套管井电阻率测井

4330测井仪器

为了提高油田的产能,延长油田寿命以及增加可采储量,石油公司需要确定死油气,跟踪油藏流体饱和度的变化以及油藏流体界面的移动情况。世界上许多剩余油气储量都是在20世纪20年代到50年代间在老油田中发现的。那里一般只有通过裸眼井电测方法检测到烃类的存在,而这种方法常常也是唯一可供使用的方法。直至今日,电阻率测井在评价裸眼井油藏流体饱和度和区分含烃层和含水层方面仍是应用最广泛的测井方法。但是,跟踪老油藏中流体饱和度的变化却需要在套管中测井,而早期的电阻率仪器无法实现这一点。直到最近,套管井烃类饱和度评价只有应用放射性测井。但这种测井仪探测深度浅,并且它们仅能在低孔隙度和低矿化度地层中有效使用。自从有了裸眼井电阻率测井的概念,全世界的专家一直在努力开发测量套管外电阻率的测井仪器。

从套管外测井最初构想至今已经过去年了,精确可靠地测量套管井地层电阻率现在不仅可能,而且可以成为一项标准测井服务。涉及测量套管外地层电阻率有关的大量设计和测量难题已被解决。
与裸眼井中的测井相同,套管井电阻率测井和核子孔隙度测井可以结合在一起提供更好的饱和度评价。除了能够监测油藏和确定死油层,这种测井方法还可以测量高风险井地层电阻率。而在这种井中,由于井眼条件限制,裸眼测井仪不能下入,或者由于测井仪发生故障无法成功读取数据。

本文展示了这种新测井仪的工作原理,其设计在测量套管外电阻率方面如何克服了以往无法逾越的障碍以及该仪器的局限性。现场实例显示了此测井仪与裸眼井测井结果符合得很好,以及此种仪器如何用于监测流体饱和度变化和流体界面。

测量理论

CHFR套管井地层电阻率测井是一种有效的侧向测井方法,也就是说,它是一种带电极的测井仪。当外加电流流入井眼附近岩石中时,一个电极系可以测量由此产生的电势差。应用侧向测井仪计算地层电阻率Rt通常需要测量发射电流I和下井仪电压V。为了求出电阻率,上述两个量的比值再乘上一个称为下井仪K因子的常系数,而这个常系数K由下井仪本身的几何形状决定:Rt=KV/U。由于钢质套管的缘故,CHFR测量方法变得有点复杂,但是地层的电阻率仍可由V和I求出。裸眼井侧向测井方法使用电极系聚焦发射电流,使之进人地层深处。套管井测井和裸眼井测井在物理上的显著区别是井眼套管本身即是一个巨大的导电电极,它把电流传导到地层中去。

电流沿着电阻率最小的路径完成电流回路,因此在低电阻率的钢质套管和地层之间,大部分电流会沿套管流动。高频交流电流几乎全部留在套管内部,但是低频交流电流——或者是直流电流——将会有一小部分泄漏到地层中去。

电流从下井仪内电源流出一直到地表接地的回路电极,中间流经套管,并且逐渐泄漏到地层中去,再由地层返回到地表电极。井眼周围的电流泄漏发生在整个套管长度上,因此每米长度上的泄漏量非常的少。测量套管外电阻面临的主要问题是测量这部分泄漏出去的微小电流。

图1 井深为3000m (9840英尺)的井,使用7英寸直径,29lbm/英尺的套 管,电流回路电极在井口,在均质地层中测井仪位置对电流的影响。 施加了 1安培的电流。套管中下行的电流在靠近井的顶部和底部处变 化最大,并且随着地层电阻率的增大而减小(上图)。随着地层电阻率 的增大,泄漏到地层中的电流也减少。在3000m处靠近套管鞋处,电 流泄漏比率显著增加,即使在下行电流量减少的情况下。原因即是所有的下行电流都泄漏到这一小段剩余的地层中去了。
图1 井深为3000m (9840英尺)的井,使用7英寸直径,29lbm/英尺的套 管,电流回路电极在井口,在均质地层中测井仪位置对电流的影响。 施加了 1安培的电流。套管中下行的电流在靠近井的顶部和底部处变 化最大,并且随着地层电阻率的增大而减小(上图)。随着地层电阻率 的增大,泄漏到地层中的电流也减少。在3000m处靠近套管鞋处,电 流泄漏比率显著增加,即使在下行电流量减少的情况下。原因即是所有的下行电流都泄漏到这一小段剩余的地层中去了。

