热中子成像(TNIS)测井在低矿化度储层中适用性研究

薛素丽, 诸葛月英, 闫爱华, 郭发军, 李康, 卫香莉, 王红梅

(1.中国石油集团测井有限公司华北事业部, 河北 任丘 062552;2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院, 河北 任丘 062552)

0 引 言

华北油田冀中地区油藏的地质年代跨度大,从新生界到太古界,以第三系的砂泥岩油藏和古潜山碳酸盐油藏为主。大部分油藏埋藏深度范围为2 000～4 000 m,地层温度主要分布范围80～150 ℃,压力分布范围为10～40 MPa,储层孔隙度分布范围为8%～35%,渗透率为0.01～1 000 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2, 下同,既有低孔隙度低渗透率储层又有高孔隙度高渗透率储层。地层水Cl离子浓度主要分布范围1 000～20 000 mg/L,少部分油藏地层水Cl离子浓度大于20 000 mg/L,地层水Cl离子最低浓度约400 mg/L。冀中地区已进入开发中后期,一般多套层系同时开发,不同层系间、层间物性差异大,油水关系复杂,大部分主力油藏水淹程度较高,剩余油分布情况复杂。常用的PND、RST、RPM、RMT、PSSL全谱剩余油饱和度测井技术[1-5]主要采用非弹测量模式和俘获测量模式,非弹测量模式不受地层水矿化度的影响,但对地层孔隙度的要求较高;俘获测量模式适于高矿化度储层。PNN测井通过探测没有被地层俘获的热中子,在低矿化度、低孔隙度条件下可以保持较高的热中子计数率,提高了在低矿化度低孔隙度地层的测量精度[6-7],但是,仍然难以满足冀中地区低矿化度低孔隙度储层的要求。2013年9月中国石油集团测井有限公司华北事业部引进了在PNN测井技术上发展起来新的测井技术——TNIS(Thermal Neutron Imaging System)热中子成像测井系统。与PNN测井仪相比TNIS测井系统的中子发生器产额更高、更稳定,仪器性能更加稳定。其热中子俘获成像和热中子衰减成像,使解释结果更直观。TNIS测井记录的热中子时间谱更长,记录点加密,在低矿化度低孔隙度储层表现更加优良。目前共在冀中地区测井20井次,取得了较好的应用效果。

1 测量原理

TNIS简称热中子成像测井系统,仪器向地层发射14.1 MeV的快中子,经过一系列的非弹性碰撞(10-8～10-7s)和弹性碰撞(10-6～10-3s),当中子的能量与组成地层的原子处于热平衡状态时,中子不再减速,称为热中子。此时它的能量约为0.025 eV,与地层原子核发生的反应主要是俘获反应。该仪器利用2个高精度3He探测器,探测没有被地层俘获的热中子,记录从快中子束发射后15～2 700 μs时间内的热中子计数率衰竭状况,以每15 μs作为1个时间道,每个探测器均将其时间谱记录分成180个时间道,根据各道记录的热中子计数率生成热中子衰减谱和地层热中子俘获谱,直观分辨近井地带的油气水分布,计算含水饱和度。

2 低矿化度适用性分析

2.1 蒙特卡罗数值模拟方法

利用MCNP软件对TNIS测井在低矿化度下孔隙流体性质识别能力进行研究[8-9]。MCNP是一种能够模拟连续能量的粒子在任意几何形状的模型中输运且与时间相关的大型通用模拟软件。模拟时建立相应的计算模型,通过逐一记录单个粒子的历程,对粒子和原子核发生碰撞时的位置、能量、运动方向、反应类型、源分布等多方面进行抽样,最终通过大量粒子的平均结果反映粒子在物质中的输运过程。

模型由3部分构成(见图1):①TNIS测井仪由中子源、远、近探测器组成;②井眼由流体、套管和水泥环组成;③地层。

图1 TNIS蒙特卡罗模拟计算模型

模拟条件:仪器直径43 mm,中子源脉冲宽度3 μs,发射2×108个能量为14.1 MeV的热中子,近、远探测器源距分别为430、652 mm;井眼流体为淡水,井眼直径215.9 mm,水泥环厚度38.1 mm,套管外径139.7 mm,壁厚7.72 mm;地层为纯砂岩

