熱中子成像測(cè)井技術(shù)在吐哈油田的應(yīng)用

張予生, 李康, 劉春輝, 職玲玲, 王學(xué)斌, 朱滿宏

(1.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司吐哈事業(yè)部, 新疆 鄯善 838202;2.太平洋遠(yuǎn)景石油技術(shù)(北京)有限公司, 北京 102200)

0 引 言

吐哈油田已進(jìn)入中高含水開發(fā)階段。油田儲(chǔ)層具有低孔隙度低滲透率的地質(zhì)特征和地層水性變化復(fù)雜的特性,利用常規(guī)測(cè)井資料評(píng)價(jià)剩余油飽和度存在一定的困難[1]。為了加強(qiáng)對(duì)剩余油分布規(guī)律的了解,油田急需實(shí)用的剩余油飽和度測(cè)井技術(shù),尋找潛力層,為制訂油田開發(fā)措施提供準(zhǔn)確依據(jù)。TNIS熱中子成像測(cè)井技術(shù)依據(jù)熱中子衰減變化率和熱中子俘獲截面大小辨析巖性和流體性質(zhì),熱中子衰減率和俘獲截面值都以成像方式展示,可直觀快速評(píng)價(jià)儲(chǔ)層特征、評(píng)價(jià)儲(chǔ)層油水關(guān)系分布、監(jiān)測(cè)油水界面、評(píng)價(jià)水淹級(jí)別。

1 TNIS測(cè)井技術(shù)概述

1.1 技術(shù)原理

TNIS熱中子成像測(cè)井系統(tǒng)(Thermal Neutron Imaging System, TNIS)使用中子發(fā)生器向地層發(fā)射14 MeV的快中子,每次發(fā)射時(shí)間為1～3 μs,間隔8 μs進(jìn)行時(shí)間記錄,每個(gè)發(fā)射采集周期為75 ms,每秒發(fā)射13～14次。TNIS儀器記錄從快中子束發(fā)射15 μs后2 700 μs時(shí)間的熱中子記數(shù)率,并將其時(shí)譜記錄分成180道,每道15 μs,從中提取地層宏觀俘獲截面;熱中子在衰減過程中形成的衰減譜和成像譜可快速、直觀定性判定油水性質(zhì)。與傳統(tǒng)的中子壽命測(cè)井相比,TNIS以探測(cè)熱中子方式可避開本底GR的影響;通過環(huán)境校正,可最大程度消除井眼影響;以核譜成像模式直觀顯示儲(chǔ)層特征;在低孔隙度、低礦化度儲(chǔ)層中也有較好的分辨率[2-3]。

1.2 熱中子成像核譜

TNIS熱中子成像測(cè)井解釋方法依賴儀器探測(cè)器高精度的優(yōu)勢(shì),使得熱中子可在地層中以核譜成像方式顯示,即可快速、直觀判定流體性質(zhì)。試驗(yàn)實(shí)例(見圖1、圖2)屬于低孔隙度低礦化度低滲透率油藏,地層水為礦化度約8×104mg/L的CaCl2水型。油藏巖性為致密砂巖,儲(chǔ)層平均孔隙度為13%,油層含水飽和度約為42%。圖2試驗(yàn)井圖例中解釋出6個(gè)有效儲(chǔ)集層,其中1、2號(hào)層為水層,3號(hào)層為干層,4、5號(hào)層為油層,6號(hào)層為差油層。

1.2.1 熱中子俘獲核譜圖

Σ值(宏觀俘獲截面)的標(biāo)定和計(jì)算受井眼的影響,但是通過環(huán)境圖版校正可以有效提取地層真實(shí)響應(yīng)帶[4]。如圖1所示,在時(shí)間軸上0～100 μs為熱能影響區(qū);100～350 μs為井筒液和套管影響區(qū);350～750 μs為地層俘獲熱中子穩(wěn)定區(qū);750 μs以后為地層俘獲熱中子統(tǒng)計(jì)影響區(qū)。圖1中不同顏色曲線表示不同的巖性和流體性質(zhì),在350～750 μs熱中子俘獲曲線的幅度高低和平緩程度可反映巖性和流體性質(zhì)[5]。泥巖核譜曲線幅度高,曲線陡,Σ=27.52 c.u.*非法定計(jì)量單位, 1 c.u.=10-3cm-1, 下同;水層核譜曲線幅度較高,曲線平直向上,Σ=19.91 c.u.;干層核譜曲線幅度較高、曲線高陡,Σ=18.95 c.u.;差油層核譜曲線幅度較低,曲線平直,Σ=16.35 c.u.;油層核譜曲線幅度最低,曲線平緩,Σ=14.67 c.u.。利用核譜曲線最終的熱中子壽命終結(jié)時(shí)間也可以評(píng)價(jià)儲(chǔ)層[6],圖1中,泥巖熱中子壽命終結(jié)時(shí)間為1 050 μs;水層顯示為1 210 μs;干層顯示為1 380 μs;差油層顯示為1 480 μs;油層顯示為1 560 μs。Σ受地層骨架巖性、泥質(zhì)含量、有效孔隙度、地層水飽和度、地層水Cl離子濃度等諸多因素影響,不同地層條件下圖1中具體數(shù)值會(huì)有較大差異。