测量的方法可以理解为跟踪电流从下井仪流出,流经的路径以及最后到回路电极的全过程。电流电极和套管内壁接触。一部分电流向上流动,另一部分向下流动。每个方向上电流大小取决于测井仪在井中的位置以及地层的电阻率一地层电阻率越高,向下流动的电流就越小(图1)。这是因为向下流动的电流在流经地层以后才到达地表电极。这也意味着测井仪变得不敏感一地层电阻率高较少的电流进人地层。

电流沿套管向下流动时,有一小部分泄漏到地层中去。电流泄漏量可以表述为电流每米长度上损失比。当测井仪靠近地面时,大部分的电流都沿套管向上流动,因为这时到达地表电接地的回路最短,电阻率也最小,因此泄漏到地层中的电流很少。对于低电阻率地层而言,大部分的套管长度上电流的泄漏量基本保持不变,直到测井仪到达井底的套管鞋处才会改变。尽管在此处向下流动的电流减少了,但逐渐地在每米长度上会有更多的电流泄漏到地层中去,直到最后一米处,所有的向下电流都泄漏到对应这一米套管的地层中去,因此电流泄漏量是很大的。实际上,套管鞋处的电流泄漏是最多的。这通常是方便测井的优点所在,因为大多数测井目标都位于套管柱的底部。

图2 CHFR两步测量原理中的第-步测量。在测量阶段,低频交流电流(AC)可 沿套管上行回到地表,也可沿套管下行进入地层中再回到地表回路电极上。 此测井仪可以测量下行电流在成对电压电极上的电流差AI。在每一个测点, 三个测量电极可测一次电阻率(图右侧h因此,有了四个测量电极,可以 同时测量两次。v是套管电压,v和V是地层中两对电极间测量的电压。R 是套管电阻。
图2 CHFR两步测量原理中的第-步测量。在测量阶段,低频交流电流(AC)可 沿套管上行回到地表,也可沿套管下行进入地层中再回到地表回路电极上。 此测井仪可以测量下行电流在成对电压电极上的电流差AI。在每一个测点, 三个测量电极可测一次电阻率(图右侧h因此,有了四个测量电极,可以 同时测量两次。v是套管电压,v和V是地层中两对电极间测量的电压。R 是套管电阻。

过去60年发展过程中,套管外电阻率测井面临的困难即是在于测量本身。沿套管向下流动的电流可以直接测出,因为测井仪设计上包括了与套管相接触的电极。但是泄漏到地层中的电流却不能直接测出,因为电极无法与地层接触。发射电流减去套管电流可以求出泄漏到地层中的电流。每一安培外加电流在每米长度上电流泄漏量只有几个毫安培,高电阻率地层泄漏的电流会更小。两个较大的测量值之间差值很小,难以求出,尤其是在数据有噪声时。

测量套管外电阻率的技术障碍通过精心设计下井仪和提高测量精确度克服了。现在井下电子器件可以足够精确稳定地测量导电套管外的地层电阻率。

但是测量是怎样进行的?测试的第一阶段是通过测井仪中的电流源施加低频交流电流到套管上(图2),发射端下部有四个电压电极,彼此间隔2英尺(0.6m)。每次测量中使用其中的三个电极。几对电极之间的电压降是泄漏到地层中的电流造成的电压降和套管上电压降之和。第二阶段称为校准阶段,需要测定套管电阻率造成的电压损失。