(SiO2),厚度120 cm,半径65 cm,纯砂岩Σma值9 c.u.*,原油的Σo值为18 c.u.。模拟地层水矿化度(NaCl浓度)分别为10 000、6 000、4 000 mg/L,地层水俘获截面Σw分别为25.5、24.2、23.5 c.u.,地层孔隙度分别为30%、20%、10%,含油饱和度分别为0%、30%、70%。模拟近探测器处记录的热中子时间谱,记录时间为快中子束发射后15～2 700 μs,每道为15 μs。为了减少统计涨落的影响,统计的热中子计数率截止时间是从快中子束发射到热中子衰减到计数率为1 s-1时所经过的时间。

2.2 蒙特卡罗数值模拟结果

通过MCNP模拟计算得到不同矿化度、孔隙度、含油饱和度模拟条件下地层俘获截面和近探测器的计数率截止时间对比表(见表1)。

表1 低矿化度储层蒙特卡罗数值模拟对比表

*非法定计量单位,1 c.u.=10-3cm-1,下同

蒙特卡罗数值模拟结果显示,在矿化度(NaCl浓度)为4 000～10 000 mg/L、孔隙度大于20%的地层,利用俘获截面和计数率截止时间均可以分辨油水关系。矿化度(NaCl浓度)为4 000～6 000 mg/L、孔隙度为10%的地层,不同含油饱和度的俘获截面差值和相对变化率明显减小,说明随着矿化度和孔隙度的同时降低,俘获截面的油水分辨能力明显减弱。表1中不同含油饱和度的计数率截止时间差值为15～92 μs,相差1～6个时间道,所有低矿化度模拟条件下,计数率截止时间相对变化率均明显高于俘获截面的相对变化率。表1中计数率截止时间相对变化率是截止时间差值与全部记录时间的比值,通过截取尾部时间谱,还可以放大截止时间差异,在矿化度(NaCl浓度)为4 000～6 000 mg/L、孔隙度为10%的地层,也可以很好地分析油水关系,说明TNIS测井利用热中子计数率成像可以辅助俘获截面成像在低矿化度、低孔隙度储层更好地分析油水关系。

PNN测井记录快中子束发射后30～1 800 μs的热中子计数率,每道为30 μs。而TNIS测井记录快中子束发射后15～2 700 μs的热中子计数率,每道为15 μs。TNIS测井记录的热中子时间谱更长,记录点加密。从表1可以看到,在矿化度(NaCl浓度)为4 000～10 000 mg/L、孔隙度为10%的地层,TNIS测井计数率截止时间为1 800～2 000 μs,超出了PNN测井记录的时间谱。因此,在低矿化度、低孔隙度储层TNIS测井比PNN测井油水识别能力更强。

TNIS测井充分利用了仪器记录的全部热中子时间谱,时间谱的尾部虽然受到统计起伏的影响,但TNIS测井仪具有统计起伏小和停机测量的功能,并且通过解谱软件将热中子衰减尾部的统计涨落避去,能保留较多的孔隙流体信息,提高了在低孔隙度、低矿化度储层的流体性质识别能力。

实际应用中发现,TNIS测井在孔隙度大于20%、地层水Cl离子浓度大于1 000 mg/L的储层也可以识别油水关系。如,应用实例中L1x、L2井地层水Cl离子浓度分别为1 098、991 mg/L。同样在地层水Cl离子浓度大于40 000 mg/L、孔隙度大于5%的储层也可以识别油水关系。如,应用实例中Z1井,地层水Cl离子浓度为45 198.8 mg/L,15

～17号层孔隙度在4.85%～10.0%范围内。

3 解释方法

采用改进的φ—Σ交会图法(见图2)解决低矿化度非均质储层的饱和度计算[7]。图2中横坐标是用孔隙度进行标准化的Σ,即ΣNor=Σ×φ。该解释方法充分考虑了地层孔隙度、泥质含量的影响。通过分别确定经孔隙度校正后的纯水线和纯烃线,并对骨架的俘获截面进行泥质含量校正,运用内插法计算含水饱和度。

图2 改进的φ—Σ交会图

纯水线计算式为

Σw100=[ΣmaSHC(1-φ)+Σwφ]φ

(1)

纯烃线计算式为

Σw0=[ΣmaSHC(1-φ)+Σhφ]φ

(2)

式中,ΣmaSHC为经过泥质校正后的岩石骨架的宏观俘获截面,由式(3)计算

(3)

其他任何点的含水饱和度计算式为

(4)

