陈英超

(中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂 新疆 库车 842017)

0 引 言

雅克拉、大涝坝、轮台3个凝析气藏(以下简称雅-大-轮)属于边底水、背斜层状砂岩、中低孔中渗、中高等凝析油含量的凝析气藏[1]，主要生产层位为古近系的苏维依组和白垩系的巴什基奇克组、亚格列木组，采用衰竭式开发情况下，地层压力下降快。当地层压力低于露点压力时，凝析油从气体中析出，地层中出现油气两相流，边水的侵入使地层呈现油气水多相渗流，同时大幅度降低气相渗透率，造成气锁，导致气井停喷，因此亟需监测地层中的气水分布情况，为措施挖潜提供指导。

1 饱和度测井基本原理及现状

目前剩余油饱和度测井技术以核测井为主、电法测井为辅，基本上形成了以脉冲中子-中子测井(PNN)、热中子成像系统(TNIS)、脉冲中子衰减谱测井(PND)、储层监测(RMT)、过套管电阻率测井等为代表的多种测井系列[2-6]。

饱和度测井主要通过测量地层中不同时刻经减速形成的热中子的数量，求取地层的宏观俘获截面及储层的含氢指数，分辨近井地带的油水分布，划分水淹级别[3-5,7]。

2 饱和度测井技术优选

雅-大-轮凝析气藏主要应用的测井技术有PNN、RMT、PND、TNIS，共进行了48井次饱和度测井，结果符合率为70.8%，各类测井仪以TNIS和PNN符合率最高，分别为80%，75.8%，见表1。

表1 雅-大-轮凝析气藏近年饱和度测井符合率统计表

2.1 RMT和PND测井应用评价

RMT、PND的俘获模式主要是测量中子俘获后释放出的伽马射线，结果可靠性受地层本底伽马、活化伽马等因素影响较大，对砂岩气藏应用效果较差。

YK25井在完井前进行RMT的C/O模式测井，评价砂岩气藏的适用性，结果显示气水界面与原始界面基本一致(下气层顶部)，而裸眼测井解释结果显示气水界面比原始界面抬升15 m(中气层顶部)，与前期认识一致。两者解释结果差别较大。为验证RMT测井结果，对中气层底部5 348～5 351 m(RMT解释为油气层)进行射孔完井，射孔后未能建产，分析认为RMT测井C/O模式不能排除岩石中骨架碳的影响，造成含油饱和度异常升高，有待研究相应的校正方法[8]。

2.2 PNN和TNIS测井应用评价

2.2.1 不同生产阶段解释结果与生产情况相符

YK2井2013年2月见地层水，通过连续3次缩嘴控水，含水控制到10%，氯根17 760 mg/L，但持续时间较短。2014年11月含水上升到87%，氯根99 003 mg/L，该井停喷前含水达到97.5%，氯根87 227 mg/L。

为了解地层剩余油分布变化，2013年10月、2014年11月、2015年3月分别对该井进行了PNN测试，3次的测试结果与生产情况基本相符。

2.2.2 PNN与TNIS对比解释结果基本一致

YK21井2012年5月引入新的饱和度测井方式TNIS，为加强资料对比和后期的效果评价，同年8月进行了常规的PNN测试。从2次的测试结果可以看出，对于当时5 321～5 325 m生产段2种测井方式均解释为强水淹层，根据解释结果上返5 331～5 334 m生产(解释为气层)，成功获得高产油流，开井后该井以6 mm油嘴生产，油压17.2 MPa，日产油15.4 t，日产气9.4×104m3，含水1.27%。

PNN、TNIS测井直接探测热中子数量，不受本底伽马的影响，避免了由本底伽马与活化伽马所带来的测量误差，雅-大-轮砂岩凝析气藏地层水矿化度高，孔隙度中低，因此测井资料符合率高，优选PNN和TNIS测井监测地层油气分布情况。