校准阶段的电流回路同样开始于电流发射端,但电流沿套管向下流动到测井仪下面10m处的电流电极上(图3)。泄漏到地层中的电流可忽略,因为电流不需要通过地层完成回路。使用测量阶段的电压电极即可求出套管的电阻率。所以由两次测量结果的差值就可求出地层电阻率。另外,假如已知或设定了钢的电阻率,那么可以求得套管壁厚——就如腐蚀和防护评价测井现在测的一样。

套管电阻率和地层电阻率之间差别悬殊,这一点决定了电流泄漏到地层中的方向——与套管垂直的方向——因为套管本身首先是一个等势面。此测井工具对其电压电极附近的电阻率极其敏感,因为用来确定电阻率的电压测量值首先是受套管外径向泄漏到地层中电流的影响。

图3 CHFR测量阶段中,电流仅从上部电流电极流到 下部电流电极中,由此可以测得AR ,即两个测量 点之间套管电阻差。
图3 CHFR测量阶段中,电流仅从上部电流电极流到 下部电流电极中,由此可以测得AR ,即两个测量 点之间套管电阻差。

另一必要步骤是测定套管电压V0。要求在10到1100mV范围进行极其精确电压测量。测量和校准阶段使用的交流电流此处不能使用。应用单独的测试顺序,直流电流从底部的电流发射器发出,沿着和测量地层电流同样的回路返回地面。测量底部电流发射器和地面另一个参考电极两端的电压。进行两次测量——正极和负极各一次——以减少像极化和漂移这样的系统误差。由于电压随深度变化缓慢,测量10个深度测点上的电压通常足够满足精度要求。

用于校准电压的地表参考电极应离井口尽可能的远。然而在实际现场中,这一点经常无法实现或不是切实可行的。由于地表电极和接地之间参考电极距离不够或电接触不良会对电压测量质量带来负面效应,并最终影响地层电阻率测量结果的可靠性。

为了克服这个困难,可以应用经验公式估计电阻率的值而不用测量电压。使用这种方法算出的CHFR地层电阻率是视电阻率值而不是绝对电阻率值。此公式的第一项用来补偿套管鞋的影响,第二项代表测量处套管的几何形状。虽然这个公式并不总是通用,但在很多情况下它都提供了令人满意的结果。即使它无法适用的地方,电阻率曲线总体特征仍保持不变,只是整个曲线从实际电阻率曲线偏移。对于CHFR工具而言,这是可以接受的,因为总有可用的裸眼井参考测井曲线,并且还可以调整K因子。

根据裸眼井测井曲线来校准CHFR测井曲线包括调整CHFR地层电流测量值的增益(有效K因子)来把套管井测井曲线转换成裸眼井测井曲线。确定合理的转换值需要知道一个层的电阻率,例如一个泥岩层或未射开的储集层,它们的电阻率自裸眼井测井以来就一直保持不变。

图4 CHFR下井仪的元件和模块没有按比例。
图4 CHFR下井仪的元件和模块没有按比例。

对下井仪设计和测量的挑战

CHFR下井仪设计的主要目标是精确可靠地测量套管外地层的电阻率,摆脱由于套管接触问题,固井水泥层和近井地带侵入流体对测量的影响。另外要实现的硬性目标是可以检测薄层:测定电阻率边界,例如分层面,水油或油气界面,检测精度在1英尺(0.3m)范围内,以及确定跨边界电阻率反差率到5%范围内。

要设计出这样的一种测井工具,下面三个领域的技术挑战(难题)需要最先解决:物理上的、电子学上的和机械上的。套管井中电流的物理特性不同于裸眼井中的情况。通过分析和建模有助于理解电流的物理特性,从而找出处理内部电流源的误差和与电子元件有关的噪声的最佳解决途径。由此可从原始测量结果中导出电阻率测井曲线。

典型地层的电阻率比典型套管电阻率高10亿倍。但是由于油藏岩石体积巨大,泄漏到地层中电流大小与发射电流大小的比值在10-3和10-5之间变化,而不是10-9。由于测井电缆限制,套管上的电流只能加到几个安培,因此典型的地层电流值处于微安级。由于测量地层电流是通过测量套管电阻实现的,但是套管电阻只有几十个微欧姆,因而CHFR测量处于纳压级(10-9V)范围。因此设计上的主要难题是开发可精确测量纳压级(10-9V)的工具元件。