式中,Σlog为地层俘获截面的测井值,c.u.;Σma、Σsh、Σh、Σw分别为骨架、泥质、烃、地层水俘获截面,c.u.;Vsh、Vma分别为泥质和纯骨架在地层中的体积含量,%;φ为孔隙度,%。

该解释方法排除了泥质含量及孔隙度对测量值的影响,经过孔隙度校正扩大了孔隙流体的信息,提高了在低矿化度、低孔隙度地层的饱和度计算精度,适用于泥质含量变化较大的非均质地层。

4 TNIS测井在低矿化度油藏的应用效果

4.1 应用效果

在冀中地区共进行TNIS热中子成像测井20井次,目的层段均为第三系砂泥岩油藏,其中85%的井地层水Cl离子浓度低于10 000 mg/L(见图3)。共解释潜力层131个层,总厚度393.9 m(见表2)。根据TNIS热中子成像测井资料实施卡层补孔作业14井次,经试油和产出剖面验证,21个层符合,5个层不符合,解释符合率为80.8%。这些油井测井前,含水率均大于9%。截止2015年8月措施作业累计增油14 481 t。

图3 TNIS热中子成像测井井次及其矿化度分布范围

表2 2013至2015年冀中地区TNIS测井识别潜力层统计表

图4 G1井TNIS测井解释成果图

4.2 应用实例

4.2.1 识别低电阻率油水同层,找到完井解释遗漏的潜力层

G1井油层段位于ES1、ES2,为砂泥岩地层,孔隙度分布范围为11.4%～26.1%,地层水Cl离子浓度5 539.1～7 160.9 mg/L。2014年4月2日对该井进行TNIS热中子成像测井,经资料处理解释发现补8、补9号层2个完井解释遗漏的潜力层(见图4)。与10号层(水层)相比,在补8、补9号层热中子俘获谱后曳时间相对较长,热中子衰减谱显示后时间道还有一定量的热中子,热中子俘获成像边缘幅度较高。经过定量计算,补8、补9号层的孔隙度分别为22.38%、14.21%,含油饱和度分别为32.95%、30.57%,将补8号层解释为油水同层,补9号层物性相对较差,解释为差油层。这2个层泥质含量分别为34.67%、31.48%,泥质含量较高,电阻率分别为3.0、3.5 Ω·m,而8号层(完井解释和TNIS解释均为油层)的电阻率为8.0 Ω·m,10号层(完井解释和TNIS解释均为水层)的电阻率为3.6 Ω·m。由于补8、补9号层泥质含量高造成这2个层电阻率低,与水层相当,且2个层有效厚度分别仅有2.1、1.1 m,因此完井解释遗漏了这2个潜力层。

4.2.2 识别水淹层

Z1井的油层段位于ES4,为砂泥岩地层,孔隙度分布范围为4.85%～13.03%,渗透率为0.1～8.3 mD,为低孔隙度、中低孔隙度低渗透率地层,地层水Cl离子浓度为45 198.8 mg/L。该井于2000年7月射开17～19号层投产,2014年12月23日对该井进行TNIS热中子成像测井(见图5)。与完井解释成果对比,射孔层段17～19号层,含油饱和度明显降低,且自然伽马出现异常高值,有水淹迹象。17、18-1号层水淹程度较轻,解释为低水淹层。18-2、19-2号层热中子俘获谱后曳时间相对较长,热中子俘获成像边缘幅度高于19-1、19-3号层,解释为中水淹层。在19-1、19-3号层,计算的剩余油饱和度分别为24.2%、26.0%,水淹程度高,解释为高水淹层。未射孔层15、16号层孔隙度分别为6.91%、8.32%,根据TNIS资料计算的含油饱和度分别为31.78%、27.35%,这2层物性较差,解释为差油层。

4.2.3 TNIS解释结论与试油结果一致

L1x井的油层段位于Ng,为砂泥岩地层,孔隙度分布范围为17.1%～28.5%,地层水Cl离子浓度为1 098.8 mg/L。2013年12月6日对该井进行TNIS热中子成像测井。该井仅20号层射孔生产,测井前日产液34.0 t/d,日产油0.8t/d,含水97.6%。从TNIS测井成果(见图6)看,在20号层热中子衰减谱显示后时间道热中子少,热中子俘获成像边缘幅度低,定量计算该层孔隙度为20.7%,含油饱和度为19.5%,将该层解释为高水淹层。19号层完井解释为油层,与20号层相比,该层热中子俘获成像边缘幅度较高,定量计算该层孔隙度为20.8%,含油饱和度为36.5%,未达到油层标准,将该层解释为油水同层。2014年2月根据TNIS测井成果,灰封20号层,补开19号层顶部3.2 m。措施后,日产液26.0 t,日产油6.7 t,含水74.2%,日增油5.9 t。到2015年8月已累计增油1 799 t。TNIS解释结论与试油结果一致。

