田翔（中海石油（中國）有限公司深圳分公司生產部，廣東 深圳 518067）

李黎，謝雄，胡文麗，唐放（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣東 廣州 510240）

南中國海絕大多數海相砂巖油田經過長期的開發(fā)導致油藏的油水關系混亂，剩余油分布錯綜復雜；受儲層非均質性和層間干擾影響，各油藏水淹層段極不均勻，死油區(qū)很難得到有效動用。利用測井技術正確評價油層水淹程度，尋找剩余油富集區(qū)，指導油田進一步調整和開發(fā)，是油田急需解決的難題［1］。核測井方法已成為套管井中含油氣飽和度評價的重要方法［2］，但由于核測井探測深度的限制及對儲層孔滲特征、地層水硫化度的要求［3］，不能滿足在復雜的地層和井況條件下定量監(jiān)測剩余油分布的需要；而過套管電阻率CHFR（cased hole formation resistivity）測井可以進行地層電阻率測量，將裸眼井條件下最直觀、簡單、有效、成熟的電阻率地層含水飽和度評價方法應用于套管井地層評價，克服套管井核測井探測深度小，受井眼、套管、地層非均質性等因素影響較大等限制［4，5］。

1 CHFR 測井原理

套管井測井和裸眼井測井在物理上的顯著區(qū)別是井眼套管本身即是一個巨大的導電電極，它把電流傳導到地層中去。電流沿著電阻率最小的路徑完成電流回路，因此在低電阻率的鋼質套管和地層之間，大部分電流會沿套管流動，但是小部分低頻交流電流或直流電流將泄露到地層中去。當外加電流流入井眼附近巖石時會產生電勢差和地層漏電電流，這時可利用歐姆定律計算儲層流體的電阻率［6，7］。

2 CHFR 測井的應用

2.1 取代裸眼井測井識別地層含油氣性

海上油田鉆井難度大、風險高且費用昂貴。基于減少裸眼井不穩(wěn)定性和不利于測井條件下帶來風險的考慮，或者是出于提高經濟效益的考慮，使用套管測井取代裸眼井測井，可以獲得完整的地層飽和度分析所需的數據，利用油氣層同水層的電阻率差別可以識別油氣層。

2.2 識別漏失的油氣層

許多老油田中存在漏失的油氣層，占潛在可采儲量的很大一部分，這些漏失的油氣層不僅包括因裸眼井測井資料解釋失誤而漏掉的油氣層或錯判的油氣層，還包括有意留出的薄差層和多年開采以后重新飽和的油層，CHFR 測井評價方法可以方便對老套管井進行評價，以識別漏失的油氣層。

2.3 油藏動態(tài)監(jiān)測

對一油藏來說，不論是靠天然能量開采還是靠注水開發(fā)，隨著開采歷程的推進，儲層流體性質將發(fā)生較大變化，尤其是電阻率參數［8］。CHFR 測井探測深度為2～10m，在套管井中進行多次的CHFR 測井是油藏動態(tài)監(jiān)測的有效手段之一，能跟蹤油藏流體飽和度的變化和監(jiān)測正常生產和注水過程中的流體界面位置。通過將套管測井獲得的儲層電阻值與裸眼井電阻值進行比較分析，根據其差值來判斷和認識層段水淹情況。當套管測井電阻值小于裸眼井電阻值時，表明層段已水淹，其差值越大，水淹越嚴重；反之，則表明未水淹或水淹很弱。通過將套管測井與裸眼井電阻值比值與裸眼井測井的原始含油飽和度進行對比，計算目前的含油飽和度，獲得對剩余油分布的定量化認識［9］。

3 CHFR 與核測井的比較

目前套管井烴類飽和度評價主要有核測井和過套管電阻率測井兩種方法。國外幾種先進的脈沖中子套管井核測井技術，主要是利用14MeV 的脈沖中子源產生的快中子與井眼和地層中各元素發(fā)生核作用后，通過探測非彈性散射伽馬射線、俘獲伽馬射線或者熱中子，進行能譜分析和校正，求出地層中C、O、Si、Ca等元素的相對豐度，進一步求出儲層的含油飽和度［10］。

核測井與CHFR 測井方法各有優(yōu)缺點，分別適應于不同的儲層及井況條件。CHFR 測井的探測深度顯著大于當前使用的核測井方法，可以測量得到接近真實的地層電阻率。CHFR 測井測量的電阻率不受井眼沖蝕的影響，對井眼流體不敏感，可在低孔和低礦化度的條件下應用，并且可以直接的與裸眼井電阻率測井曲線進行比較，而這些條件均不利于核測井方法的精確評價。

由于CHFR 測井依賴于下井儀器、套管和地層之間良好的電學接觸進行測量，套管腐蝕、套管接箍、井筒結垢、固井質量和地層水礦化度變化會給測量和解釋帶來困難，CHFR 測井只能應用于單層套管井中，并且不適用于高地層電阻率儲層，而核測井卻不受上述因素的影響，可以和CHFR 測井形成互補。

