湯金奎，王紹春，高偉，鄭佳佳，軒玲玲，陳小東

（1.中國石油冀東油田分公司陸上油田作業(yè)區(qū)，河北 唐海063299；2.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心，陜西 西安710021）

0 引 言

冀東油田從20世紀(jì)90年代開始引進(jìn)碳氧比能譜測井（以下簡稱C／O測井）［1］技術(shù)，近年來在淺層油藏高含水開發(fā)階段的剩余油認(rèn)識方面得到了廣泛的應(yīng)用，并取得了良好的挖潛效果［2］。C／O測井一次可記錄十幾條曲線，包含了豐富的儲層巖性和物性信息。但目前對C／O測井的應(yīng)用主要側(cè)重于單井剩余油挖潛，應(yīng)用面不廣。本文通過分析C／O測井應(yīng)用特例，總結(jié)出了該測井方法在實際生產(chǎn)和油藏認(rèn)識方面的幾種特殊應(yīng)用，對進(jìn)一步拓展該技術(shù)的應(yīng)用范圍起到了推動作用。

1 碳氧比能譜測井應(yīng)用

1.1 預(yù)測剩余油富集部位，優(yōu)化射孔方案

河流相的正韻律厚油層在開發(fā)后期剩余油主要富集在油層的頂部。由于油藏的邊底水活躍，因此在進(jìn)行射孔方案設(shè)計時既要保證油井獲得理想的產(chǎn)能，又要考慮避水，這就存在一個最佳射孔位置和射開程度的問題。C／O測井可以直觀指示剩余油在油層頂部富集的厚度，為射孔方案優(yōu)化提供直觀的依據(jù)。

通過統(tǒng)計柳贊南區(qū)20口井116個厚油層的C／O測井解釋結(jié)果，發(fā)現(xiàn)剩余油主要富集在約占油層總厚度的15%～35%的頂部。綜合考慮油層的韻律特征及能量強(qiáng)弱，射孔方案選擇穿透較深的射孔槍彈系列；充分利用油層內(nèi)部縱向上物性的差異，射孔時盡量保留低滲透的泥質(zhì)夾層；射開程度控制在10%～15%。以×8－4井為例，該井NmⅢ4小層的15號層頂部C／O測井解釋為油層（見圖1），措施補(bǔ)孔時采用102槍127彈射孔組合系列，射開層段1 715～1 717m。投產(chǎn)后該井初期日產(chǎn)油17.7t，含水穩(wěn)定在90%以下生產(chǎn)近2個月，累計產(chǎn)油496t。實例說明應(yīng)用C／O測井資料指導(dǎo)優(yōu)化射孔方案可以有效地抑制邊底水推進(jìn)速度，對提高油井產(chǎn)能，充分挖掘高采出程度的油層剩余油具有指導(dǎo)意義。

1.2 多井解釋預(yù)測平面剩余油分布

油藏進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，剩余油分布狀況復(fù)雜，認(rèn)識難度大。但進(jìn)行C／O測井的井較為分散，導(dǎo)致無法充分發(fā)揮C／O測井在確定油藏平面剩余油飽和度分布中的作用。多井解釋是將不同深度下的相同層位作為一個研究整體進(jìn)行測井解釋［3］。通過對構(gòu)造各部位的代表性油井進(jìn)行C／O測井，對比相同層位的剩余油飽和度，掌握油藏各部位的水淹狀況，再結(jié)合實際生產(chǎn)情況，確定小層的平面剩余油分布狀況，為下一步剩余油挖潛提供指導(dǎo)。

柳102斷塊NmⅢ121小層地質(zhì)儲量采出程度已達(dá)30.1%，2009—2010年在油藏中、高構(gòu)造部位的油井補(bǔ)孔生產(chǎn)，含水均為99%，分析認(rèn)為該層已整體高度水淹，剩余油挖潛空間不大。通過對C／O測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行處理，將4口目標(biāo)井在該層的頂部數(shù)據(jù)拉平進(jìn)行連井橫向解釋。在圖2中，可以看出泥質(zhì)夾層下伏油層的C／O值普遍較低，表明油層已高度水淹；但是泥質(zhì)夾層上方油層的C／O值具有明顯優(yōu)勢，解釋為泥質(zhì)夾層的遮擋作用在油層頂部形成了剩余油富集。根據(jù)C／O測井多井解釋結(jié)果及泥質(zhì)夾層的厚度分布情況，繪制出該層頂部剩余油分布圖（見圖3）。由圖3可以看出剩余油富集區(qū)主要受控于泥質(zhì)夾層的發(fā)育，分布范圍較大，具有一定的挖潛空間。2010年9月，低部位的L102×4井補(bǔ)孔28號層，初期自噴，日產(chǎn)純油18t；2010年11月×1－7井補(bǔ)孔25號層，初期日產(chǎn)純油30t；措施累計增油5 800t，取得了良好的挖潛效果。