图5 Z1井TNIS测井解释成果图

4.2.4 TNIS解释结论与产液剖面测井成果一致

L2井为一口关停井,油层段位于Ng底砾岩顶部,为砂泥岩地层,孔隙度分布范围为25.3%～34.9%,为高孔隙度、中高渗透率油藏,地层水Cl离子浓度为991.0 mg/L。该井所在断块为一边底水油藏。1993年7月射开该井8、9号层,初期日产纯油21 t,1994年5月见水,见水后含水快速上升,1998年11月日产液32.9 t,日产油2.0 t,含水93.9%。1998年12月,补开10号层与8、9号层合采,初期日产液28.4 t,日产油10.6 t,含水62.6%。

图6 L1x井TNIS测井解释成果图

图7 L2井TNIS与产液剖面测井成果对比图

之后,含水迅速上升,2000年3月因高含水关井。关井前日产液57.8 t,日产油1.0 t,含水98.3%。该井于2014年6月9日进行TNIS热中子成像测井。8、9、10号层的TNIS测井解释结论与随后的2次产液剖面测井结果一致。从TNIS测井成果(见图7)看,8号层下部1 746.0～1 748.3 m段,热中子俘获谱后曳时间较长,热中子衰减谱显示后时间道还有一定量的热中子,热中子俘获成像边缘幅度较高,定量计算该层孔隙度为26.4%,含油饱和度为30.3%,将该层解释为油水同层。而9、10号层热中子俘获成像边缘幅度明显低于8号层,定量计算孔隙度分别为33.8%、35.3%,含油饱和度分别为16.33%、11.62%,将这2层解释为含油水层。之后采油厂进行措施作业,对8、9、10号层挤堵,重射10号层顶部。2014年7月9日产液剖面测井成果显示,10号层日产油1.3 m3,日产水14.4 m3,与TNIS含油水层解释结论一致。2014年10月采油厂实施措施,灰封10号层,重射8号层、9号层顶部2 m。2014年10月29日产液剖面测井成果显示,灰面密封;9号层日产油0.5 m3,日产水0.8 m3;8号层日产油4.7 m3,日产水11.8 m3。8、9产液性质与TNIS解释结论一致。分析认为,该井开采初期,采油速度过快,造成边水锥进,经过长期关井,油水界面得到恢复,恢复开采后,该井控制了采油速度,目前,仍然保持日产油3.4 t,日产水14.1 t,含水76.0%。到2015年8月已累计增油1 031 t。通过该断块2口关停井的TNIS测井资料,采油厂对该断块的剩余油分布进行重新认识,计划部署新井10口,恢复老井5口,预计恢复及新建产能29 100 t。

5 结 论

(1) 蒙特卡罗数值模拟结果表明,在低矿化度模拟条件下,计数率截止时间相对变化率均明显高于俘获截面的相对变化率,通过截取尾部时间谱,可以放大截止时间差异,在矿化度(NaCl浓度)为4 000～6 000 mg/L,孔隙度为10%的地层,也可以很好地分析油水关系。说明TNIS测井利用热中子计数率成像可以辅助俘获截面成像在低矿化度、低孔隙度储层更好地分析油水关系;TNIS测井比PNN测井记录的热中子时间谱更长,记录点加密,在低矿化度、低孔隙度储层油水识别能力更强。

(2) 采用改进的φ—Σ交会图法解决低矿化度非均质储层的饱和度计算。该解释方法排除了泥质含量及孔隙度对测量值的影响,经过孔隙度校正扩大了孔隙流体的信息,提高了在低矿化度、低孔隙度储层的饱和度计算精度。

(3) 20井次的测井实例表明,TNIS测井适用于低矿化度储层的剩余油饱和度评价,在寻找潜力层、识别低电阻率油层、识别水淹层方面取得良好效果,根据资料进行卡层补孔作业见到明显增油效果。

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