CHFR下井仪

CHFR下井仪包括全新设计的电子线路短节,兼做扶正器的电流发射电极,四套测量电压电极以及也兼做扶正器的电流返回电极(图4)。下井仪长度为43英尺(13m),直径为33/8英寸,因而可下入直径为41/2英尺的油管和衬管中。尽管可以下入油管中,但它却不能在油管中测量地层的电阻率,仅仅在单独套管柱中才能实现测量。使用外加扶正器后,工具可以下入偏斜角达70度的井眼中,甚至是下入到水平井中,此时需要使用隔绝间隙器。

每套电极包括相互间夹角为120度且平行相接的三个极板。每套电极的三个电极臂可以改善与套管的接触,在任一个电极不能与套管充分接触时或电极正好位于射孔处或套管接箍处,可以提供备用的测量结果。典型的套管接箍长约2英尺,恰好也是每套电极间隔距离。套管接箍可影响CHFR测量结果。在原始套管阻抗曲线上,套管接箍表现为尖峰变化。当CHFR的一个测点,如果电极正好跨越在或重叠在套管接箍上时,增加的套管厚度会影响到电阻率测量。在某些情况下,使用较低电流频率进行重新测井可以最大程度地减少套管接箍的影响。

电极系上的小型电压电极设计用来清除少量套管积垢和腐蚀产物,由此实现电极和套管的良好电学接触,而这一点对于CHFR测量来说是很重要的。下井仪在井眼中向上运动,电极臂张开,以保持最好的套管电学接触。每层三电极的设计可提供内在数据备份,因此很少会出现由于电极失效漏失测量结果的现象发生。

电学接触质量和井的老旧没有关系。迄今,应用CHFR测井方法的100口井中,只有6口井有电学接触上的问题。在其中的3口井中,一半时间内电学接触都保持很好,然而在其他三口井中,由于套管积垢和腐蚀,良好电学接触无法实现。电学接触的质量可以表现在发射——阻抗和套管——电阻测量结果上。

下入CHFR下井仪之前,建议先进行套管预处理工作以改善电学接触,尤其是在遭腐蚀的井和由于产水而积垢的井中。预处理工作包括下入钻头——刮擦器以清除套管腐蚀产物,或者使用SCALEBLASTER工具来清除套管积垢。即使对于没有前面这些问题的油田,在下入CHFR测井仪之前,作业者可能也会希望起出油管,并且对套管进行预处理,以减少发生电学接触问题的风险。

CHFR下井仪的工作频率可在0.25-10Hz之间变化,但通常是1Hz。使用这个低频率是为了避免由于使用直流带来的极化和漂移现象,以及取决于套管厚度的套管趋肤效应。典型的套管厚在5-15mm(0.2-0.6英寸)之间——即使在低频下,套管厚也会成为要考虑的影响因素。当工作频率太高时,发射电流将只集中在套管的内部,并且在测量阶段不经下行便直接返回地表电极。在这种情况下,不会有地层电流产生,也就不会有测量值。

CHFR两步测量方法需要应用三级电极来读取一个电阻率数据点。由于CHFR电极系有四级电极,复制主数据读取信道可在间隔为2英尺的距离上,每次静止时同时测量两个电阻率结果。测井仪需在静止下测量有两个原因。首先,所测数据变化幅度非常小,因此测量结果对误差非常敏感。其次,电极沿套管的运动会产生显著的噪声——比测量的地层信号大104倍。噪声至少给地层电阻率计算带来大的误差;最坏的情况是使可靠的测量无法实现。静止时间,包括井下校准,在两到五分钟之间,具体取决于估计的地层电阻率,期望的精确度以及套管特性。两分钟的静止时间测量相当于120英尺/小时(37米/小时)的测井速度。典型测井如果包括一个1500英尺(457m)测井层段的的话,通常要花费12小时。和核子测井工具一样,更长的CHFR静止时间提高了测量的精确度并且延长了可测量电阻率的范围。

