转注水，该井射孔层位为TI油组(4 719.0 ～4 725.0 m 井段)，管柱下深为4 721.0 m，正好位于射孔井段(4 719.0 ～4 725.0 m 井段)的中深位置。7月采用同位素测试吸水剖面，测试结果见图7。图7吸水剖面显示顶部(4 719.0～4 721.0 m井段)吸水量较大，射孔井段中下部4 721.0～4 725.0 m井段不吸水。结合邻井状态分析:该区域油层顶部由于物性较差，邻井剖面显示此井段吸水量很少甚至基本不吸水，因此，测试结论与地质认识有较大差距。结合该井管柱下深综合分析认为，由于该井管柱下深正处于射孔井段中部，为油管向套管过渡井段，涡轮流量计所测流体流速受井径变化影响较大，因此测试结果可能不准确。为准确判断该井吸水状况，9月采取氧活化能谱测试，核实该井吸水状况，测试结果见图8。图8显示4 719.0～4 724.0 m井段基本均匀吸水，与目前动态分析基本吻合，由于该井转注时采取了酸化增注措施，可能造成已原封堵的射孔井段4 730.0～4 736.0 m失效而吸水。

3 认识及建议

1)能谱水流测井技术相对常规同位素测井，测试结果更加精确，测试流量范围更为广泛，能够满足目前油藏动态分析的需求，为后续注水调控、深部调驱试验提供了强有力的指导意见。

2)能谱水流测井技术能够准确判断吸水井段是否管外窜槽、有效录取偏心配水管柱的吸水剖面资料以及解决由于管柱下深原因造成的无法测剖面问题。

3)能谱水流技术也可以在分层注水井中通过测试封隔器处上下水流流量达到检测封隔器的密封性的目的。

4)通过轮南油田25井次的能谱水流测试，该工艺在对薄油层剖面测试过程中需准确地卡点。通过反复试验认为，在射孔井段上下各加测一个流量能有效减少测试误差。

［1］任晓荣，鲁保平，黄剑雄.脉冲氧活化测井技术［J］.测井技术，1999，23(5):385－388.

［2］韩玉堂，林梁，李倩.能谱水流测井技术的研究和推广［J］.测井技术，2002，26(4):306－307.

［3］朱立新.能谱水流测井仪器及其在油田开发中的应用［J］.石油仪器，2012，26(2):38－39.

［4］马英，崔世铭，曲梅，等.油藏监测新技术在吉林油田的应用［J］.测井技术，2004，28(1):90－91.