PNN测井监测气液界面在马北一号注气油藏中的应用

张洪,邱金权,王青川,甘常建,雷刚,周涛,何晓君

(青海油田测试公司,青海 茫崖 816499)

0 引 言

在底水油藏注水开发过程中,底水锥进造成油井过早见水、产油量骤减和含水快速上升,严重影响开发效果。采取科学有效的开发技术,最大限度避免底水锥进影响,提高油藏采收率,是油田开发工作者面临的一项难题和挑战[1]。马北一号油田为典型底水油藏,为提高采收率开展了2井组注气开发试验。通过构造顶部注气,利用油气重力分异作用,将构造高部富集油均匀向构造下部驱替,随注入气逐渐增加,形成的次生气顶在不断膨胀过程中推动气油界面持续下降。

及时监测气液界面运移情况对于跟踪评价注气效果具有较强的指导意义,同时为后期生产方案优化提供依据。前人在气液界面的监测中进行了多种技术的研究和试验[2-4],一是综合应用岩心分析及测井资料确定气液界面,其次是根据单井测压和毛细管压力对气液界面进行预测,还有根据相关地层、录井参数对气液界面移动距离进行计算。在套管井中监测地层气液界面,PNN(Pulse Neutron-neutron)脉冲中子-中子测井技术具有较强的应用优势,其原理主要是利用其长短源距探头计数率叠合,在气层出现较明显的离差进行判断和分析。目前在马北一号油田2井组11口井集中开展了时间推移PNN测井26井次,较好地评价了气液界面的运移情况,为指导油田下步生产措施提供了可靠依据,同时为今后注气油藏气液界面监测积累了经验认识和借鉴。

1 油藏开发简介

图1 注气稳定重力驱机理示意图

2003年马北一号油田部署完钻了马北a井,获得工业油气流。2006年开始规模产能建设,2009年油田产量出现大幅下降,含水快速上升。分析认为前期采油速度过快,造成边水快速推进、底水锥进所致。从油藏平面、纵向的剩余油分布分析,剩余油主要集中在构造中高部位,具备应用顶部注气方式富集剩余油、提高开发效果的条件。2013年10月,应用顶部注烃气重力驱技术理念(见图1),开展了2个井组注气实验,地层压力由注气前的5.36 MPa已上升到9.97 MPa,气油比逐渐升高。

2 PNN测井监测气液界面原理

2.1 PNN测井原理

PNN(Pulse Neutron-neutron)脉冲中子-中子测井,主要利用中子发生器向地层发射14 MeV的快中子,经过一系列的非弹性碰撞、弹性碰撞、地层俘获以及活化等系列活动,完整记录了未被地层俘获的热中子计数率。与常规中子寿命记录俘获后放射出的伽马射线明显不同,从而很好地避免了伽马射线的统计误差的影响[5]。在热中子俘获能力较低的环境(低矿化度、低孔隙度)中,由于存在较高热中子计数率,降低了热中子计数率的统计误差影响,从而提高了PNN测井技术在复杂情况下的测井分辨能力和计算精度[6-7]。对于含气地层,由于天然气对快中子的减速能力比同体积岩石骨架小,产生“挖掘效应”,同时由于气层地层俘获截面明显低于油、水层,PNN测井在监测气液界面具有较好的应用。

2.2 气液界面解释方法

(1) 地层俘获截面(Σ)。理论上气层的Σ值为5～16 c.u.(10-3cm-1),油层Σ值为16～22 c.u.,地层水的Σ值为22～120 c.u.[8],利用计算的Σ值区分气、油、水层。

(2) 长、短源距探头计数率交会图法。

长、短源距探头计数率在水层或泥岩显示大体重合(见图2),呈线性变化,在气层,由于气体的俘获截面很小,长源距探头计数率明显增大,开始偏移45°线上翘。

图2 长短源距交会图

(3) 长、短源距探头计数率重叠法。在泥岩段以适当比例将长、短源距探头计数率曲线叠合,气层显示明显的正离差,含气饱和度越高,离差越大,油、水层则显示微小离差,甚至重合(地层水矿化度高)。在马北一号注气油藏监测气液界面主要采用计数率重叠法。

3 现场应用情况

3.1 测井概述

2013—2015年,在马北一号油田开展PNN测井监测气液界面,先后完成了11口井(26井次)测井(见表1)。初期测井工艺采用了清水压井(防止井喷),导致压井液压进入射孔层内,影响了测量结果,无法判断出气液界面;后期采用带压密闭测井,克服了压井液进层影响,测量结果趋于地层真实反映,气液界面识别更加准确。

