張洪,邱金權(quán),王青川,甘常建,雷剛,周濤,何曉君

(青海油田測(cè)試公司,青海 茫崖 816499)

0 引 言

在底水油藏注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中,底水錐進(jìn)造成油井過(guò)早見(jiàn)水、產(chǎn)油量驟減和含水快速上升,嚴(yán)重影響開(kāi)發(fā)效果。采取科學(xué)有效的開(kāi)發(fā)技術(shù),最大限度避免底水錐進(jìn)影響,提高油藏采收率,是油田開(kāi)發(fā)工作者面臨的一項(xiàng)難題和挑戰(zhàn)[1]。馬北一號(hào)油田為典型底水油藏,為提高采收率開(kāi)展了2井組注氣開(kāi)發(fā)試驗(yàn)。通過(guò)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(guò)程中推動(dòng)氣油界面持續(xù)下降。

及時(shí)監(jiān)測(cè)氣液界面運(yùn)移情況對(duì)于跟蹤評(píng)價(jià)注氣效果具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義,同時(shí)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(cè)中進(jìn)行了多種技術(shù)的研究和試驗(yàn)[2-4],一是綜合應(yīng)用巖心分析及測(cè)井資料確定氣液界面,其次是根據(jù)單井測(cè)壓和毛細(xì)管壓力對(duì)氣液界面進(jìn)行預(yù)測(cè),還有根據(jù)相關(guān)地層、錄井參數(shù)對(duì)氣液界面移動(dòng)距離進(jìn)行計(jì)算。在套管井中監(jiān)測(cè)地層氣液界面,PNN(Pulse Neutron-neutron)脈沖中子-中子測(cè)井技術(shù)具有較強(qiáng)的應(yīng)用優(yōu)勢(shì),其原理主要是利用其長(zhǎng)短源距探頭計(jì)數(shù)率疊合,在氣層出現(xiàn)較明顯的離差進(jìn)行判斷和分析。目前在馬北一號(hào)油田2井組11口井集中開(kāi)展了時(shí)間推移PNN測(cè)井26井次,較好地評(píng)價(jià)了氣液界面的運(yùn)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(shí)為今后注氣油藏氣液界面監(jiān)測(cè)積累了經(jīng)驗(yàn)認(rèn)識(shí)和借鑒。

1 油藏開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)介

圖1 注氣穩(wěn)定重力驅(qū)機(jī)理示意圖

2003年馬北一號(hào)油田部署完鉆了馬北a井,獲得工業(yè)油氣流。2006年開(kāi)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(rèn)為前期采油速度過(guò)快,造成邊水快速推進(jìn)、底水錐進(jìn)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(kāi)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(jiàn)圖1),開(kāi)展了2個(gè)井組注氣實(shí)驗(yàn),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(cè)井監(jiān)測(cè)氣液界面原理

2.1 PNN測(cè)井原理

PNN(Pulse Neutron-neutron)脈沖中子-中子測(cè)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(guò)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(dòng),完整記錄了未被地層俘獲的熱中子計(jì)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(jì)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(jì)數(shù)率,降低了熱中子計(jì)數(shù)率的統(tǒng)計(jì)誤差影響,從而提高了PNN測(cè)井技術(shù)在復(fù)雜情況下的測(cè)井分辨能力和計(jì)算精度[6-7]。對(duì)于含氣地層,由于天然氣對(duì)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(shí)由于氣層地層俘獲截面明顯低于油、水層,PNN測(cè)井在監(jiān)測(cè)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(jì)算的Σ值區(qū)分氣、油、水層。

(2) 長(zhǎng)、短源距探頭計(jì)數(shù)率交會(huì)圖法。

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

圖2 長(zhǎng)短源距交會(huì)圖

(3) 長(zhǎng)、短源距探頭計(jì)數(shù)率重疊法。在泥巖段以適當(dāng)比例將長(zhǎng)、短源距探頭計(jì)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(hào)注氣油藏監(jiān)測(cè)氣液界面主要采用計(jì)數(shù)率重疊法。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