3 饱和度测井技术改进

从整体来看，PNN、TNIS测井在雅-大-轮砂岩凝析气藏现场应用效果较好，但是部分井也存在与实际不符合或出现偏差的问题，其主要原因有3个：

1)因脉冲中子测井探测深度较浅，当储层受泥浆、修井液侵入或层间干扰等影响时，造成结果与实际储层不符；

2)储层内岩性存在较大变化，比如泥砾、泥质团块、砾石等都会引起俘获截面取值的变化，解释模型本质上不能满足解释需求；

3)受俘获截面值选取人为因素影响造成解释结果出现偏差。

3.1 利用TNIS测井消除井周干扰影响

S3-8H井2021年8月份修井过程中采用水力输送方式[9]进行TNIS测井，通过热中子成像变量消除修井液侵入和储层岩性的影响(与之对比，PNN测井只能半定量消除)，测试结果显示5 550 m以下为强水淹层，封堵后补射低水淹层5 183～5 296 m、5 372～5 393 m，投产后油压20.4 MPa，日产油8.5 t，日产气5.3×104m3，含水29.4%。

3.2 定量化俘获截面值

技术思路：剩余油饱和度测井主要是通过体积模型解释出含水饱和度。对于含泥质的油气储层，根据体积模型有[10]：

(1)

式(1)中：Sw为含水饱和度，%；φ为地层孔隙度，%；Vsh为泥质含量，%；∑为地层热中子宏观俘获截面,c.u.(1 c.u.=10-3cm-1)；∑w为地层水热中子宏观俘获截面，c.u.；∑h为烃类流体热中子宏观俘获截面，c.u.；∑ma为岩石骨架热中子宏观俘获截面，c.u.；∑sh为泥质热中子宏观俘获截面，c.u.。

因此如何准确确定∑w、∑h、∑sh、∑ma是剩余油饱和度解释的关键，而这几种物质的典型俘获截面值只是范围值，见表2。因此需要确定适合雅-大-轮的标准值，防止因为标准值选择的不同，造成解释结果的误差。

表2 几种物质的典型俘获截面值∑ c.u.

可以通过分析历次剩余油饱和度测井资料，并结合相关的理论图版依次确定出∑w、∑h、∑sh、∑ma[10-11]。

3.2.1 地层水俘获截面∑w的确定

目前地层水俘获截面∑w的确定方法主要有2种：

1)根据矿化度的经验公式：

∑w= 22 + 0.341 3×C+0.000 25×C2

(2)

式(2)中：C为矿化度，g/L。

2)根据等效NaCl质量浓度的经验公式：

∑w= 22.1 + 0.34×M

(3)

式(3)中：M为质量浓度，g/L。

根据2种经验公式算得各区块地层水的俘获截面值，结果基本一致，见表3。

表3 雅-大-轮凝析气藏地层水∑w值 c.u.

3.2.2 烃类流体俘获截面∑h的确定

烃类流体热中子宏观俘获截面∑h公式为：

∑h=∑m×(0.43+1.4γg)

(4)

式(4)中：∑m为气体热中子宏观俘获截面(计算时通常按甲烷俘获截面计算)，c.u.;∑CH4为甲烷俘获截面,c.u.;γg为气体相对空气密度，g/cm3。

求得雅-大-轮凝析气藏烃类流体俘获截面值在12 c.u.左右，见表4。其中甲烷的俘获截面主要是根据不同地层压力和温度曲线交汇确定，如图1所示，然后根据式(4)计算烃类流体俘获截面值。

表4 雅-大-轮凝析气藏烃类流体俘获截面∑h

注：1 kpsi=6.89 MPa图1 甲烷宏观俘获截面与地层温度、压力的关系

3.2.3 泥质俘获截面∑sh的确定

选取生产层段附近测井解释泥质含量Vsh尽可能高(≥90%)、孔隙度φ尽可能低(≤5%)的泥岩段，通过体积模型法求解，尽可能降低∑ma、∑w等值不确定带来的影响。通过筛选，对YK1、S45和S3-1井3口井进行了求解，最终确定泥质的俘获截面雅克拉取36 c.u.，大涝坝取40 c.u.，轮台取35 c.u.。

