能譜水流測(cè)井技術(shù)在輪南油田的應(yīng)用

姜許健，朱衛(wèi)紅，李 洪，袁曉滿，李 鵬，趙丹陽，陳 樹，張 識(shí)，劉漢廣，侯 果，汪 鑫

(1.中國(guó)石油塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000;2.中國(guó)石油塔里木油田分公司庫車項(xiàng)目經(jīng)理部，新疆 庫爾勒 841000;3.中國(guó)石油塔里木油田分公司塔中項(xiàng)目經(jīng)理部，新疆 庫爾勒 841000)

輪南油田原始開發(fā)方案采取“邊緣環(huán)狀注水–中間點(diǎn)狀注水”的注水模式，每口注水井對(duì)應(yīng)多口油井，水井長(zhǎng)期處于高負(fù)荷注水狀態(tài)，經(jīng)過近20年的注水開發(fā)，多數(shù)注水井在高配注的強(qiáng)注條件下，下部射孔井段已形成了優(yōu)勢(shì)通道。由于常規(guī)同位素測(cè)試受粒徑、測(cè)試工藝以及井壁污染的干擾，目前已經(jīng)不能完全滿足輪南油田高含水期動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)的需求。2012年輪南油田引進(jìn)能譜水流測(cè)井技術(shù)，在對(duì)25口井的測(cè)試報(bào)告分析后綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為，能譜水流測(cè)井工藝能夠較好地滿足目前動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)需求，對(duì)判斷注水井是否真實(shí)存在管外竄槽、是否存在優(yōu)勢(shì)通道以及分層注水井小層內(nèi)部真實(shí)吸水剖面具有很強(qiáng)的指導(dǎo)意義，為后續(xù)油田注水調(diào)控、深部調(diào)驅(qū)等措施的實(shí)施提供了豐富的資料。

1 氧活化能譜水流測(cè)井原理

氧活化能譜水流測(cè)井儀器、測(cè)井原理示意圖分別見圖1、圖2。

氧活化能譜水流測(cè)井是一種測(cè)量水流速度的測(cè)井方法，較常規(guī)的測(cè)量水流方法，即溫度測(cè)井、噪聲測(cè)井、壓力測(cè)井、流體密度測(cè)井、同位素測(cè)井、示蹤測(cè)井、渦輪測(cè)井等方式，具有定量評(píng)價(jià)的優(yōu)勢(shì)［1-2］。氧活化能譜測(cè)井屬于脈沖快中子次生伽馬能譜測(cè)井，氧活化僅是它三種核反應(yīng)中對(duì)一種元素氧的活化反應(yīng)。中子氧活化測(cè)井的物理基礎(chǔ)是脈沖中子與氧元素相互作用后放射出特征伽馬射線，通過檢測(cè)伽馬射線來確定儀器周圍含氧流體的流動(dòng)情況。中子源發(fā)射14 MeV快中子可以和水中的氧核發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生的16N以7.13 s的半衰期進(jìn)行衰變，衰變發(fā)射出的γ射線能量不是單一的，但主要是6.13 MeV能量的γ射線。通過對(duì)16N發(fā)射的γ射線進(jìn)行探測(cè)，可以知道儀器周圍16O的分布，從而判斷出儀器周圍水流動(dòng)的情況。氧核發(fā)生如下反應(yīng)［1］:

當(dāng)中子發(fā)生器發(fā)射一段時(shí)間中子后，儀器周圍的氧被活化，含活化氧的水俗稱為活化水。在水流動(dòng)方向上設(shè)置4個(gè)伽馬射線探測(cè)器(圖1中D1、D2、D3、D4)，當(dāng)活化水流經(jīng)某探測(cè)器時(shí)，該探測(cè)器γ計(jì)數(shù)率增大(見圖2)，通過測(cè)量活化時(shí)間譜，能計(jì)算出水流從中子源流到探測(cè)器的時(shí)間tm，若以S表示源距，根據(jù)源距和活化水通過探測(cè)器的時(shí)間計(jì)算流動(dòng)速度，水流相對(duì)于儀器的速度為v=S/tm。在已知流動(dòng)截面的情況下，通過水流速度可計(jì)算出水流量［3］。由于能譜測(cè)井利用的是具有強(qiáng)穿透能力的高能快中子和伽馬射線，在測(cè)試過程通過獲取油管、套管甚至水泥環(huán)附近的氧活化伽馬信號(hào)就能夠定量地計(jì)算出水流量 Q(以 m3/d 計(jì))［4］。

