PNN測井監(jiān)測氣液界面在馬北一號注氣油藏中的應(yīng)用

張洪,邱金權(quán),王青川,甘常建,雷剛,周濤,何曉君

(青海油田測試公司,青海 茫崖 816499)

0 引 言

在底水油藏注水開發(fā)過程中,底水錐進造成油井過早見水、產(chǎn)油量驟減和含水快速上升,嚴重影響開發(fā)效果。采取科學(xué)有效的開發(fā)技術(shù),最大限度避免底水錐進影響,提高油藏采收率,是油田開發(fā)工作者面臨的一項難題和挑戰(zhàn)[1]。馬北一號油田為典型底水油藏,為提高采收率開展了2井組注氣開發(fā)試驗。通過構(gòu)造頂部注氣,利用油氣重力分異作用,將構(gòu)造高部富集油均勻向構(gòu)造下部驅(qū)替,隨注入氣逐漸增加,形成的次生氣頂在不斷膨脹過程中推動氣油界面持續(xù)下降。

及時監(jiān)測氣液界面運移情況對于跟蹤評價注氣效果具有較強的指導(dǎo)意義,同時為后期生產(chǎn)方案優(yōu)化提供依據(jù)。前人在氣液界面的監(jiān)測中進行了多種技術(shù)的研究和試驗[2-4],一是綜合應(yīng)用巖心分析及測井資料確定氣液界面,其次是根據(jù)單井測壓和毛細管壓力對氣液界面進行預(yù)測,還有根據(jù)相關(guān)地層、錄井參數(shù)對氣液界面移動距離進行計算。在套管井中監(jiān)測地層氣液界面,PNN(Pulse Neutron-neutron)脈沖中子-中子測井技術(shù)具有較強的應(yīng)用優(yōu)勢,其原理主要是利用其長短源距探頭計數(shù)率疊合,在氣層出現(xiàn)較明顯的離差進行判斷和分析。目前在馬北一號油田2井組11口井集中開展了時間推移PNN測井26井次,較好地評價了氣液界面的運移情況,為指導(dǎo)油田下步生產(chǎn)措施提供了可靠依據(jù),同時為今后注氣油藏氣液界面監(jiān)測積累了經(jīng)驗認識和借鑒。

1 油藏開發(fā)簡介

圖1 注氣穩(wěn)定重力驅(qū)機理示意圖

2003年馬北一號油田部署完鉆了馬北a井,獲得工業(yè)油氣流。2006年開始規(guī)模產(chǎn)能建設(shè),2009年油田產(chǎn)量出現(xiàn)大幅下降,含水快速上升。分析認為前期采油速度過快,造成邊水快速推進、底水錐進所致。從油藏平面、縱向的剩余油分布分析,剩余油主要集中在構(gòu)造中高部位,具備應(yīng)用頂部注氣方式富集剩余油、提高開發(fā)效果的條件。2013年10月,應(yīng)用頂部注烴氣重力驅(qū)技術(shù)理念(見圖1),開展了2個井組注氣實驗,地層壓力由注氣前的5.36 MPa已上升到9.97 MPa,氣油比逐漸升高。

2 PNN測井監(jiān)測氣液界面原理

2.1 PNN測井原理

PNN(Pulse Neutron-neutron)脈沖中子-中子測井,主要利用中子發(fā)生器向地層發(fā)射14 MeV的快中子,經(jīng)過一系列的非彈性碰撞、彈性碰撞、地層俘獲以及活化等系列活動,完整記錄了未被地層俘獲的熱中子計數(shù)率。與常規(guī)中子壽命記錄俘獲后放射出的伽馬射線明顯不同,從而很好地避免了伽馬射線的統(tǒng)計誤差的影響[5]。在熱中子俘獲能力較低的環(huán)境(低礦化度、低孔隙度)中,由于存在較高熱中子計數(shù)率,降低了熱中子計數(shù)率的統(tǒng)計誤差影響,從而提高了PNN測井技術(shù)在復(fù)雜情況下的測井分辨能力和計算精度[6-7]。對于含氣地層,由于天然氣對快中子的減速能力比同體積巖石骨架小,產(chǎn)生“挖掘效應(yīng)”,同時由于氣層地層俘獲截面明顯低于油、水層,PNN測井在監(jiān)測氣液界面具有較好的應(yīng)用。

2.2 氣液界面解釋方法

(1) 地層俘獲截面(Σ)。理論上氣層的Σ值為5～16 c.u.(10-3cm-1),油層Σ值為16～22 c.u.,地層水的Σ值為22～120 c.u.[8],利用計算的Σ值區(qū)分氣、油、水層。

(2) 長、短源距探頭計數(shù)率交會圖法。

長、短源距探頭計數(shù)率在水層或泥巖顯示大體重合(見圖2),呈線性變化,在氣層,由于氣體的俘獲截面很小,長源距探頭計數(shù)率明顯增大,開始偏移45°線上翹。

圖2 長短源距交會圖

(3) 長、短源距探頭計數(shù)率重疊法。在泥巖段以適當(dāng)比例將長、短源距探頭計數(shù)率曲線疊合,氣層顯示明顯的正離差,含氣飽和度越高,離差越大,油、水層則顯示微小離差,甚至重合(地層水礦化度高)。在馬北一號注氣油藏監(jiān)測氣液界面主要采用計數(shù)率重疊法。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