3.2.4 岩石骨架俘获截面∑ma的确定

首先选择同一油水系统中的水层，在纯水层作∑φ1～φ交会图，如图2所示。使测量点位于水线上，则φ=0和φ=1时所对应的∑φ1值分别为骨架和水层的∑ma、∑w值。其中泥质校正采用式(5)。 其次选择目的层段的泥岩层作∑φ～φ交会图，如图3所示，在∑ma一定时可得到∑sh值。

图3 泥岩层∑φ～φ交会图

∑φ1=∑φ+Vsh×∑sh

(5)

式(5)中:∑φ1为纯水含泥质地层热中子宏观俘获截面c.u.；∑φ为纯水不含泥质地层热中子宏观俘获截面c.u.。

最终经确定雅-大-轮凝析气藏各单井测井结果显示产层附近不存在纯水层或纯水层段厚度较小，难以通过∑φ1～φ交会图确定出∑ma，需通过体积模型法反求，见表5。

表5 雅-大-轮凝析气藏俘获截面统计表

3.2.5 可信系数判别

可信系数用于反映油水层的∑响应值的相对大小，一般情况下，当可信系数大于0.5时，∑值定量计算结果才可靠；当可信系数小于0.3时，只能对所分辨的油水层作定性判断，其中可信系数[10]如下：

(6)

式(6)中：∑Sw=0%为孔隙内全为烃的俘获截面，c.u.;∑Sw=100%为孔隙内全为水的俘获截面，c.u.。假设雅-大-轮储层孔隙度为定值，取储层段泥质含量最大值和最小值通过式1分别计算出∑Sw=0%和∑Sw=100%，带入上式计算出雅克拉可信系数为0.551～0.634；大涝坝可信系数0.663～0.814；轮台区块可信系数0.366～0.390，即雅克拉、大涝坝区块满足定量解释条件，轮台区块满足半定量解释，见表6。

表6 雅-大-轮凝析气藏俘获截面可信系数判别表

3.2.6 测井数据的二次解释应用实例

根据最终确定的雅-大-轮凝析气藏的俘获截面，对PNN和TNIS不符合实际情况的9口井进行二次解释，有 5口井的二次解释符合实际情况，其余4口井用于指导措施作业，成功率100%。

油气井生产过程中由于生产情况突变，为了了解剩余油分布变化，进行的饱和度测井主要用于深化地质认识。二次解释后PNN测试结果符合率由75.8%上升至87.9%，TNIS和PNN的措施成功率由72.4%上升至86.2%，见表7、表8。

表7 PNN二次解释后符合率对比表

表8 PNN和TNIS二次解释后措施成功率对比表

YK17井2016年10月依次进行了产液剖面测井、剩余油饱和度测井。产液剖面测井解释5 314～5 318 m井段为主产层，日产水14.1 m3，5 306～5 309 m为次产层，剩余油饱和度测井解释结果2个井段为弱水淹层，结合该层段带水生产时间较长且为主产层且生产半年后停喷的情况，认为解释剩余油饱和度偏高。利用调整后地层水和烃类流体俘获截面重新解释后，5 314～5 318 m井段为中高水淹，更符合实际情况，综合分析认为研究确定的俘获截面具有一定的适用性，优化解释参数后含水饱和度变化见表9。

表9 YK17井测井含油饱和度数据表

4 结 论

1)雅-大-轮砂岩凝析气藏优选PNN和TNIS作为最佳的饱和度测井方式，井周干扰对测井结果影响大时则选用费用高的TNIS测井。

2)采用雅-大-轮砂岩凝析气藏优化后的地层水、烃类、泥质、岩石骨架等俘获截面值，PNN测试结果符合率提高12.1%。

3)PNN和TNIS测井仪应用29井次指导措施作业，二次解释后措施成功率由72.4%上升至86.2%，对油气藏开发后期措施挖潜具有重要的指导作用。