PNST 脈沖中子全譜測井儀在高尚堡油田淺南區(qū)的應用

董蘭芳

(大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司 黑龍江 大慶 163453)

0 引 言

高尚堡油田淺層南區(qū)(高淺南區(qū))位于高柳斷層下降盤，是受高柳斷層及其派生斷層作用形成的復雜斷塊區(qū)，總體為被多條斷層復雜化的滾動背斜。高淺南區(qū)油藏于1982 年發(fā)現，目的油層為館陶組和明化鎮(zhèn)組，1985年開始進入試采與滾動開發(fā)。高淺南區(qū)油藏為邊底水活躍的層狀油藏，地層能量充足，在2008 年之前主要依靠天然能量開采，只有個別層位存在污水回注井。地質儲量采油速度0.67%，目前綜合含水94.8%，處于高含水、低采出的狀態(tài)。

高淺南地區(qū)泥質砂巖儲層中低阻油氣層［1］非常發(fā)育，初期開發(fā)時由于認識上的局限，很多油層測井解釋結果為水層，而且經過長時間的開發(fā)后，很多油層已經水淹，鉆井時測得的裸眼井測井曲線已經不能準確反映地層目前的流體狀況，因此對老井進行挖潛上產難度很大。為了提高產量，需要對老井目前的水淹情況進行重新認識，而脈沖中子全譜測井(簡稱PNST)是一種套管井含油飽和度監(jiān)測的有效手段。PNST 測井碳氧比模式不受地層水礦化度的影響，在孔隙度大于15%的地層中能準確區(qū)分油水層、判斷油層的水淹程度。

1 PNST 脈沖中子全譜測井儀簡介

PNST 測井儀［2］外徑89 mm，長4.5 m，重90 kg，耐溫150℃/4 h，耐壓70 MPa，適用于套管外徑為140 mm ～244 mm 的套管井。PNST 測井儀一次測井能同時實現雙源距碳氧比、中子壽命、脈沖中子- 中子、能譜水流功能;測井曲線信息豐富，主要包括剩余油評價的碳氧比、地層俘獲截面、近遠計數比、氧活化指數等曲線;在缺少裸眼井測井資料時也能提供評價儲層巖性物性的泥質含量、孔隙度、飽和度等解釋信息，獨立地進行套后地層參數評價;能識別氣層，指示強力出水層。是套管井直接評價地層剩余油氣飽和度等地層參數的最重要測井手段之一。

PNST 有多種測井模式，每種測井模式對應著特有的中子爆發(fā)時序及能譜與時間譜采集方案。在常用的碳氧比測井模式下，每50 ms 內分別用45 ms、2 ms 和3 ms 的時間(占測井時間的90%、4%和6%)來執(zhí)行雙源距碳氧比、中子壽命和能譜水流測井任務，分別累積非彈與俘獲能譜、俘獲時間譜、活化能譜等相關測井數據。

PNST 使用了中子產額全自動控制與穩(wěn)定技術，以及伽馬射線能譜漂移自動跟蹤與校正技術，使下井儀不用人工調節(jié)就能穩(wěn)定地處于最佳工作狀態(tài)，增加了測量譜的有效數據量，提高了測井質量。

2 高尚堡油田高淺南區(qū)地質概況

高淺南區(qū)［3］是層狀斷塊油藏，區(qū)內斷層發(fā)育，將高淺南區(qū)切割成大小不同的斷塊，主要包括高29 斷背斜、高63 斷背斜和高59 一35 斷塊區(qū)，這些構造受斷層的分割又細分為多個斷塊。高淺南區(qū)是典型的小斷塊油藏，最大斷塊面積為1.4 km2，一般斷塊面積為0.2 km2～0.6 km2，平均斷塊面積0.47km2。

高淺南區(qū)儲層埋深淺，儲層為疏松砂巖，泥質膠結為主，點接觸，膠結程度低，成巖作用弱，原生孔隙發(fā)育，并有少量次生孔隙，儲層物性條件好。明化鎮(zhèn)組為曲流河沉積，儲層以細砂巖、中砂巖為主;館陶組為辮狀河沉積，以不等粒砂巖、中砂巖、粗砂巖為主。明化鎮(zhèn)組儲層為高孔特高滲- 高孔高滲儲層，到館陶組由于深度增加，壓實和膠結作用增強，導致滲透率有所降低，儲層變?yōu)楦呖赘邼B-高孔中滲儲層。

高淺南區(qū)儲層孔隙度在25% ～30%占19%，在30%～35%占67%，大于35%的占14%，平均孔隙度30.2%;滲透率在100 ×10-3μm2～300 ×10-3μm2占14.3%，在300 ×l0-3μm2～1000 ×10-3μm2占24.8%，大于1000 ×10-3μm2的占61.9%，平均滲透率為450 ×10-3μm2。據巖心分析，束縛水飽和度為27.8% ～50%，平均為30%;殘余油飽和度平均為31%。

3 應用實例

3.1 高水淹層判斷

高160 -X5 井是冀東油田陸上作業(yè)區(qū)高尚堡油田高淺南區(qū)高160 -1 斷塊構造較高部位的油井，位于河北省灤南縣碎石場東約0.5 km。2007 年10 月14 日完鉆，最大井斜36°，最大井斜方位149.3°，最大井斜深度2 527 m，油層套管為177.8 mm。投產時射開NmⅢ組18號層(1 915.4 m ～1 918.2 m)，射開厚度2.8 m，該層平均孔隙度32.21%，平均滲透率652.04 ×10-3μm2，含油飽和度56.81%。