式中，△t–測(cè)點(diǎn)至接收探頭的時(shí)間差，s;S–源距，m;v–流速，m/s;Q–流量，m3/d;r油內(nèi)–油管內(nèi)徑，m;r儀外–儀器外徑，m;r套內(nèi)–套管內(nèi)徑，m;r油管–油管外徑，m。

2 能譜水流測(cè)井應(yīng)用效果

2.1 準(zhǔn)確檢查管外竄槽

X井是輪南油田西部區(qū)域的一口中間注水井，該井于2005年1月轉(zhuǎn)TI油組注水，TI油組內(nèi)部分為TI2、TI3等2個(gè)小層，TI2小層物性較差，吸水能力較弱，為次吸水層，TI3小層物性較好，為主吸水層。2007年和2011年同位素吸水剖面分別見圖3、圖4。圖3、圖4吸水剖面均顯示射孔井段TI2小層(4 752.5～4 755.4 m)基本不吸水，TI3小層(4 757.5～4 762.0 m)為主要吸水層，相對(duì)吸水量占總井段吸水量的61.3%左右，射孔井段以下(4 762.0～4 768.0 m)相對(duì)吸水量占總吸水量的38.7%左右。由于吸水剖面顯示的是該井射孔井段下部存在管外竄槽，根據(jù)同位素測(cè)井吸水剖面影響因素綜合分析后認(rèn)為，不能排除是存在同位素沉淀造成的污染所致，所以一直未采取封堵作業(yè)。

2012年輪南油田引進(jìn)了能譜水流測(cè)井技術(shù)，為進(jìn)一步判斷該井下部是否存在管外竄槽，2012年6月對(duì)該井進(jìn)行了測(cè)試。表1為同位素測(cè)試與能譜水流測(cè)試對(duì)比表。

表1 同位素測(cè)試與能譜水流測(cè)試對(duì)比表

從表1可以看出，2012年6月氧活化能譜水流測(cè)試結(jié)果顯示TI2、TI3之間的4 756.3～4 757.4 m井段不吸水，且4 762.0 m以下井段也不吸水，此次測(cè)試顯示該井不存在管外竄槽。與2011年4月同位素測(cè)井對(duì)比分析后認(rèn)為，4 762.0 m井段以下吸水可能是同位素沉降后吸附在套管表面造成的假象，通過氧活化能譜測(cè)試資料結(jié)果，該井取消了堵水措施作業(yè)。

2.2 分層注水井吸水剖面測(cè)試

輪南油田是塔里木油田最早試驗(yàn)并推廣實(shí)施分層注水的油田，由于受夾層厚度的限制，部分井只能夠進(jìn)行油組間分注，一般而言，夾層大于3 m的油井可以進(jìn)行層內(nèi)分注。目前輪南油田均采用偏心配水管柱，這樣吸水剖面測(cè)試就受到限制，層內(nèi)吸水狀況得不到真實(shí)的體現(xiàn)。采用能譜水流測(cè)井能夠解決這一瓶頸，通過對(duì)LNY井測(cè)試結(jié)果的綜合分析，該剖面與油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)完全吻合。LNY井原來是輪南油田10井區(qū)的一口籠統(tǒng)注水井，歷年常規(guī)同位素測(cè)試均顯示該井下部有優(yōu)勢(shì)通道，注入水絕大部分進(jìn)入TI3小層中，該區(qū)域附近2012年新部署2口采油井，均單獨(dú)生產(chǎn)TI2小層，投產(chǎn)以來這2口采油井液面下降較快，為防止該區(qū)域供液不足而影響油井正常生產(chǎn)，2012年9月對(duì)LNY井進(jìn)行封堵作業(yè)后轉(zhuǎn)TI2、TI3小層分注作業(yè)。分注后對(duì)該井進(jìn)行了能譜水流測(cè)井(吸水剖面圖見圖5)。通過與該井生產(chǎn)測(cè)井曲線(見圖6)仔細(xì)對(duì)比顯示，TI2小層中物性好的4 727.0～4 728.0 m井段氧活化能譜剖面顯示為主要吸水層段，泥質(zhì)含量較高的4 728.0～4 730.0 m井段基本不吸水，物性較好的4 730.0～4 732.0 m井段氧活化能譜顯示為次吸水層段，TI3小層吸水剖面與生產(chǎn)測(cè)井曲線對(duì)應(yīng)關(guān)系也相同。該剖面結(jié)果與區(qū)域動(dòng)態(tài)分析人員的地質(zhì)吸水認(rèn)識(shí)完全符合。