3.1 測(cè)井概述

2013—2015年,在馬北一號(hào)油田開(kāi)展PNN測(cè)井監(jiān)測(cè)氣液界面,先后完成了11口井(26井次)測(cè)井(見(jiàn)表1)。初期測(cè)井工藝采用了清水壓井(防止井噴),導(dǎo)致壓井液壓進(jìn)入射孔層內(nèi),影響了測(cè)量結(jié)果,無(wú)法判斷出氣液界面;后期采用帶壓密閉測(cè)井,克服了壓井液進(jìn)層影響,測(cè)量結(jié)果趨于地層真實(shí)反映,氣液界面識(shí)別更加準(zhǔn)確。

表1 馬北一號(hào)油田PNN測(cè)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(cè)測(cè)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(jìn)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(cè)測(cè)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(jìn)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(cè)情況

3.3.1 總體情況

馬H××井組:從監(jiān)測(cè)井壓力變化情況看(見(jiàn)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(kāi)展了9井次PNN測(cè)井,其中7井次識(shí)別出了氣液界面(見(jiàn)表3)。隨著注氣時(shí)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?yàn)橛晌飨驏|。

馬6××井組:從監(jiān)測(cè)井壓力變化情況看(見(jiàn)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(kāi)展了17井次PNN測(cè)井,其中6井次識(shí)別出了氣油界面(見(jiàn)表3),2井次識(shí)別出了氣水界面。馬6××井組注氣受效方向?yàn)槟媳狈较?且氣油界面隨著時(shí)間的推移逐漸下移。

表2 2個(gè)井組監(jiān)測(cè)井壓力變化情況

圖3 馬7-b井時(shí)間推移PNN測(cè)井成果圖

3.3.2 典型井分析

馬7-b井射開(kāi)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(kāi)展PNN測(cè)井,從長(zhǎng)、短源距探頭計(jì)數(shù)率疊合曲線看(見(jiàn)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(gè)月時(shí)間向下推移了2.2 m。對(duì)該井進(jìn)行開(kāi)井生產(chǎn)實(shí)驗(yàn),產(chǎn)油量為6.2 t/d,增油4.1 t/d,效果明顯。

表3 2個(gè)井組監(jiān)測(cè)井氣液界面變化情況

3.3.3 認(rèn)識(shí)

從11口監(jiān)測(cè)井射孔位置統(tǒng)計(jì)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(shí)間推移PNN測(cè)井結(jié)果分析,當(dāng)射孔位置位于厚層上部時(shí),注氣往往直接從射孔位置直接進(jìn)入井筒內(nèi),較難促使氣液界面下移,驅(qū)油效果較差(見(jiàn)圖4)。馬6-a井射開(kāi)兩個(gè)小層生產(chǎn),從2次PNN測(cè)井對(duì)比來(lái)看,井筒內(nèi)液面位置從875.2 m下降至919 m,說(shuō)明該井注氣氣竄,注入氣從上部射孔位置進(jìn)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(yùn)移至目的層段,由于重力分異作用,驅(qū)使氣液界面下降(見(jiàn)圖4),驅(qū)油效果較好。馬7-b井進(jìn)行2次PNN測(cè)井,從長(zhǎng)、短源距探頭計(jì)數(shù)率疊合曲線看,包絡(luò)面積呈現(xiàn)向下逐漸延伸趨勢(shì),即氣液界面下移,說(shuō)明注氣驅(qū)油見(jiàn)效(見(jiàn)圖3)。

4 結(jié)論及建議

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

(2) 通過(guò)時(shí)間推移PNN測(cè)井,監(jiān)測(cè)到2個(gè)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(hào)油田為單一較厚生產(chǎn)層段,前期注水開(kāi)發(fā),受底水錐進(jìn)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(yùn)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(kāi)發(fā)效果。

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