下井仪——响应的建模

对于裸眼井而言,探测深度(D0I)定义为无限厚地层中的一点,在该点有一半的信号来自侵人层,另一半的信号来自原始地层。有了这个定义,CHFR D0I在7-37英尺(2-11m)之间变化,具体取决于地层参数。

CHFR电阻率响应模型显示了此测井仪与特点相似的其他仪器响应映之间有很好的匹配性。这些仪器有HRLAHigh高分辨率侧向测井阵列的HALS(深探测曲线以及高分辨率方位角侧向测井探头)。

同裸眼井中的侧向测井类似,CHFR仪器测的是串联电阻;而感应测井测的是并联电阻。因此,泄漏到地层中电流的测量必须经过并且要受套管和地层间物质的影响(图5)。

图5 GHFR测井仪或侧向测井仪与感应测井响应的区别。侧向测井仪,包括GHFR测井仪,可以用 串联电路测量裸眼和地层电阻率,但是感应测井仪可以用并联电路测量上述电阻率。
图5 GHFR测井仪或侧向测井仪与感应测井响应的区别。侧向测井仪,包括GHFR测井仪,可以用 串联电路测量裸眼和地层电阻率,但是感应测井仪可以用并联电路测量上述电阻率。

在CHFR套管井测量方法中,固井水泥层和裸眼井中侵人层的作用相同。因此,关键参数便是固井水泥电阻率和地层电阻率之比(Rt/Rcem)以及固井水泥厚度。2维模型的结果显示如果固井水泥具有导电性(Rt/Rcem大于1),其对CHFR的影响可以忽略,而对于厚水泥层或非导电性的水泥层(Rt/Rcem小于1),其影响则无法忽略。

模拟结果显示非导电性水泥层或巨厚水泥层可以导致CHFR视电阻率读数在低电阻率地层中偏高。这一点使CHFR电阻率测量范围的下限位于1ohm-m。

现场测量固井水泥的电阻率无法实现,但实验室研究显示新鲜固井水泥的电阻率在1-10ohm-m范围之同。此外,固井水泥的微孔隙度在35%左右,这样固井水泥层中的水可以和地层水进行离子交换。高矿化度的地层水可以降低固井水泥层电阻率,从而最大的降低其对测量结果的影响。

模拟结果已经用于绘制外径为4.5英寸、7英寸和95/8英寸套管的固井水泥敏感性图。对于典型套管厚度(例如0.75英尺)以及位于CHFR电阻率测量范围(1-100ohm-m)内的固井水泥电阻率(在1-5ohm-m之间),由固井水泥造成的误差小于10%。超过95%的CHFR测井作业不需要进行固井水泥校正。

还有两个与固井水泥有关的因子,它们对CHFR视地层电阻率的影响尚未确定。一个因子是固井水泥电阻率随时间可能变化。这一点无法确定,因为当前无法在现场测定固井水泥的电阻率。第二个因子是固井作业质量的影响。在这种情况下,推荐使用CB水泥胶结测井,CET水泥评价测井或USI超声波成像测井来进行水泥胶结质量评价。固井水泥的厚度可以近似为裸眼井径和套管尺寸的差值。斯伦贝谢公司位于法国Villejust的一口试验井比较了间隔两年的两次CHFR测井和30年前进行的原始裸眼井侧向测井曲线。老井(30年)和新井(9天)的现场结果显示不出任何明显的固井水泥影响。

测量的重复性、可靠性和局限性

CHFR现场测井曲线已经显示出测量具有重复性并且可以直接与钻井时纪录的裸眼井地层电阻率做比较。CHFR测试数据可以清晰地辨识出原始含油区,驱替区和未波及区。

由于井眼本身的问题,在一口由Rohoel-AufsuchungsAG(RAG)钻探的奥地利气井中,在下入7英尺套管之前,无法获取产层中段的裸眼电阻率曲线。继续钻探下面的层段,在裸眼井电阻率测井工具下入之后,固定4.5英尺的衬管。然后CHFR下井仪可下入到两个层段中,快速平台深侧向测井和CHFR电阻率下井仪之间在下面的层段的吻合使CHFR测量结果具有很高的可信性,这样,RAG无须进行更多的测试。

