古龙页岩油井层段产出流体性质描述及贡献率分析*

张东芳

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

0 引 言

大庆油田古龙页岩油[1]的主要目的层是青山口组泥页岩层。由于缺乏古龙页岩油井生产测井数据，难以有针对性地分析不同层段压裂返排规律，对于各层段产出流体性质、油气水产量贡献率仍认识不清[2-3]。本文根据大庆油田古龙页岩油的基本地质特征，选用合适的三相流产出剖面测井仪组合测井，通过精细设计、施工和解释，获得了一口古龙页岩油井压裂返排后期不同尺寸油嘴下分层段油气水产量，为分析青一段不同层段压裂返排规律、掌握采排制度对各层段产量的影响提供了重要数据。这项测井结果将有助于深入认识古龙页岩油地质特征和评价配套措施效果，为松辽盆地古龙页岩油资源有效动用提供技术支撑。

1 测井技术选择

1.1 古龙页岩油基本地质特征

松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩地层中含有丰富有机质，经过人工改造后有经济开发价值。其中青一段层状和纹层状页岩为勘探重点，其有机质丰度高，含油性好，气油比较高，油质轻且黏度小，易于流动。根据储层特征和流体属性，针对直井，在压裂后投产初期，选用2种三相流产出剖面测井技术组合测井。

1.2 三相流测井技术介绍

1.2.1 生产测井组合仪(PLT)

Sondex公司PLT七参数生产测井组合仪[4-5]由磁定位、自然伽马、涡轮流量计、含水率计、音叉密度计[6-7]、井温仪、压力计等组成，测量油、气、水三相流。仪器短接可任意组合，一次下井可同时获得7个参数，采用遥测技术实现了多参数同时测量和传输。

1.2.2 超声波多普勒三相流测井仪

超声波多普勒三相流测井利用多普勒原理完成对井下流量的测量[8-9]。仪器主要由5部分组成，分别为遥测磁定位、温度、压力、伽马以及电动扶正器。以定点非集流方式测量油、气、水三相流，采集速度快，每个测点3 min左右完成。

1.3 产出剖面测井施工设计

A-1井是为了解青一段生产能力于2018年钻探的重点评价井，其压裂返排后期产出流体油、气、水共存。生产测井的目的是以测试数据精细分析为基础，了解古龙页岩油井K1qn储层压后返排期不同层段产出状况，掌握不同采排制度下各层段产量变化，进一步分析压裂改造效果。

该井开发层位为K1qn2+3、K1qn1，共射开5个层段，射孔井段2 584～2 452 m，成熟度1.67%，游离烃8.15 mg/g，试油数据显示气油比超1 000。2019年9月压裂，注入压裂液10 827 m3，至2020年5月压后放喷，见油返排率39.9%，油粘度2 mPa·s(50 ℃)，平均日产油0.24 m3，气538.7 m3，水0.48 m3。根据该井生产情况，设计测井施工方式为点测与连续测相结合，点测数据定性描述流体产出状态，通过连续测与点测数据综合解释，确定各层段的产量贡献率。

2 测井结果分析

2.1 施工情况

2020年5月17日对A-1井实施产出剖面测井。5.0 mm油嘴地面计量产气量1 700 m3/d，产水量24 m3/d，产油量1.3 m3/d；8.0 mm油嘴产气量1.8×104m3/d，产水量110 m3/d，产油量4 m3/d。现场施工进行了PLT点测、超声波多普勒三相流点测及PLT连续测井。

2.2 测井数据分析

2.2.1 流体产出状态

1)PLT点测

在5.0 mm油嘴与8.0 mm油嘴生产状态下分别进行PLT点测，录取各层段小层的涡轮转速响应。如图1所示。5.0 mm油嘴生产状态下，受气影响，第二、四、五段涡轮转速并不随深度减小而单调增长；8.0 mm油嘴生产状态下，第二段点测涡轮转速受气影响突出。