3.1 測井概述

2013—2015年,在馬北一號油田開展PNN測井監(jiān)測氣液界面,先后完成了11口井(26井次)測井(見表1)。初期測井工藝采用了清水壓井(防止井噴),導(dǎo)致壓井液壓進入射孔層內(nèi),影響了測量結(jié)果,無法判斷出氣液界面;后期采用帶壓密閉測井,克服了壓井液進層影響,測量結(jié)果趨于地層真實反映,氣液界面識別更加準確。

表1 馬北一號油田PNN測井情況一覽表

3.2 注氣井組概述

3.2.1 馬H××井組

馬H××井位于構(gòu)造北區(qū),周圍監(jiān)測測井4井次,分別為馬3-a、馬北a、馬5-a、馬6-d,其射孔位置均位于射孔層上部。2013年10月進行注氣,日注氣1.5×104m3,前期注氣壓力逐步上升,后期逐步趨于穩(wěn)定,平均注氣壓力11.8 MPa。

3.2.2 馬6××井組

馬6××井位于構(gòu)造南區(qū),周圍監(jiān)測測井7井次,分別為馬6-a、馬6-b、馬6-c、馬7-a、馬7-d、馬7-b、馬7-c,除馬7-b井外其他井射孔位置均位于射孔層上部。2013年10月進行注氣,日注氣1.0×104m3左右,注氣壓力逐步上升,平均注氣壓力8.9 MPa。

3.3 氣液界面監(jiān)測情況

3.3.1 總體情況

馬H××井組:從監(jiān)測井壓力變化情況看(見表2),3口井油套壓力上升幅度較大,馬3-a井油套壓上升幅度較小。在該井組開展了9井次PNN測井,其中7井次識別出了氣液界面(見表3)。隨著注氣時間的推移,氣液界面均有不同程度下移。從壓力上升及氣液界面下移看,馬H××井組注氣已受效,受效方向為由西向東。

馬6××井組:從監(jiān)測井壓力變化情況看(見表2),6口井油套壓力上升幅度較大,馬6-c井油套壓上升幅度較小。在該井組開展了17井次PNN測井,其中6井次識別出了氣油界面(見表3),2井次識別出了氣水界面。馬6××井組注氣受效方向為南北方向,且氣油界面隨著時間的推移逐漸下移。

表2 2個井組監(jiān)測井壓力變化情況

圖3 馬7-b井時間推移PNN測井成果圖

3.3.2 典型井分析

馬7-b井射開厚層底部2.2 m,關(guān)井前日產(chǎn)油2.1 t,含水0.8%。2013年、2014年分別開展PNN測井,從長、短源距探頭計數(shù)率疊合曲線看(見圖3),包絡(luò)面積向下逐漸延伸,即氣油界面下移,從890.0 m下降到892.2 m,氣油界面在4個月時間向下推移了2.2 m。對該井進行開井生產(chǎn)實驗,產(chǎn)油量為6.2 t/d,增油4.1 t/d,效果明顯。

表3 2個井組監(jiān)測井氣液界面變化情況

3.3.3 認識

從11口監(jiān)測井射孔位置統(tǒng)計看,有10口井均在層上部,僅有馬7-b井射孔位置位于層下部。從時間推移PNN測井結(jié)果分析,當(dāng)射孔位置位于厚層上部時,注氣往往直接從射孔位置直接進入井筒內(nèi),較難促使氣液界面下移,驅(qū)油效果較差(見圖4)。馬6-a井射開兩個小層生產(chǎn),從2次PNN測井對比來看,井筒內(nèi)液面位置從875.2 m下降至919 m,說明該井注氣氣竄,注入氣從上部射孔位置進入井筒內(nèi),將井筒液體壓入下部射孔層。

圖4 注氣驅(qū)油示意圖(左為射孔位置在上部,右為射孔位置在下部)

當(dāng)射孔位置位于厚層下部,注入氣運移至目的層段,由于重力分異作用,驅(qū)使氣液界面下降(見圖4),驅(qū)油效果較好。馬7-b井進行2次PNN測井,從長、短源距探頭計數(shù)率疊合曲線看,包絡(luò)面積呈現(xiàn)向下逐漸延伸趨勢,即氣液界面下移,說明注氣驅(qū)油見效(見圖3)。

4 結(jié)論及建議

(1) PNN測井長、短源距探頭計數(shù)率疊合離差以及俘獲截面曲線在氣液界面識別方面效果較好,能準確判斷氣液界面位置。

(2) 通過時間推移PNN測井,監(jiān)測到2個井組注氣受效方向,氣液界面持續(xù)下降,與地層壓力及氣油比變化情況基本一致。

(3) 馬北一號油田為單一較厚生產(chǎn)層段,前期注水開發(fā),受底水錐進影響,射孔位置大多為油層頂部,目前采用頂部注烴氣驅(qū)油,氣液界面已運移至射孔層段下部,建議封堵位于厚層上部的射孔層段,在氣油界面以下適當(dāng)位置射孔生產(chǎn),提高頂部注烴氣驅(qū)油開發(fā)效果。

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