圖3 柳102斷塊NmⅢ121小層頂部剩余油分布圖

1.3 識別評價儲層大孔道

結(jié)合大孔道的形成機(jī)理和C／O測井曲線的原理，可以用C／O測井曲線高 H／Si、高Si／Ca、低C／O的特征識別儲層大孔道［4］。高 H／Si、高Si／Ca說明大孔道儲層的物性好，泥質(zhì)含量低；低C／O說明大孔道儲層的含水飽和度高，水淹程度重。利用C／O測井曲線中的H／Si曲線、Si／Ca曲線對儲層的孔隙度、泥質(zhì)含量作出正確評價。H／Si曲線可反映孔隙度的大小，利用H／Si曲線計算孔隙度與裸眼井測井資料計算完井時的孔隙度比較，并結(jié)合C／O曲線計算的含水飽和度，根據(jù)大孔道形成后儲層的孔隙度變大和含水飽和度變高的特點，評價儲層大孔道的存在。

圖4中，從測井曲線上看到14號層底部（1 711.5～1 712.5m井段），C／O測井曲線表現(xiàn)為明顯的高H／Si、高Si／Ca、低C／O的特征，定性分析認(rèn)為其水淹程度明顯高于頂部，是典型的高水淹。同時利用C／O、H／Si、Si／Ca曲線計算了該層的含水飽和度、孔隙度、泥質(zhì)含量，并和用裸眼井的AC、GR曲線計算的孔隙度、泥質(zhì)含量進(jìn)行了對比分析。由圖4中的第6道和第7道定量計算的完井和碳氧比的巖性剖面可以清楚地看出，1 711.5～1 712.5m井段處用碳氧比測井H／Si曲線計算的孔隙度和完井時AC曲線計算的孔隙度相比，H／Si曲線計算的孔隙度明顯變大，用C／O測井曲線計算的目前含水飽和度明顯變大，所以定量解釋該層段為高水淹層段，是典型的大孔道。對于形成大孔道的儲層，用H／Si曲線計算的孔隙度要明顯地大于完井時AC曲線計算的孔隙度，并且C／O測井曲線計算的含水飽和度明顯變大，而沒有形成大孔道的儲層，二者計算的孔隙度基本相近（如15號層）。

1.4 識別氣層，監(jiān)測油氣動態(tài)

完井中氣層的解釋主要根據(jù)聲波、中子密度和氣測錄井等測井資料綜合分析，并隨著油氣藏的開發(fā)，油氣界面會不斷變化。目前在復(fù)雜斷塊油氣藏的開發(fā)井中尚缺少一種簡單便捷的測井方法用以監(jiān)測油氣動態(tài)［5－6］。

油氣水對電阻率測井和C／O測井的響應(yīng)不同。從電性上講，油、氣層都是高電阻率層，因而求得的含油飽和度So均為高值；水層為低電阻率，求得的So為低值。從元素組分上看，油層的碳元素含量明顯高于氣層和水層的，故利用C／O數(shù)據(jù)計算的油層So，co（碳氧比含油飽和度）是高值，氣層次之，水層為低值。因此電阻率測井無法區(qū)分油、氣層，C／O測井無法區(qū)分氣層和水淹層，必須結(jié)合其他測井資料綜合分析。在C／O測井中，定義CI為俘獲伽馬射線總譜與非彈性散射伽馬射線總譜之比，CI值的高低與地層中氫的含量有關(guān)，含氫量越高，CI值越低。儲層中，氣層含氫量低，其CI值為高值；油層、水層含氫量高，故相應(yīng)的CI值均為低值。因此利用CI曲線、So與So，co交會的方法可以有效識別氣層、油層和水層，確定油氣界面和油氣同層，監(jiān)測油氣動態(tài)。

通過對裸眼測井和C／O測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行處理建立6個分析道（見圖5）。G63－16井為高淺南區(qū)的1口開發(fā)井，在圖5第4道中，6號層對應(yīng)的CNL和DEN曲線均出現(xiàn)明顯的異常，且反向交會，AC曲線出現(xiàn)周波跳躍，完井電測解釋為氣層。從CI曲線看，CI幅值明顯高異常；So，co在60%左右，水淹層7號層的So，co在50%～60%之間，兩者數(shù)值相近，因此C／O測井解釋6號層仍為氣層，與完井電測井解釋一致。