由于测量和探测深度本身具有的物理特性,CHFR测量电阻率不受井眼冲蚀的影响。中东地区的一口井的实例显示了CHFR测井仪在井径扩大的井眼中依然可以可靠地读出电阻率的数值。

CHFR测井仪测量电阻率范围在1到100欧姆米之间,精确度在上下10%以内。下限定为1欧姆米是因为固井水泥的影响。上限定为100欧姆米是由信噪比和可接受的每次静止测量时间所决定。由于还取决于套管直径,套管厚度和重量,离套管鞋的距离等因素的影响,实际上限可能要高于100欧姆米。测井前准备工作可以确定油藏性质是否适用CHFR测井以及可能测量到的最大地层电阻率和为达到期望精确度所需静止读取数据时间之间的关系。

阿联酋阿杜比TOTALABK的一口海上监测井的结果显示完整的数据采集和固井水泥校正对拓展CHFR测井的特定应用局限的重要性。回顾一下其他现场数据,可知此井中外加电流在井中的分布与CHFR模型有显著的差别;外加电流的下行部分远远大于上行部分。这种情况可以解释为电流发射点以上41/2英寸的衬管和7英寸的套管之间电学接触不良,由此阻碍了电流根据均质套管设想的流动路线。套管柱的电学接触不良可以给CHFR电阻率计算带来显著误差,尤其是在估计电压值而不测量电压值时。

在这种情况下,如果还是下入相同的测井仪,可以改用直流电压测量法,并且这种方法可以用来进行CHFR电阻率的重新计算。重新计算的结果接近裸眼井中的结果,但仍偏高。

在位于XX45到XX70的水层中,裸眼电阻率处于0.2-0.3欧姆米之间,远低于CHFR工具的正常测量范围。固井水泥的电阻率在可接受的范围内。然而,在低地层电阻率下,固井水泥对CHFR测量的影响不能忽略。固井水泥校正(5欧姆米固井水泥电阻率和0.75英寸厚度)可进行计算,并且应用到重新计算的CHFR数据中去。由此得到的CHFR电阻率和此层段裸眼井测井数据非常接近,而这起先认为是在CHFR工作范围之外的。

除了固井水泥和地层电阻率的限制,CHFR垂直分辨率有着诸多局限性。垂直分辨率是电压电极距的一个函数。4英尺(1.2m)是岩层中部可以正确读取数据的最小岩层厚度。即使是用两英尺测点间距采集,油水界面位置可以精确到1英尺上下。探测深度是7-37英尺(2-11m)——几乎不受大多数电缆式测井标准的限制。它随固井水泥和地层电阻率反差不同而稍有变化。

应用

套管井电阻率测量的基本应用在20世纪30年为人们所认识;这些包括主要测井和意外测井,用来辨识漏失的油层和监测油藏。主测井方法是制定计划用套管测井来取代所有或大多数裸眼井测井。这是基于减少由于裸眼井不稳定性和不良测井条件带来风险的考虑,或者是出于提高经济效益的考虑。例如,在一块开发油田上,其地质特征已由已钻井探明的很好,联合使用CHFR测井方法和套管井核子测井方法,如TDT热中子衰减时间或者用于求饱和度的RST油藏饱和度测井仪,均可提供完整的地层饱和度分析。

意外测井——这种类型的测井适用于意外情况下,像裸眼井的井壁不稳定或者下井仪出故障使测井无法成功。现在,应用CHFR测井,套管井测井仪可以读取所需数据。最近来北海地区一口井中,随钻测井仪(LWD)失效并且没有其他可用的裸眼井测井资料。假如没有CHFR测井提供的评价,作业者有可能放弃这口井。在另一个例子中,井眼条件阻碍了裸眼井测井曲线的获取;没有CHFR测井提供的评价,作业者有可能需要另钻一口井来正确评价油藏性质。现在现场经验证明意外情况测井占了套管外电阻率测井市场上很大的一部分份额。

