PNST 脉冲中子全谱测井仪在高尚堡油田浅南区的应用

董兰芳

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

高尚堡油田浅层南区(高浅南区)位于高柳断层下降盘，是受高柳断层及其派生断层作用形成的复杂断块区，总体为被多条断层复杂化的滚动背斜。高浅南区油藏于1982 年发现，目的油层为馆陶组和明化镇组，1985年开始进入试采与滚动开发。高浅南区油藏为边底水活跃的层状油藏，地层能量充足，在2008 年之前主要依靠天然能量开采，只有个别层位存在污水回注井。地质储量采油速度0.67%，目前综合含水94.8%，处于高含水、低采出的状态。

高浅南地区泥质砂岩储层中低阻油气层［1］非常发育，初期开发时由于认识上的局限，很多油层测井解释结果为水层，而且经过长时间的开发后，很多油层已经水淹，钻井时测得的裸眼井测井曲线已经不能准确反映地层目前的流体状况，因此对老井进行挖潜上产难度很大。为了提高产量，需要对老井目前的水淹情况进行重新认识，而脉冲中子全谱测井(简称PNST)是一种套管井含油饱和度监测的有效手段。PNST 测井碳氧比模式不受地层水矿化度的影响，在孔隙度大于15%的地层中能准确区分油水层、判断油层的水淹程度。

1 PNST 脉冲中子全谱测井仪简介

PNST 测井仪［2］外径89 mm，长4.5 m，重90 kg，耐温150℃/4 h，耐压70 MPa，适用于套管外径为140 mm ～244 mm 的套管井。PNST 测井仪一次测井能同时实现双源距碳氧比、中子寿命、脉冲中子- 中子、能谱水流功能;测井曲线信息丰富，主要包括剩余油评价的碳氧比、地层俘获截面、近远计数比、氧活化指数等曲线;在缺少裸眼井测井资料时也能提供评价储层岩性物性的泥质含量、孔隙度、饱和度等解释信息，独立地进行套后地层参数评价;能识别气层，指示强力出水层。是套管井直接评价地层剩余油气饱和度等地层参数的最重要测井手段之一。

PNST 有多种测井模式，每种测井模式对应着特有的中子爆发时序及能谱与时间谱采集方案。在常用的碳氧比测井模式下，每50 ms 内分别用45 ms、2 ms 和3 ms 的时间(占测井时间的90%、4%和6%)来执行双源距碳氧比、中子寿命和能谱水流测井任务，分别累积非弹与俘获能谱、俘获时间谱、活化能谱等相关测井数据。

PNST 使用了中子产额全自动控制与稳定技术，以及伽马射线能谱漂移自动跟踪与校正技术，使下井仪不用人工调节就能稳定地处于最佳工作状态，增加了测量谱的有效数据量，提高了测井质量。

2 高尚堡油田高浅南区地质概况

高浅南区［3］是层状断块油藏，区内断层发育，将高浅南区切割成大小不同的断块，主要包括高29 断背斜、高63 断背斜和高59 一35 断块区，这些构造受断层的分割又细分为多个断块。高浅南区是典型的小断块油藏，最大断块面积为1.4 km2，一般断块面积为0.2 km2～0.6 km2，平均断块面积0.47km2。

高浅南区储层埋深浅，储层为疏松砂岩，泥质胶结为主，点接触，胶结程度低，成岩作用弱，原生孔隙发育，并有少量次生孔隙，储层物性条件好。明化镇组为曲流河沉积，储层以细砂岩、中砂岩为主;馆陶组为辫状河沉积，以不等粒砂岩、中砂岩、粗砂岩为主。明化镇组储层为高孔特高渗- 高孔高渗储层，到馆陶组由于深度增加，压实和胶结作用增强，导致渗透率有所降低，储层变为高孔高渗-高孔中渗储层。

高浅南区储层孔隙度在25% ～30%占19%，在30%～35%占67%，大于35%的占14%，平均孔隙度30.2%;渗透率在100 ×10-3μm2～300 ×10-3μm2占14.3%，在300 ×l0-3μm2～1000 ×10-3μm2占24.8%，大于1000 ×10-3μm2的占61.9%，平均渗透率为450 ×10-3μm2。据岩心分析，束缚水饱和度为27.8% ～50%，平均为30%;残余油饱和度平均为31%。

3 应用实例

3.1 高水淹层判断

高160 -X5 井是冀东油田陆上作业区高尚堡油田高浅南区高160 -1 断块构造较高部位的油井，位于河北省滦南县碎石场东约0.5 km。2007 年10 月14 日完钻，最大井斜36°，最大井斜方位149.3°，最大井斜深度2 527 m，油层套管为177.8 mm。投产时射开NmⅢ组18号层(1 915.4 m ～1 918.2 m)，射开厚度2.8 m，该层平均孔隙度32.21%，平均渗透率652.04 ×10-3μm2，含油饱和度56.81%。