圖1 熱中子俘獲截面核譜圖

1.2.2 熱中子衰減成像

長(zhǎng)源距記錄的熱中子計(jì)數(shù)率比較低,矩陣數(shù)據(jù)數(shù)值也比較低,長(zhǎng)源距矩陣數(shù)據(jù)形成的成像暫不做分析。將短源距計(jì)數(shù)率的矩陣數(shù)據(jù)進(jìn)行多維數(shù)據(jù)顯示[見圖2(a)],即時(shí)間、測(cè)井深度、熱中子計(jì)數(shù)率。圖2(a)中計(jì)數(shù)率顏色由黑色→紅色→黃色→白色變化表示熱中子計(jì)數(shù)率由高到低,不同顏色之間的漸變可以直觀顯示相同計(jì)數(shù)率時(shí)(顏色相近計(jì)數(shù)率值相同)對(duì)應(yīng)顯示不同的中子壽命值。通過顏色漸變速度定性判定儲(chǔ)層流體性質(zhì),也可通過成像邊緣幅度判定流體性質(zhì)。例如1、2號(hào)層顏色漸變快,邊緣幅度較低,為水層顯示;4、5號(hào)層顏色漸變慢,邊緣幅度高,為油層顯示。

1.2.3 熱中子俘獲成像

圖2 熱中子衰減成像和俘獲成像圖

熱中子俘獲成像圖即Σ成像。成像為三維成像,即時(shí)間、測(cè)井深度和地層宏觀俘獲截面值。圖2(b)中,成像圖顏色由黃→紅→黑,表示俘獲截面由小到大。成像顯示出不同區(qū)域的熱中子俘獲情況,如前期熱能影響區(qū)、井筒液/套管壁/水泥環(huán)的影響、地層響應(yīng)值和熱中子統(tǒng)計(jì)起伏影響[7],成像圖將矩陣數(shù)據(jù)后端數(shù)據(jù)進(jìn)行重新采樣,可以有效避除統(tǒng)計(jì)起伏的影響?？梢岳贸上襁吘壏缺硎緸闊嶂凶咏K結(jié)時(shí)間,以藍(lán)色引線做標(biāo)準(zhǔn)定性判定儲(chǔ)層流體性質(zhì);可以通過成像顏色的變化判定儲(chǔ)層含油性,顏色越黃顯示含油性越好。例如1、2號(hào)層成像邊緣幅度較高,顏色為黃紅色,為水層顯示;4、5號(hào)層成像邊緣幅度高,顏色為淺黃色,為油層顯示。

2 TNIS測(cè)井技術(shù)在吐哈油田的應(yīng)用

2.1 吐哈油田儲(chǔ)層特性

吐哈油田儲(chǔ)層類型較為復(fù)雜,涉及面較廣。表1所示為TNIS所涉及區(qū)塊的儲(chǔ)層特性。

2.2 TNIS適應(yīng)性評(píng)價(jià)

通過TNIS在吐哈油田在多地區(qū)進(jìn)行多井次測(cè)試,逐步完善解釋圖版(見圖3)。圖3中橫坐標(biāo)為進(jìn)行泥質(zhì)校正的宏觀俘獲截面Σc,縱坐標(biāo)為進(jìn)行泥質(zhì)校正的有效孔隙度φc。依據(jù)圖版的交會(huì)關(guān)系可以看出孔隙度大于15%的中孔隙度儲(chǔ)層隨著孔隙度和Cl-濃度的增大,水層和含油層的宏觀俘獲截面差別很明顯,TNIS測(cè)試的應(yīng)用效果也越好。