表1 马北一号油田PNN测井情况一览表

3.2 注气井组概述

3.2.1 马H××井组

马H××井位于构造北区,周围监测测井4井次,分别为马3-a、马北a、马5-a、马6-d,其射孔位置均位于射孔层上部。2013年10月进行注气,日注气1.5×104m3,前期注气压力逐步上升,后期逐步趋于稳定,平均注气压力11.8 MPa。

3.2.2 马6××井组

马6××井位于构造南区,周围监测测井7井次,分别为马6-a、马6-b、马6-c、马7-a、马7-d、马7-b、马7-c,除马7-b井外其他井射孔位置均位于射孔层上部。2013年10月进行注气,日注气1.0×104m3左右,注气压力逐步上升,平均注气压力8.9 MPa。

3.3 气液界面监测情况

3.3.1 总体情况

马H××井组:从监测井压力变化情况看(见表2),3口井油套压力上升幅度较大,马3-a井油套压上升幅度较小。在该井组开展了9井次PNN测井,其中7井次识别出了气液界面(见表3)。随着注气时间的推移,气液界面均有不同程度下移。从压力上升及气液界面下移看,马H××井组注气已受效,受效方向为由西向东。

马6××井组:从监测井压力变化情况看(见表2),6口井油套压力上升幅度较大,马6-c井油套压上升幅度较小。在该井组开展了17井次PNN测井,其中6井次识别出了气油界面(见表3),2井次识别出了气水界面。马6××井组注气受效方向为南北方向,且气油界面随着时间的推移逐渐下移。

表2 2个井组监测井压力变化情况

图3 马7-b井时间推移PNN测井成果图

3.3.2 典型井分析

马7-b井射开厚层底部2.2 m,关井前日产油2.1 t,含水0.8%。2013年、2014年分别开展PNN测井,从长、短源距探头计数率叠合曲线看(见图3),包络面积向下逐渐延伸,即气油界面下移,从890.0 m下降到892.2 m,气油界面在4个月时间向下推移了2.2 m。对该井进行开井生产实验,产油量为6.2 t/d,增油4.1 t/d,效果明显。

表3 2个井组监测井气液界面变化情况

3.3.3 认识

从11口监测井射孔位置统计看,有10口井均在层上部,仅有马7-b井射孔位置位于层下部。从时间推移PNN测井结果分析,当射孔位置位于厚层上部时,注气往往直接从射孔位置直接进入井筒内,较难促使气液界面下移,驱油效果较差(见图4)。马6-a井射开两个小层生产,从2次PNN测井对比来看,井筒内液面位置从875.2 m下降至919 m,说明该井注气气窜,注入气从上部射孔位置进入井筒内,将井筒液体压入下部射孔层。

图4 注气驱油示意图(左为射孔位置在上部,右为射孔位置在下部)

当射孔位置位于厚层下部,注入气运移至目的层段,由于重力分异作用,驱使气液界面下降(见图4),驱油效果较好。马7-b井进行2次PNN测井,从长、短源距探头计数率叠合曲线看,包络面积呈现向下逐渐延伸趋势,即气液界面下移,说明注气驱油见效(见图3)。

4 结论及建议

(1) PNN测井长、短源距探头计数率叠合离差以及俘获截面曲线在气液界面识别方面效果较好,能准确判断气液界面位置。

(2) 通过时间推移PNN测井,监测到2个井组注气受效方向,气液界面持续下降,与地层压力及气油比变化情况基本一致。

(3) 马北一号油田为单一较厚生产层段,前期注水开发,受底水锥进影响,射孔位置大多为油层顶部,目前采用顶部注烃气驱油,气液界面已运移至射孔层段下部,建议封堵位于厚层上部的射孔层段,在气油界面以下适当位置射孔生产,提高顶部注烃气驱油开发效果。

参考文献:

[1] 蒋友兰,田世澄,唐湘明. 气顶底水油藏注水开发影响因素 [J]. 石油学报,2012(2): 284-287.

[2] 张安刚,范子菲,宋珩. 气顶油藏油气界面移动距离的计算 [J]. 计算物理,2015(4): 469-474.

[3] 卢海涛. 综合应用岩心分析及测井资料确定油气界面的方法研究 [J]. 国外测井技术,2007(2): 28-30.

[4] 何巍. 气顶底水油藏流体界面控制技术研究 [D]. 成都: 西南石油大学,2006: 45-53.

[5] 张峰. PNN测井基础理论和解释方法 [M]. 东营: 中国石油大学出版社,2005.

[6] 张峰,徐建平,胡玲妹,等. PNN测井方法的蒙特卡罗模拟结果研究 [J]. 地球物理学报,2007,50(6): 1924-1930.

[7] 黄志洁,李疾翎,马焕英,等. PNN测井解释方法改进及应用 [J]. 中国海上油气,2009,21(2): 95-108.

[8] 郭海敏. 生产测井导论 [M]. 北京: 石油工业出版社,2003: 601-606.