热中子成像测井技术在吐哈油田的应用

2015-05-09张予生李康刘春辉职玲玲王学斌朱满宏

测井技术 2015年5期

张予生, 李康, 刘春辉, 职玲玲, 王学斌, 朱满宏

(1.中国石油集团测井有限公司吐哈事业部, 新疆鄯善 838202;2.太平洋远景石油技术(北京)有限公司, 北京 102200)

0 引言

吐哈油田已进入中高含水开发阶段。油田储层具有低孔隙度低渗透率的地质特征和地层水性变化复杂的特性,利用常规测井资料评价剩余油饱和度存在一定的困难[1]。为了加强对剩余油分布规律的了解,油田急需实用的剩余油饱和度测井技术,寻找潜力层,为制订油田开发措施提供准确依据。TNIS热中子成像测井技术依据热中子衰减变化率和热中子俘获截面大小辨析岩性和流体性质,热中子衰减率和俘获截面值都以成像方式展示,可直观快速评价储层特征、评价储层油水关系分布、监测油水界面、评价水淹级别。

1 TNIS测井技术概述

1.1 技术原理

TNIS热中子成像测井系统(Thermal Neutron Imaging System, TNIS)使用中子发生器向地层发射14 MeV的快中子,每次发射时间为1～3 μs,间隔8 μs进行时间记录,每个发射采集周期为75 ms,每秒发射13～14次。TNIS仪器记录从快中子束发射15 μs后2 700 μs时间的热中子记数率,并将其时谱记录分成180道,每道15 μs,从中提取地层宏观俘获截面;热中子在衰减过程中形成的衰减谱和成像谱可快速、直观定性判定油水性质。与传统的中子寿命测井相比,TNIS以探测热中子方式可避开本底GR的影响;通过环境校正,可最大程度消除井眼影响;以核谱成像模式直观显示储层特征;在低孔隙度、低矿化度储层中也有较好的分辨率[2-3]。

1.2 热中子成像核谱

TNIS热中子成像测井解释方法依赖仪器探测器高精度的优势,使得热中子可在地层中以核谱成像方式显示,即可快速、直观判定流体性质。试验实例(见图1、图2)属于低孔隙度低矿化度低渗透率油藏,地层水为矿化度约8×104mg/L的CaCl2水型。油藏岩性为致密砂岩,储层平均孔隙度为13%,油层含水饱和度约为42%。图2试验井图例中解释出6个有效储集层,其中1、2号层为水层,3号层为干层,4、5号层为油层,6号层为差油层。

1.2.1 热中子俘获核谱图

Σ值(宏观俘获截面)的标定和计算受井眼的影响,但是通过环境图版校正可以有效提取地层真实响应带[4]。如图1所示,在时间轴上0～100 μs为热能影响区;100～350 μs为井筒液和套管影响区;350～750 μs为地层俘获热中子稳定区;750 μs以后为地层俘获热中子统计影响区。图1中不同颜色曲线表示不同的岩性和流体性质,在350～750 μs热中子俘获曲线的幅度高低和平缓程度可反映岩性和流体性质[5]。泥岩核谱曲线幅度高,曲线陡,Σ=27.52 c.u.*非法定计量单位, 1 c.u.=10-3cm-1, 下同;水层核谱曲线幅度较高,曲线平直向上,Σ=19.91 c.u.;干层核谱曲线幅度较高、曲线高陡,Σ=18.95 c.u.;差油层核谱曲线幅度较低,曲线平直,Σ=16.35 c.u.;油层核谱曲线幅度最低,曲线平缓,Σ=14.67 c.u.。利用核谱曲线最终的热中子寿命终结时间也可以评价储层[6],图1中,泥岩热中子寿命终结时间为1 050 μs;水层显示为1 210 μs;干层显示为1 380 μs;差油层显示为1 480 μs;油层显示为1 560 μs。Σ受地层骨架岩性、泥质含量、有效孔隙度、地层水饱和度、地层水Cl离子浓度等诸多因素影响,不同地层条件下图1中具体数值会有较大差异。

图1 热中子俘获截面核谱图

1.2.2 热中子衰减成像

长源距记录的热中子计数率比较低,矩阵数据数值也比较低,长源距矩阵数据形成的成像暂不做分析。将短源距计数率的矩阵数据进行多维数据显示[见图2(a)],即时间、测井深度、热中子计数率。图2(a)中计数率颜色由黑色→红色→黄色→白色变化表示热中子计数率由高到低,不同颜色之间的渐变可以直观显示相同计数率时(颜色相近计数率值相同)对应显示不同的中子寿命值。通过颜色渐变速度定性判定储层流体性质,也可通过成像边缘幅度判定流体性质。例如1、2号层颜色渐变快,边缘幅度较低,为水层显示;4、5号层颜色渐变慢,边缘幅度高,为油层显示。

