時間譜測井氣層識別方法在大慶油田的應(yīng)用*

何巍巍，鄧茜珊，何 葳，孫 亮，鄭 華，郝淑娟，馮瑞姝

(1.大慶師范學(xué)院機(jī)電工程學(xué)院 黑龍江 大慶 163000；2.大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163000；3.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院 陜西 西安 710000)

0 引 言

脈沖中子全譜測井儀(PNST)利用電控脈沖中子發(fā)生器產(chǎn)生并向地層發(fā)射能量為14 MeV的高能脈沖中子，利用2個伽馬探測器和1個熱中子探測器采集中子-中子和中子-伽馬譜，一次下井可實(shí)現(xiàn)雙源距碳氧比、中子壽命(PNC)、脈沖中子-中子(PNN)、氧活化等四種測井功能[1-3]。PNST測井儀能提供地層巖性、泥質(zhì)含量、孔隙度、剩余油飽和度等數(shù)據(jù)，可直觀指示出水層，能夠不依賴裸眼井測井資料進(jìn)行獨(dú)立的套管井剩余油評價[4]。

隨著油田勘探開發(fā)的不斷深入，老井淺層氣測井評價日益受到人們重視，在大慶地區(qū)的現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果顯示，PNST測井儀在氣層識別方面也具有較好的應(yīng)用效果。但天然氣勘探具有埋深大、物性差、圈閉條件復(fù)雜的特點(diǎn)，其發(fā)現(xiàn)難度逐漸增大[5]。因此，有必要研究地層中油、氣、水在不同孔隙度下的影響規(guī)律，建立完善的脈沖中子測井解釋模型，更好地進(jìn)行氣層識別，并形成適合當(dāng)?shù)乜紫抖鹊慕忉尫椒?。本文主要介紹了基于蒙特卡羅數(shù)值模擬方法和模擬井刻度試驗(yàn)結(jié)合的方式，形成了氣層識別和孔隙度解釋方法，在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了較好的效果。

1 數(shù)值模擬模型建立與校驗(yàn)

為了檢驗(yàn)所建數(shù)值模擬模型的正確性，按PNST測井儀在實(shí)際刻度井井眼及地層條件建立數(shù)值模擬模型，設(shè)置井眼介質(zhì)為清水，J55鋼級油層套管的壁厚和外徑分別為6.4 mm和140.2 mm，套管密度為7.85 g/cm3；套管外有層水泥環(huán)，按0.44水灰比用清水和G級油井水泥配制水泥環(huán)材料，水泥環(huán)密度2.02 g/cm3，水泥環(huán)外徑204 mm，地層分別為16.8 %、20.4%、26.0%、28.9%和33.8 %孔隙度的飽和水砂巖和油砂巖地層，按PNST測井儀工作模式的中子爆發(fā)與近、遠(yuǎn)BGO探測器伽馬時間譜的采集時序來進(jìn)行數(shù)值模擬。對比了近、遠(yuǎn)兩種探測器的模擬與實(shí)測時間譜，并且采用了PNST測井資料解釋軟件的算法，將數(shù)值模擬的RI、RCAP、CIN、CIF參數(shù)與實(shí)測進(jìn)行了對比。

圖1顯示孔隙度20.4%水砂巖地層條件下，模擬獲得近、遠(yuǎn)探測器時間譜與實(shí)測時間譜對比，圖中用紅色點(diǎn)表示實(shí)測時間譜，黑色點(diǎn)表示數(shù)值模擬時間譜。橫軸代表時間，縱軸代表經(jīng)過歸一化處理的相對計數(shù)率。從圖1可以看出，數(shù)值模擬時間譜與實(shí)測譜相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.999以上，說明模擬與實(shí)測時間譜十分吻合，驗(yàn)證了模型的正確性。

采用PNST測井?dāng)?shù)據(jù)處理算法，分別提取非彈計數(shù)、俘獲計數(shù)率，進(jìn)一步獲得RI、RCAP、CIN、CIF等測井參數(shù)。其中，RI為近、遠(yuǎn)探測器非彈計數(shù)率比；RCAP為近、遠(yuǎn)探測器俘獲計數(shù)率比；CIN、CIF分別為近、遠(yuǎn)探測器俘獲計數(shù)率與非彈計數(shù)率比，模擬與實(shí)測數(shù)據(jù)見表1。模擬與實(shí)測數(shù)據(jù)的相對差均小于3%，說明模擬數(shù)據(jù)能夠再現(xiàn)測井響應(yīng)規(guī)律，可用于解釋方法的建立和解釋參數(shù)的確定。

表1 水砂地層模擬與實(shí)測參數(shù)對比的實(shí)例

2 氣層識別及孔隙度解釋模型

按照大慶油田常規(guī)套管井條件，對經(jīng)過基準(zhǔn)校驗(yàn)的模型進(jìn)行參數(shù)調(diào)整，將套管壁厚和外徑分別設(shè)置為7.72 mm和139.7 mm，水泥環(huán)密度和外徑分別設(shè)置為1.95 g/cm3和200 mm?？疾? ～ 40%孔隙度砂巖條件下地層孔隙中流體分別為水、油、氣時，測井參數(shù)隨孔隙度的變化，結(jié)果如圖2所示。