表1 吐哈油田各區(qū)塊的儲(chǔ)層特性

圖3 TNIS適用性交會(huì)圖版

表1中概述了TNIS應(yīng)用于吐哈油田測(cè)試井的儲(chǔ)層特點(diǎn),其中在雁木西油田和魯克沁油田為中高孔隙度(平均孔隙度為22%)、中高礦化度(Cl-濃度為66 000 mg/L)地層[7-8]Σo—Σw差值范圍為6.2～12.4 c.u.,平均差值為10.2 c.u.;溫西三區(qū)塊為低孔隙度(平均孔隙度為15%)、低礦化度(Cl-濃度為14 000 mg/L)地層[12],Σo—Σw差值范圍為2.4～6.7 c.u.,平均差值為4.6 c.u.。可見,對(duì)于孔隙度大于10%、Cl-濃度大于24 000 mg/L的低滲透率油藏也可分辨油水層。

2.3 應(yīng)用實(shí)例

雁×-74井位于吐哈油田雁木西區(qū)塊。雁木西油田第三系油藏地層油藏屬于中孔隙度、中礦化度地層,平均孔隙度為22%,地層水總礦化度為11.2×104mg/L左右,其中Cl-含量為70 000～90 000 mg/L,水型為CaCl2。通過圖3分析,該井Σo=13.1～14.2 c.u.,Σo—Σw差值范圍為6.2～12.4 c.u.。該井于2010年10月5日投產(chǎn)Esh2-2(1606.0～1612.0 m段)、Esh2-3(1612.0～1619.0 m段),初期日產(chǎn)液31.6 m3,日產(chǎn)油20 t,含水23%。2011年8月,為提高產(chǎn)能,對(duì)Esh2-2、Esh2-3實(shí)施全控水支撐劑壓裂防砂,作業(yè)前日產(chǎn)液13.6 m3,日產(chǎn)油2.t,含水81%;作業(yè)后日產(chǎn)液21.8 m3,日產(chǎn)油5.7 t,含水68%。目前日產(chǎn)液22.4 m3,日產(chǎn)油0.7 t,含水96%。圖4為雁×-74井TNIS解釋成果圖。

圖4 雁×-74井TNIS解釋成果圖

依據(jù)TNIS核譜成像作定性分析,該井2號(hào)層1 556.0～1 561.3 m井段ΣMX熱中子俘獲譜高陡,且單峰無拖曳;SsnM熱中子衰減成像顏色漸變快;ΣM熱中子俘獲成像邊緣幅度較高,且顏色為紅黑色,定量Σ=26.57 c.u.,顯示為標(biāo)準(zhǔn)水層。10號(hào)層1 620.0～1 624.9 m井段ΣMX熱中子俘獲譜平緩,且單峰拖曳明顯;SsnM熱中子衰減成像顏色漸變很慢;ΣM熱中子俘獲成像邊緣幅度最高,且顏色為淺黃色,定量Σ=11.52 c.u.,有效孔隙度低至3%,顯示為致密砂層。

該井8號(hào)層1 607.5～1 609.8 m井段為生產(chǎn)層段,ΣMX熱中子俘獲譜邊緣幅度高,熱中子壽命較長(zhǎng);SsnM熱中子衰減譜顯示后時(shí)間道后曳較長(zhǎng),儲(chǔ)層含油飽和度顯示一定衰減,水淹程度相對(duì)較低。該層定量評(píng)價(jià)Σ=17.79 c.u.,孔隙度為20.37%,剩余油飽和度為35.74%,TNIS將這些層解釋為中水淹層。

6號(hào)層1 594.7～1 603.1 m井段為未動(dòng)用潛力層。該層ΣM熱中子俘獲成像邊緣幅度較高,且顏色為黃紅色,該層定量評(píng)價(jià)Σ=20.05 c.u.,孔隙度為18.77%,含油飽和度為32.84%,TNIS將該層解釋為強(qiáng)水淹層。

該井在TNIS測(cè)試后,補(bǔ)孔1 592.0～1 595.5 m井段,措施后穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)液19.1 m3,日產(chǎn)油1.5 t,含水90.0%;通過TNIS測(cè)試及后續(xù)措施后,該井增油0.6 t/d,效果明顯。

3 結(jié) 論

(1) TNIS熱中子成像測(cè)井技術(shù)采用多元化成像處理方法,將熱中子在地層中衰減、俘獲過程形成核譜成像資料,據(jù)此可直觀、快速判定儲(chǔ)層特性。

(2) TNIS在吐哈油田孔隙度大于10%、Cl-濃度大于24 000 mg/L低滲透率油藏中還有較高的油水分辨率。隨著孔隙度和Cl-濃度的增大,水層和含油層的宏觀俘獲截面差別增大,對(duì)油水層識(shí)別效果更好。

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