2014 年5 月20 日该井日产液120.9 t、日产油0.12 t，含水已达99.9%。为寻找其它的潜力层，为下步治理措施提供依据，该井2014 年5 月28 日进行了PNST 测试，PNST 测井资料解释结果(图1)显示18 号生产层远探测器碳氧比值(FCOR)较低，含油饱和度在30%左右，表明该层水淹严重，解释为高水淹层;NmⅢ组19 号层(1 925.0 m ～1 942.0 m)碳氧比值较高，解释含油饱和度最大为56%，剩余油较多，解释为中水淹层。根据解释结果，2014 年6 月3 日对该井封堵18 号层，射开19 号潜力层上部(1 925 m ～1 928 m)，射开厚度3 m。2014 年6 月8 日开井生产，初期产液20t 左右，含水90%左右，排液4 天后，产量逐渐稳定，含水降为0。截止到7 月22日产量10.2t，含水1.1%。

3.2 可挖潜层确定

高59 -10 井位于浅南区高59 -35 断块，于2004 年9 月完钻投产，主要生产层位为东营组，射开6 个层，共29 m。2014 年6 月13 日日产液10 t，含水94%，为落实该井其他小层的潜力，寻找潜力生产层，为下步措施提供依据，于2014 年6 月27 日进行PNST 测井，测量结果(图2)显示馆陶组(NgⅠ2)油层16 号层、17 号层碳氧比值较高，含油饱和度较高，解释为油层。根据PNST 解释结果于6 月29 日封堵东营组生产层，补孔16 号层(1 929.0 m ～1 932.0m)、17 号层(1 934.0 m ～1 936.0m)，射开总厚度5.0m。于2014 年7 月8 日开井生产，截止到7 月22 日，日产液13.5 t，含水43.6%。

图1 高160 -X5 井PNST 测井解释成果图

图2 高59 -10 井PNST 测井解释成果图

3.3 气层识别

当地层中含气时，由于天然气中碳元素相对较少，PNST 测井获得的碳氧比值较低，与水层相近，因此仅依靠碳氧比值的信息易错解释为水层。但是地层中天然气的含氢指数比较低、俘获截面较小，因此气层的中子减速能力也低，气层处近、远俘获伽马的计数率增大，且远俘获伽马计数增大更多［4］。由于计数率数值变化较大，在曲线叠合处理时误差较大，通常采用计数率比值来识别气层。PNST 测井获得的曲线在气层处的主要特征如下:近远探测器非弹计数率比值RIN 与近远俘获伽马计数率RCAP 明显降低，近俘获非弹伽马计数率比值NCI 与远俘获非弹伽马计数率比值均升高，且FCI 升高更明显［5］。

图3 中2 号层为高59 -10 井明化镇组油层，该层上部远探测器碳氧比值FCOR 较低，与临近泥岩段及1 号水层的碳氧比值大小相近，定量解释最大含油饱和度为30%，应为水层。但该层下部碳氧比明显增大，定量解释最大含油饱和度达到60%，明显为油层，这种结果不符合常规油藏的储集规律。综合考虑非弹、俘获信息，2号层上部FCI 和NCI 明显增大，且FCI 增大更多，RIN 和RCAP 都明显降低，符合气层特征，因此2 号层应为油气同层。

图3 高59 -10 井PNST 测井解释成果图

4 结 论

1)高尚堡油田高浅南区低阻油层发育，最初开发时由于认识上的局限，漏失很多油层，而且经过长时间的开发后，钻井时测得的裸眼井测井曲线已经不能准确反映地层目前的流体分布情况。PNST 测井在高浅南区的有效应用表明，在中高孔隙度、中高渗透率地区是一种有效的套管井剩余油评价技术，该技术也适用于同种类型的低阻油藏。

2)气层碳氧比值与水层碳氧比值大小相近，仅依靠碳氧比值易把气层解释为水层，综合考虑PNST 测井获得的非弹、俘获信息，利用FCI、NCI、RIN、RCAP 能够准确识别气层，获得更准确的解释结论。

［1］中国石油勘探与生产分公司.低阻油气藏测井评价技术及应用［M］.北京:石油工业出版社，2009:104 -123.

［2］郑 华，董建华，刘宪伟.PNST 脉冲中子全谱测井仪［J］.测井技术，2011，35(1):83 -88.

［3］汪 跃.高尚堡油田南部特高含水期剩余油富集规律及主控因素研究［D］.东营:中国石油大学，2011.

［4］沈付建.DDCO-3 型碳氧比测井仪在水淹层评价中的应用［J］.石油仪器，2010，25(3):40 -42.

［5］郑 华，刘先伟，董建华，等.PNST 脉冲中子全谱测井仪在大庆油田的应用［J］.测井技术，2013，37(5):541 -546.