從圖2中可以看出，1) RI由于受密度影響，相同孔隙度含氣砂巖值明顯小于油砂和水砂；2) RCAP僅受孔隙度影響，油砂和水砂地層隨孔隙度增加而增加，含氣砂巖基本不變；3) 油水砂巖CIN值隨孔隙度升高而升高，這是由于近探測器的俘獲計數(shù)率基本不變，而井眼附近的非彈計數(shù)隨孔隙度升高而降低，導(dǎo)致油水砂巖CIN值升高；含氣砂巖CIN隨孔隙度升高幅度小于油水砂巖，這是由于含氣砂巖地層中，探測器對非彈計數(shù)的敏感程度比油水砂巖小造成的；4) 三種巖性的CIF值隨孔隙度升高均降低，是由于三種巖性的遠(yuǎn)探測器時間譜均對地層俘獲敏感，隨孔隙度升高而升高。

圖2 測井參數(shù)隨孔隙度變化規(guī)律

根據(jù)不同孔隙度下各測井參數(shù)特點(diǎn)，可利用近/遠(yuǎn)非彈比值RI(反映密度孔隙度)與近/遠(yuǎn)俘獲比值RCAP(反映中子孔隙度)疊合、遠(yuǎn)俘獲/非彈計數(shù)比CIF(受含氣影響大)與近俘獲/非彈計數(shù)比CIN(受含氣影響小)疊合挖掘的曲線特征來識別氣層，按照RCAP測井參數(shù)圖版中油砂、水砂測井參數(shù)隨孔隙度變化情況，可獲得適應(yīng)大慶地區(qū)的孔隙度解釋模型，如公式(1)所示。

φ=0.87e0.65RCAP-9.13

(1)

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 氣層識別應(yīng)用

達(dá)深X井所在地層包含一定天然氣儲量，完井后進(jìn)行了PNST測井，解釋成果如圖3所示。圖中第一道為近遠(yuǎn)探測器宏觀俘獲截面SGFM，第二道為近探測器俘獲計數(shù)率NCAP和遠(yuǎn)探測器俘獲計數(shù)率FCAP，第三道為近探測器非彈計數(shù)率NIN和遠(yuǎn)探測器非彈計數(shù)率FIN，第四道為近遠(yuǎn)探測器非彈計數(shù)率比RI和俘獲計數(shù)率比RCAP，第五道為近探測器俘獲與非彈計數(shù)率比RCIN和遠(yuǎn)探測器俘獲與非彈計數(shù)率比RCIF。該井1、2號層為氣層，4組重疊曲線在氣層處均有幅度異常顯示，F(xiàn)CAP大于NCAP，F(xiàn)IN>NIN， RCIF>RCIN，RCAP與RI均變小，表明1、2號層為氣層，該解釋結(jié)論在試氣及實(shí)際生產(chǎn)中得到了驗(yàn)證。

圖3 達(dá)深X井解釋成果圖

3.2 孔隙度解釋應(yīng)用

西丁X井解釋成果圖如圖4所示。該井1972年開發(fā)，采用套管完井，沒有裸眼井測井資料。該井進(jìn)行大修作業(yè)時利用PNST測井評價剩余油飽和度。測前主要生產(chǎn)層位為1號層和2號層，日產(chǎn)液72.22 t/d，含水90.2%。基于改進(jìn)的孔隙度解釋方法，采用PNST測井的RCAP(圖中為RTMD)曲線計算孔隙度，得到有效孔隙度為30%左右，這與所在區(qū)塊其它井對應(yīng)層位的裸眼井資料顯示情況相符，剩余油飽和度解釋結(jié)果指示1號層的下部和2號層水淹嚴(yán)重，解釋結(jié)論與作業(yè)前生產(chǎn)情況一致，采油廠根據(jù)解釋結(jié)果作業(yè)后含水下降13.6%，取得了較好的應(yīng)用效果。

圖4 西丁X井解釋成果圖

4 結(jié) 論

根據(jù)刻度井實(shí)際井況及地層條件，對脈沖中子全譜測井儀(PNST)的測井響應(yīng)進(jìn)行了數(shù)值模擬研究，建立了較為完善的氣層識別和孔隙度解釋模型，在現(xiàn)場應(yīng)用并取得了較好效果。

1) 利用實(shí)測譜對數(shù)值模擬模型進(jìn)行基準(zhǔn)校驗(yàn)，模擬譜能夠再現(xiàn)實(shí)測譜，證明了數(shù)值模擬模型的正確；

2) 在氣層識別方面，通過近/遠(yuǎn)非彈比值RIN與近/遠(yuǎn)俘獲比值RCAP疊合，遠(yuǎn)俘獲/非彈計數(shù)比FCI與近俘獲/非彈計數(shù)比NCI疊合，當(dāng)RCAPNCI時，該層為氣層；

3) 在孔隙度解釋方面，近俘獲/非彈計數(shù)比NCI、近/遠(yuǎn)非彈計數(shù)比RIN，受含氣影響較??；近/遠(yuǎn)俘獲計數(shù)比RCAP和遠(yuǎn)俘獲/非彈計數(shù)比FCI在氣層處計算的孔隙度均偏低，利用校正公式可以取得更加準(zhǔn)確的孔隙度參數(shù)。