利用該方法監(jiān)測油氣動態(tài)也取得了較好的效果。G63－11井NmⅡ41小層的15號層完井電測井解釋為油氣同層（見圖6），15號層頂部的So在10%～40%之間，而底部的So達(dá)到了60%以上；1 899～1 901m井段AC曲線有周波跳躍；由第5道的流體體積分析可以看出可動油主要分布于1 903m以下，由第4道的曲線可看出油氣界面在1 901m附近。2004年9月試油1 907.0～1 908.6m井段，日產(chǎn)純油33.5t，日產(chǎn)氣3 890m3，氣油比116m3／t，屬于正常，試油結(jié)果與解釋結(jié)論一致。該層累計產(chǎn)油3.2×104t，累計產(chǎn)氣280.1×104m3后，根據(jù)鄰井試采資料分析認(rèn)為油氣界面已經(jīng)明顯上移。2010年1月進(jìn)行C／O測井，由圖6可以看出，15號層原解釋氣層段的CI曲線無高值異常，So，co在30%～40%之間，表明15號層已是水淹層特征。試油頂部1 898.6～1 901.0m段，日產(chǎn)油2.5t，日產(chǎn)水67.6t，含水96.5%，不產(chǎn)氣。試油結(jié)果與C／O測井解釋結(jié)論一致，并證實了油氣界面已經(jīng)上升到了1 899m以上，為油氣藏動態(tài)分析提供了重要信息。

1.5 利用油水界面變化估算地質(zhì)儲量

油藏開采一段時間后，隨著原油的采出和邊底水的推進(jìn)，油水界面必然會上移。在不考慮油藏類型、地層傾角等因素的前提下，假設(shè)隨著油水界面的變化，油藏的含油面積保持不變。如果知道某一時間段內(nèi)油水界面的上移高度以及油藏的階段累計采油量，則可以根據(jù)容積法計算油氣儲量的原理，由式（1）計算出油藏的地質(zhì)儲量［7］

式中，N為地質(zhì)儲量，×104t；h為油層厚度，m；Δh為油水界面上移高度，m；NP為階段累計產(chǎn)油，×104t；ER為采收率，小數(shù)。

圖7 L102×4井碳氧比數(shù)字處理測井圖

以L102×4井NgⅠ2小層的33號層為例對該計算方法進(jìn)行驗證，該井分別于2008年11月和2010年8月進(jìn)行了C／O測井，通過C／O測井曲線計算出油層含油飽和度So，co，判斷出油藏各時間點的油水界面位置。在圖7中，可以看出測試間隔時間段內(nèi)油水界面由1 840m上升到1 839.5m，上移高度為0.5m。又得知鄰井階段累計產(chǎn)油0.44×104t，油層平均厚度4.9m，采收率25%，把上述數(shù)據(jù)代入式（1），求解出地質(zhì)儲量為17.25×104t。該小層實際地質(zhì)儲量為18.26×104t，估算結(jié)果的相對誤差僅為5.53%，因此認(rèn)為該方法估算的地質(zhì)儲量具有一定的可信度，可以為復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)階段的地質(zhì)儲量復(fù)查工作提供參考。

2 結(jié) 論

（1）C／O測井曲線可以直觀指示厚油層頂部剩余油富集厚度，為射孔方案優(yōu)化提供直接的依據(jù)。通過多井解釋可以預(yù)測小層的平面剩余油富集區(qū)，為剩余油挖潛提供方向。

（2）利用C／O測井曲線高 H／Si、高Si／Ca、低C／O的特征，可以定性識別評價儲層大孔道，為堵水、調(diào)剖提供依據(jù)。

（3）利用CI曲線、So與So，co交會的方法可以有效識別氣層，確定油氣界面和油氣同層，為油氣藏動態(tài)監(jiān)測提供準(zhǔn)確的信息。

（4）利用C／O測井曲線計算出油層含油飽和度，得到某時間段內(nèi)油水界面的上移高度，代入相關(guān)參數(shù)根據(jù)容積法原理估算油藏的地質(zhì)儲量，可以為油藏的儲量復(fù)查工作提供參考。

［1］ 朱達(dá)智，欒世文，程宗華，等.碳氧比能譜測井 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1984.

［2］ 李麗，冉剛.高精度碳氧比能譜測井在柳贊油田的應(yīng)用 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2010，17（3）：60－62.

［3］ 王佳平，萬里春，趙雪梅.用碳氧比能譜測井和多井解釋技術(shù)確定剩余油飽和度分布 ［J］.測井技術(shù)，2001，25（6）：456－458.

［4］ 趙小青，潘保芝，朱道平，等.應(yīng)用碳氧比能譜測井資料評價儲層大孔道 ［J］.測井技術(shù)，2009，33（2）：135－138.

［5］ 郭鳳琴，魏斌.利用碳氧比測井資料識別氣層 ［J］.測井技術(shù)，1992，16（1）：59－65.

［6］ 丁次乾.礦場地球物理 ［M］.東營：中國石油大學(xué)出版社，1992.

［7］ 吳元燕，吳勝和，蔡正旗.油礦地質(zhì)學(xué) ［M］.3版.北京：石油工業(yè)出版社，2005.