相關流量測井技術在吉林油田的應用效果分析

2018-09-11 05:57:26于春娣

石油管材與儀器 2018年4期

于春娣

(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

隨著油田開發的不斷深入，注入剖面測井技術越來越被人們所接受和重視。同位素測井應用很廣泛，但是由于地層長時間受注入水的沖刷，在井內射開地層易形成大孔道，同位素粒徑選配不適合時就會被注入水帶入地層深處，使同位素測井曲線異常顯示減弱，造成解釋誤差[1]。另外，同位素測井還受沾污、竄槽、壓裂、漏失等的影響，也嚴重影響測井結果的準確性。相關流量測井就是在此基礎上提出，通過室內實驗和現場試驗來探索并驗證了其可行性[2-4]。目前該方法已經推廣應用[5]。

1 新立油田地質概況

新立油田構造是一穹隆背斜，軸向近于東西向，且向北突出，構造內發育32條正斷層。儲層巖性以細砂巖為主，開發目的層為扶余、揚大城子油層，油層平均埋深1 225 m，分為9個砂巖組，26個小層，主力油層為8、14、16，沉積環境以平原沉積為主，平均有效厚度9.2 m，平均孔隙度為14.4%，原始含油飽和度55%，原始地層壓力為12.2 MPa，油層飽和壓力9.6 MPa。

2 測井原理

當示蹤劑靠近探測器時，探測器會產生相應的輸出信號，如果具有一定移動速度的示蹤劑經過具有一定距離的兩個探測器時，那么在兩個探測器上就會按照先后順序產生各自的輸出信號。由于兩個探測器間距一定，從而計算出示蹤劑的移動速度，而流速剖面的截面積是已知的，從而可以計算出流體的流量。該方法采用點測的方式，每個吸水層位的注入量可以用遞減法計算出來。

3 技術指標

耐壓：60 MPa;

耐溫：125 ℃;

儀器外徑：Φ38 mm;

流量測量范圍：3～200 m3/d;

流量綜合示值測量精度：±10%。

4 應用效果分析

4.1 相關流量測井資料為方案調整提供依據

在新立油田測相關流量60井次，測井過程中發現有一些井的測井結果與配注方案不符，該油田精選出了具有代表性的3口井試驗，由甲方測試隊伍錄取測調試資料，最后相關流量資料與測調試資料及配注方案做對比，目的是對測試技術進行全面的評價，更準確的驗證該技術分層測試的準確性。對比結果見表1。

表1 三口井相關流量、測調試結果對比

由表1可以看出測調試結果與相關流量測試結果基本吻合，進一步證明了相關流量測井技術的準確性，為廠家調整配注方案、準確判斷吸水層位提供了科學依據。

4.2 相關流量測井資料用于檢驗封隔器是否密封

相關流量測井資料能夠反映封隔器密封狀況，在吉林油田累計進行相關流量測井129井次，封隔器不密封的井有21口，占測井總井次的16.3%。

測井實例1：吉xx1井是一口三級配注井，射孔井段1 181～1 295.6 m，人工井底1 316.45 m，套管頭至補心距2.57 m。2010年6月14日對該井進行相關流量測井，施工時注入壓力7.9 MPa，注入量74 m3/d，進行了12個點測試，通過伽馬校深曲線可以發現，此井的第二級封隔器位置下錯，設計方案是在1 204 m，而實際下到1 202.2 m，導致封隔器卡在第10小層上，點測曲線顯示儀器在1 165 m處測得無上返流量，故驗證第一級封隔器密封良好,儀器在1 175 m即第一級配水器以下油管內向下流量為零，表明水全部流進了第一級配水器，第二、三級配水器不吸水，在1 205 m和1 245 m處環套空間內分別有55 m3/d和25 m3/d向下流量，表明第二級和第三級封隔器不密封。第10、12、14、16小層所吸入的水均為第二級和第三級封隔器漏失下來的水，如圖1所示。該井于2010年12月又進行了相關流量測井，施工時注入壓力10.9 MPa，注入量110 m3/d，儀器測得在1 175 m即第一級配水器以下油管內有43 m3/d流量，表明第二級配水器有吸水顯示，在1 204 m即第二級配水器以下油管內無向下水流，表明第三級配水器無吸水顯示。在1 205 m和1 245 m處環套空間內均有向下水流，結果表明第二級和第三級封隔器不密封。16小層和20小層所吸入的水為第三級封隔器漏失下來的水，如圖2所示。兩次測試結果可以看出該井第二級和第三級封隔器不密封。表2顯示2010年12月由于增大了注入量和注入壓力(注入量由原來的74 m3/d增加到現在的110 m3/d;壓力由原來的7.9 MPa增加到現在的10.9 MPa)使得該井由6月份的第一級配水器吸水增加到第一級、第二級配水器均吸水。由原來的8、10、12、14、16五個小層吸水增加到7、8、10、12、14、16、20七個小層吸水，兩次測量9、13、14(1)號層均不吸水。6月份主要吸水層為16號層，絕對吸入量為25 m3/d，相對吸入量為33.8%。12月份主要吸水層為16號層和20號層，絕對吸入量為35 m3/d，相對吸入量為32.4%。

4.3 相關流量測井用于確定凡爾漏失

吉林油田累計進行相關流量測井129井次，凡爾漏失井有11口，占測井總井次的8.5%。黑x井是一口四級配注井，射孔井段1 179.4～1 263.2 m，人工井底1 286.94 m，套管頭至補心距3.30 m,2010年10月對該井進行相關流量測井,施工時注入壓力12.0 MPa,注入量49.5 m3/d，進行了12個點測試，儀器在1 255 m處(即最后一級配水器以下)測得油管向下有5.7 m3/d流量，油套空間向下有8.9 m3/d流量，表明最后一級配水器吸入一定量的水后，還有一部分水沿著油管一直向下流走，分析此井為底部凡爾漏失，漏失量為5.7 m3/d。在1 275 m油套空間向上5.7 m3/d，由此判斷水流從底部凡爾通過，并沿著環套空間，向上流被12小層吸入。12小層總吸入量為14.6 m3/d。解釋結果報給廠家后，廠家進行封堵測試，進行驗證，確定為凡爾漏失。測井解釋成果圖如圖3所示。

圖1 吉xx1井解釋成果圖(2010年6月)

圖2 吉xx1井解釋成果圖(2010年12月)

表2 吉xx1井2010年6月與2010年12月測井情況對比

測井實例2：吉+XX井是一口三級配注井，射孔井段1 097.2～1 354.4 m，人工井底1 358.58 m，套管頭至補心距3.10 m，2010年5月對該井進行相關流量測井，施工時注入壓力11.4 MPa，注入量30 m3/d，進行了14個點測試，點測曲線表明第二級封隔器不密封，水從第三級配水器流進后向上流，上返至第二配注段的兩個射孔層1、2層，第二級配水器本身沒進水，其對應的3和4號層所吸入的水均為第三級封隔器漏失上來的水流，解釋成果圖如圖4所示。