1.2.3 热中子俘获成像

图2 热中子衰减成像和俘获成像图

热中子俘获成像图即Σ成像。成像为三维成像,即时间、测井深度和地层宏观俘获截面值。图2(b)中,成像图颜色由黄→红→黑,表示俘获截面由小到大。成像显示出不同区域的热中子俘获情况,如前期热能影响区、井筒液/套管壁/水泥环的影响、地层响应值和热中子统计起伏影响[7],成像图将矩阵数据后端数据进行重新采样,可以有效避除统计起伏的影响。可以利用成像边缘幅度表示为热中子终结时间,以蓝色引线做标准定性判定储层流体性质;可以通过成像颜色的变化判定储层含油性,颜色越黄显示含油性越好。例如1、2号层成像边缘幅度较高,颜色为黄红色,为水层显示;4、5号层成像边缘幅度高,颜色为浅黄色,为油层显示。

2 TNIS测井技术在吐哈油田的应用

2.1 吐哈油田储层特性

吐哈油田储层类型较为复杂,涉及面较广。表1所示为TNIS所涉及区块的储层特性。

2.2 TNIS适应性评价

通过TNIS在吐哈油田在多地区进行多井次测试,逐步完善解释图版(见图3)。图3中横坐标为进行泥质校正的宏观俘获截面Σc,纵坐标为进行泥质校正的有效孔隙度φc。依据图版的交会关系可以看出孔隙度大于15%的中孔隙度储层随着孔隙度和Cl-浓度的增大,水层和含油层的宏观俘获截面差别很明显,TNIS测试的应用效果也越好。

表1 吐哈油田各区块的储层特性

图3 TNIS适用性交会图版

表1中概述了TNIS应用于吐哈油田测试井的储层特点,其中在雁木西油田和鲁克沁油田为中高孔隙度(平均孔隙度为22%)、中高矿化度(Cl-浓度为66 000 mg/L)地层[7-8]Σo—Σw差值范围为6.2～12.4 c.u.,平均差值为10.2 c.u.;温西三区块为低孔隙度(平均孔隙度为15%)、低矿化度(Cl-浓度为14 000 mg/L)地层[12],Σo—Σw差值范围为2.4～6.7 c.u.,平均差值为4.6 c.u.。可见,对于孔隙度大于10%、Cl-浓度大于24 000 mg/L的低渗透率油藏也可分辨油水层。

2.3 应用实例

雁×-74井位于吐哈油田雁木西区块。雁木西油田第三系油藏地层油藏属于中孔隙度、中矿化度地层,平均孔隙度为22%,地层水总矿化度为11.2×104mg/L左右,其中Cl-含量为70 000～90 000 mg/L,水型为CaCl2。通过图3分析,该井Σo=13.1～14.2 c.u.,Σo—Σw差值范围为6.2～12.4 c.u.。该井于2010年10月5日投产Esh2-2(1606.0～1612.0 m段)、Esh2-3(1612.0～1619.0 m段),初期日产液31.6 m3,日产油20 t,含水23%。2011年8月,为提高产能,对Esh2-2、Esh2-3实施全控水支撑剂压裂防砂,作业前日产液13.6 m3,日产油2.t,含水81%;作业后日产液21.8 m3,日产油5.7 t,含水68%。目前日产液22.4 m3,日产油0.7 t,含水96%。图4为雁×-74井TNIS解释成果图。

图4 雁×-74井TNIS解释成果图

依据TNIS核谱成像作定性分析,该井2号层1 556.0～1 561.3 m井段ΣMX热中子俘获谱高陡,且单峰无拖曳;SsnM热中子衰减成像颜色渐变快;ΣM热中子俘获成像边缘幅度较高,且颜色为红黑色,定量Σ=26.57 c.u.,显示为标准水层。10号层1 620.0～1 624.9 m井段ΣMX热中子俘获谱平缓,且单峰拖曳明显;SsnM热中子衰减成像颜色渐变很慢;ΣM热中子俘获成像边缘幅度最高,且颜色为浅黄色,定量Σ=11.52 c.u.,有效孔隙度低至3%,显示为致密砂层。

该井8号层1 607.5～1 609.8 m井段为生产层段,ΣMX热中子俘获谱边缘幅度高,热中子寿命较长;SsnM热中子衰减谱显示后时间道后曳较长,储层含油饱和度显示一定衰减,水淹程度相对较低。该层定量评价Σ=17.79 c.u.,孔隙度为20.37%,剩余油饱和度为35.74%,TNIS将这些层解释为中水淹层。

6号层1 594.7～1 603.1 m井段为未动用潜力层。该层ΣM热中子俘获成像边缘幅度较高,且颜色为黄红色,该层定量评价Σ=20.05 c.u.,孔隙度为18.77%,含油饱和度为32.84%,TNIS将该层解释为强水淹层。

该井在TNIS测试后,补孔1 592.0～1 595.5 m井段,措施后稳产日产液19.1 m3,日产油1.5 t,含水90.0%;通过TNIS测试及后续措施后,该井增油0.6 t/d,效果明显。