图1 PLT测井点测涡轮转速柱状图

2)超声波多普勒三相流测井仪点测

分别于5.0 mm油嘴、8.0 mm油嘴生产条件下进行点测测试，录取5个层段功率谱图，如图2所示。

图2 超声波多普勒三相流功率谱图

在超声波多普勒三相流功率谱图中，液相与气相谱线幅度分布于不同的频率范围[9-10]。从图2中可以看出，8.0 mm油嘴各测点谱峰差异明显，且400 Hz附近谱峰曲线显示变化速率减缓，气产出的“拖尾”现象明显。分析8.0 mm功率谱图得出第一段至第四段产液和产气量大幅增加，第五段主要产液。

3)点测数据定性分析

综合分析PLT测井与超声波多普勒三相流测井点测数据，见表1。

表1 产出流体状态综合分析

A-1井不同射开层段点测数据显示：射开层段上部2 452.0～2 503.7 m产出流体主要为气和水，中部2 516.0～2 523.5 m产出流体主要为气；下部2 533.0～2 584.0 m产出流体为油、气、水。

A-1井不同油嘴生产点测数据显示：第二段产气量明显增大，第一、五段产出状况稳定，第二、三、四层相对占比变化明显。

2.2.2 各层段产液贡献率

PLT分别于5.0 mm油嘴、8.0 mm油嘴生产情况下测试获得连续曲线：伽马GR、接箍CCL、压力QP、温度TEMP、密度DENR、持水率CWHC、测速LSPD、流量CFB。

1)PLT连续曲线

获得伽马、定位曲线深度一致，射孔井段温度为116.4～128.4 ℃。但5.0 mm油嘴产液不稳定，中深温度120.27 ℃，压力59.82 MPa，产油、气量低，PLT连续测井曲线解释误差偏大。而8.0 mm油嘴生产情况下产量稳定，中深温度120.22 ℃，压力53.64 MPa，产气、产油量较高，井温及密度曲线差异明显，定量解释较为精准，如图3所示。

图3 PLT连续测井曲线

2)产液情况解释分析

5.0 mm和8.0 mm油嘴生产状态下，层段中部温度下降0.05 ℃，压力下降6.18 MPa，解释PLT连续测井数据得各层段单相产量情况如图4所示。

图4 PLT连续测井解释各层段油气水三相产出情况

第一至五段产出流体性质随压力降低而发生改变，其中第五、第四段产油量降低为0，第一、二、三段产油量增加，由此可见产油贡献率受采排压力影响明显。

8.0 mm油嘴生产状态下PLT连续测井解释产液情况：全井产液104.5 m3/d，其中，产水99.9 m3/d，产油4.68 m3/d，产气196 444 m3/d。射开层段各小层产量情况如图5所示。

图5 8.0 mm油嘴PLT测井连续曲线解释小层相对产液情况

通过PLT连续测井解释结果分析，可得出A-1井流压降低，各层段产液量及产气量大幅增加，其中第一段产油贡献率最高，第二段小层内油气水相态变化最大，第三段产水贡献最低，第五段没有产油贡献，产水、产气贡献率最高。

2.2.3 数据综合分析

分析PLT及超声波多普勒三相流测井的点测和连续曲线解释结果，见表2，综合压裂改造参数、层段厚度分析相关程度如图6所示。

表2 A-1井产出状况综合解释成果表(2020.5.17)

图6 A-1井产水贡献率与压裂液用量、层段厚度相关关系

分析显示，K1qn1为主要产油贡献层，第一、二层段产油贡献率为90%；K1qn2+3顶部(第五段)层段厚度大、压裂液用量大，对应产水贡献率占比最高，无产油贡献；K1qn2+3底部(第四段)至K1qn1底部(第三、二、一段)产水贡献率与压裂液用量关系不明确。5个层段产水贡献率与层段厚度呈正相关。

3 结 论

1)以生产测井组合仪(PLT)和超声波多普勒三相流产出剖面测井仪组合测井，可以获得古龙页岩油井产出状况。

2)对古龙页岩油井各层段产出流体性质及产液贡献率数据分析得出：压裂返排末期-生产初期不同层段压裂返排程度不同，与压裂液用量相关关系仍未明确建立，但产水贡献率与层段厚度呈线性正相关。

3)不同的采排制度对古龙页岩油各层段产出流体状态及油气水三相贡献率影响明显，尤其是压力改变对K1qn2+3底部及以下层段分相产量影响明显，因此配套工程工艺实施过程中应进行产出剖面测井，以便更好地制定方案，获得良好效果。