2014 年5 月20 日該井日產液120.9 t、日產油0.12 t，含水已達99.9%。為尋找其它的潛力層，為下步治理措施提供依據，該井2014 年5 月28 日進行了PNST 測試，PNST 測井資料解釋結果(圖1)顯示18 號生產層遠探測器碳氧比值(FCOR)較低，含油飽和度在30%左右，表明該層水淹嚴重，解釋為高水淹層;NmⅢ組19 號層(1 925.0 m ～1 942.0 m)碳氧比值較高，解釋含油飽和度最大為56%，剩余油較多，解釋為中水淹層。根據解釋結果，2014 年6 月3 日對該井封堵18 號層，射開19 號潛力層上部(1 925 m ～1 928 m)，射開厚度3 m。2014 年6 月8 日開井生產，初期產液20t 左右，含水90%左右，排液4 天后，產量逐漸穩(wěn)定，含水降為0。截止到7 月22日產量10.2t，含水1.1%。

3.2 可挖潛層確定

高59 -10 井位于淺南區(qū)高59 -35 斷塊，于2004 年9 月完鉆投產，主要生產層位為東營組，射開6 個層，共29 m。2014 年6 月13 日日產液10 t，含水94%，為落實該井其他小層的潛力，尋找潛力生產層，為下步措施提供依據，于2014 年6 月27 日進行PNST 測井，測量結果(圖2)顯示館陶組(NgⅠ2)油層16 號層、17 號層碳氧比值較高，含油飽和度較高，解釋為油層。根據PNST 解釋結果于6 月29 日封堵東營組生產層，補孔16 號層(1 929.0 m ～1 932.0m)、17 號層(1 934.0 m ～1 936.0m)，射開總厚度5.0m。于2014 年7 月8 日開井生產，截止到7 月22 日，日產液13.5 t，含水43.6%。

圖1 高160 -X5 井PNST 測井解釋成果圖

圖2 高59 -10 井PNST 測井解釋成果圖

3.3 氣層識別

當地層中含氣時，由于天然氣中碳元素相對較少，PNST 測井獲得的碳氧比值較低，與水層相近，因此僅依靠碳氧比值的信息易錯解釋為水層。但是地層中天然氣的含氫指數比較低、俘獲截面較小，因此氣層的中子減速能力也低，氣層處近、遠俘獲伽馬的計數率增大，且遠俘獲伽馬計數增大更多［4］。由于計數率數值變化較大，在曲線疊合處理時誤差較大，通常采用計數率比值來識別氣層。PNST 測井獲得的曲線在氣層處的主要特征如下:近遠探測器非彈計數率比值RIN 與近遠俘獲伽馬計數率RCAP 明顯降低，近俘獲非彈伽馬計數率比值NCI 與遠俘獲非彈伽馬計數率比值均升高，且FCI 升高更明顯［5］。

圖3 中2 號層為高59 -10 井明化鎮(zhèn)組油層，該層上部遠探測器碳氧比值FCOR 較低，與臨近泥巖段及1 號水層的碳氧比值大小相近，定量解釋最大含油飽和度為30%，應為水層。但該層下部碳氧比明顯增大，定量解釋最大含油飽和度達到60%，明顯為油層，這種結果不符合常規(guī)油藏的儲集規(guī)律。綜合考慮非彈、俘獲信息，2號層上部FCI 和NCI 明顯增大，且FCI 增大更多，RIN 和RCAP 都明顯降低，符合氣層特征，因此2 號層應為油氣同層。

圖3 高59 -10 井PNST 測井解釋成果圖

4 結 論

1)高尚堡油田高淺南區(qū)低阻油層發(fā)育，最初開發(fā)時由于認識上的局限，漏失很多油層，而且經過長時間的開發(fā)后，鉆井時測得的裸眼井測井曲線已經不能準確反映地層目前的流體分布情況。PNST 測井在高淺南區(qū)的有效應用表明，在中高孔隙度、中高滲透率地區(qū)是一種有效的套管井剩余油評價技術，該技術也適用于同種類型的低阻油藏。

2)氣層碳氧比值與水層碳氧比值大小相近，僅依靠碳氧比值易把氣層解釋為水層，綜合考慮PNST 測井獲得的非彈、俘獲信息，利用FCI、NCI、RIN、RCAP 能夠準確識別氣層，獲得更準確的解釋結論。

［1］中國石油勘探與生產分公司.低阻油氣藏測井評價技術及應用［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2009:104 -123.

［2］鄭 華，董建華，劉憲偉.PNST 脈沖中子全譜測井儀［J］.測井技術，2011，35(1):83 -88.

［3］汪 躍.高尚堡油田南部特高含水期剩余油富集規(guī)律及主控因素研究［D］.東營:中國石油大學，2011.

［4］沈付建.DDCO-3 型碳氧比測井儀在水淹層評價中的應用［J］.石油儀器，2010，25(3):40 -42.

［5］鄭 華，劉先偉，董建華，等.PNST 脈沖中子全譜測井儀在大慶油田的應用［J］.測井技術，2013，37(5):541 -546.