2.3 解決管柱問題造成的剖面誤差

LNZ井是輪南油田的一口地質(zhì)注水井，該井于2012年3月老井轉(zhuǎn)注水，該井射孔層位為TI油組(4 719.0 ～4 725.0 m 井段)，管柱下深為4 721.0 m，正好位于射孔井段(4 719.0 ～4 725.0 m 井段)的中深位置。7月采用同位素測(cè)試吸水剖面，測(cè)試結(jié)果見圖7。圖7吸水剖面顯示頂部(4 719.0～4 721.0 m井段)吸水量較大，射孔井段中下部4 721.0～4 725.0 m井段不吸水。結(jié)合鄰井狀態(tài)分析:該區(qū)域油層頂部由于物性較差，鄰井剖面顯示此井段吸水量很少甚至基本不吸水，因此，測(cè)試結(jié)論與地質(zhì)認(rèn)識(shí)有較大差距。結(jié)合該井管柱下深綜合分析認(rèn)為，由于該井管柱下深正處于射孔井段中部，為油管向套管過渡井段，渦輪流量計(jì)所測(cè)流體流速受井徑變化影響較大，因此測(cè)試結(jié)果可能不準(zhǔn)確。為準(zhǔn)確判斷該井吸水狀況，9月采取氧活化能譜測(cè)試，核實(shí)該井吸水狀況，測(cè)試結(jié)果見圖8。圖8顯示4 719.0～4 724.0 m井段基本均勻吸水，與目前動(dòng)態(tài)分析基本吻合，由于該井轉(zhuǎn)注時(shí)采取了酸化增注措施，可能造成已原封堵的射孔井段4 730.0～4 736.0 m失效而吸水。

3 認(rèn)識(shí)及建議

1)能譜水流測(cè)井技術(shù)相對(duì)常規(guī)同位素測(cè)井，測(cè)試結(jié)果更加精確，測(cè)試流量范圍更為廣泛，能夠滿足目前油藏動(dòng)態(tài)分析的需求，為后續(xù)注水調(diào)控、深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)提供了強(qiáng)有力的指導(dǎo)意見。

2)能譜水流測(cè)井技術(shù)能夠準(zhǔn)確判斷吸水井段是否管外竄槽、有效錄取偏心配水管柱的吸水剖面資料以及解決由于管柱下深原因造成的無法測(cè)剖面問題。

3)能譜水流技術(shù)也可以在分層注水井中通過測(cè)試封隔器處上下水流流量達(dá)到檢測(cè)封隔器的密封性的目的。

4)通過輪南油田25井次的能譜水流測(cè)試，該工藝在對(duì)薄油層剖面測(cè)試過程中需準(zhǔn)確地卡點(diǎn)。通過反復(fù)試驗(yàn)認(rèn)為，在射孔井段上下各加測(cè)一個(gè)流量能有效減少測(cè)試誤差。

［1］任曉榮，魯保平，黃劍雄.脈沖氧活化測(cè)井技術(shù)［J］.測(cè)井技術(shù)，1999，23(5):385－388.

［2］韓玉堂，林梁，李倩.能譜水流測(cè)井技術(shù)的研究和推廣［J］.測(cè)井技術(shù)，2002，26(4):306－307.

［3］朱立新.能譜水流測(cè)井儀器及其在油田開發(fā)中的應(yīng)用［J］.石油儀器，2012，26(2):38－39.

［4］馬英，崔世銘，曲梅，等.油藏監(jiān)測(cè)新技術(shù)在吉林油田的應(yīng)用［J］.測(cè)井技術(shù)，2004，28(1):90－91.