CHFR 測井和核測井是通過2種途徑、解決同一問題的套管井烴類飽和度測量方法，2種技術可以結合在一起，相互配合、相互彌補，以提供更好的飽和度評價。

4 現場應用實例

4.1 判斷油水界面促老井挖潛

惠州26－1油田是一個邊、底水能量充足的多層砂巖油田，探明地質儲量超過5000×104m3（圖1）。HZ26－1－16A 井是位于油田構造高點的一口生產井，合采M10和M12兩個底水油藏，從1991年投產后到2006年8月已累產105×104m3，含水超過90%。為了準確認識剩余油的分布規(guī)律，從而有針對性進行挖潛調整井的部署，對該井在1837～2485m（MD）井段進行了CHFR 測試。

對該井主力油藏M10射孔段的CHFR 測試結果（如圖2）顯示，底水的非均勻推進造成生產層段已經大部分水淹，其中第1個隔層下部（2427～2433m）底水驅動程度較高，剩余油飽和度只有40%；而隔層上部（2419～2426.5m）含水飽和度為20%，剩余油飽和度達60%。第2個隔層下部的油飽基本保持為原始含油飽和度。CHFR 測試結果驗證了在該油田一直存在的泥巖隔層對剩余油分布規(guī)律的影響，指明了在存在隔層分布的部分射開井尋找閣樓油的剩余油挖潛方向。

4.2 確定未動用油藏的含油性

CHFR 測井可以應用于漏失油藏的含油氣識別，評價未開發(fā)油藏的烴類飽和度。HZ26－1－16A 井在2310～2320m 層段的CHFR 結果顯示L30油藏油柱高度幾乎未動用，含油飽和度高達80%（圖3）。結合其他井的儲層飽和度測井儀（RST）測試資料及領眼井資料，于2007年1月在L30邊水油藏側鉆分支水平井HZ26－1－12SbMa、Mb，分采泥巖隔層上下部分剩余油（圖4）。該井采用裸眼完井方式，完鉆后水平段有效長度565m，儲層滲透率預測為1200mD。投產后初產油量達到1367BOPD（日產油桶數1BOPD＝158.98L／d），含水率57.05%。

圖1 惠州26－1油田M10油藏構造圖及HZ26－1－16A井位

圖2 HZ26－1－16A井M10油藏CHFR 測試結果 圖3 HZ26－1－16A井L30油藏CHFR 測試結果

4.3 結合數模分析剩余油分布

油藏數值模擬研究是油藏管理的主要手段和工具。在沒有油藏監(jiān)測資料之前，油藏數值模擬的主要擬合指標是產量、含水率和壓力。通過結合CHFR 測井等動態(tài)監(jiān)測資料，能夠在數值模擬中更直觀地定量擬合剩余油飽和度［11］。

圖5和圖6分別是HZ26－1－16Sa井在M10油藏和M12油藏含水飽和度變化對比。圖中虛線為1991年裸眼井隨鉆原始含水飽和度測井曲線，實線為2006年CHFR 測試含水飽和度曲線，網狀柱狀圖為1991年油藏模型初始化時的含水飽和度，其與原始含水飽和度測井曲線相對應，而點狀柱狀圖為2006年油藏模型中擬合的含水飽和度。

數模研究結果與實測CFHR 測井對比表明，M10油藏的含水飽和度擬合比較好，點狀條形柱狀圖與CHFR 測試實線符合較高，表明數模的擬合精度較高，剩余油有很大可能集中在第1 個隔層的上部和第2個隔層的下部。而M12油藏的含水飽和度擬合效果不太理想，隔層上部的水驅程度比模型顯示得更高，需要對隔層的滲透率和分布范圍進行進一步的擬合。

圖4 HZ26－1－12SbMa、Mb水平井剖面示意圖

圖5 M10層油藏數值模擬與CHFR 測井含水飽和度對比

5 結論和建議

1）CHFR 測井在惠州油田的應用表明，該測井技術與常規(guī)的套管核測井相比，探測半徑更大，適應于低地層礦化度和低孔隙度等復雜條件的儲層和井況。

2）通過比較CHFR 測井與裸眼井測井結果，可以幫助判斷油水界面、分析水淹程度、定量得到剩余油飽和度，是后期油藏動態(tài)監(jiān)測的重要手段之一。

3）利用老井CHFR 測井資料判斷薄差層和漏失油藏的含油氣性并結合其他井的RST 測試資料及領眼井資料評價其潛力，使儲量得到動用。

圖6 M12層油藏數值模擬與CHFR 測井含水飽和度對比

4）將CHFR 測井的結果與油藏數值模擬結合進行飽和度擬合能夠提高數模預測的精度和可信度。

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