确定漏失的油层——在许多老油田中漏失的油层占了潜在可采储量的很大一部分。属于此类漏失的油层的不仅包括因疏忽而漏掉的油层或错判的油层,还包括有意留出的漏失的油层和多年开采以后重新饱和的油层。在这些情况下,这些井在没有出现测井方法和现代测井工具出现以前就已完钻生产。套管井评价方法可以方便这些井的评价以及估计增加的储量。

深度侵人有时会屏蔽产层。一口印度尼西亚井的裸眼侧向测井受到侵入的严重影响,并且所测电阻率变小,由于层段X725-X950英尺上曲线偏离,指示此处为含水层段,因此未射开。此井完井后不久就几乎100%产水,产水层来自较深的层段并随后被封死。几个月以后,泥浆滤液充分扩散后,CHFR测井曲线显示此层段实际上含烃。根据CHFR测井解释结果进行完井,产量为每天200桶油(合32米3/天)。

油藏监测——油藏监测包括时间推移测井—在不同时间进行测井一来跟踪饱和度的变化和监测正常生产和注水过程中的流体界面位置。此项技术在印度尼西亚的另一口井中应用也获得了成功,CHFR测井结果意外显示油水界面竟比由裸眼井测井方法确定出的原始油水界面低12英尺(3.5m)。因此下面的这个层段被射开,产量达2150BOPD(桶/每天)(342m3/d),不产水,这一点证实了CHFR结果。最可能的解释是水驱已经把油驱替到这口井附近,但是由于垂向渗透率障碍,油却不能由上面的射孔层段产出。

尽管CHFR可以测定套管外电阻率,但是与核子测井方法结合起来,可以获得更多的地层信息。CHFR电阻率仪器在饱和度测量方面,探测深度显著地大于当前使用的核子测井方法。CHFR测量的动态范围较宽,这样它可以应用于低孔隙度和低矿化度的地层,而这些条件不利于核子测井方法精确评价。在裸眼井中和测井条件不利于CHFR测井仪时,核子测井方法可以提供必要的数据(图6)。

图6 CHFR电阻率测井和RST cro测井以及热中子俘获截面测井 在不同地层条件应用性的比较。在许多井眼和地层条件下, 这几种测量是互补的。
图6 CHFR电阻率测井和RST cro测井以及热中子俘获截面测井 在不同地层条件应用性的比较。在许多井眼和地层条件下, 这几种测量是互补的。

为了更好的理解储层特性,CHFR提供的电阻率和核子测井方法如RST测井仪提供的孔隙度,可以结合定量评价饱和度,与裸眼井解释作用等效。RST测井仪可提供两个重要的测量结果用于测定烃类饱和度和孔隙度。地层中碳氧的相对丰度比可用于在不受矿化度影响下,预测烃类和水的饱和度。热衰减测量方法,热中子俘获截面方法用于估计含盐地层中的孔隙度和烃类饱和度。套管井电阻率测井方法和核子测井方法的综合解释可在中东地区碳酸岩油藏中的一口监测井中看到。完成裸眼井测井后,下套管,然后包括CHFR和RST测井仪在内的几种套管井测井在后续的15个月中下井对几个层段进行测井。

这个时期里,以及在这个地区一口注入井还未开始以前,下人的测井序列显示CHFR视电P且率逐渐增加,证明位于X0995-X1085的主力产油层存在烃类重饱和现象。第二次下人测井仪时,距离此井约100m处的一口井中开始注水。第三次下入套管井测井仪,水驱前沿逼近监测井并且影响到深探测CHFR测井测量结果,因此注水对监测井的影响可以检测到并且定量化描述。与CHFR测井数据相比,此时期基于浅探测RST仪器的分析结果同裸眼井测井数据相比没有变化。

套管电阻率测井方法和核测井评价的区别指出井眼周围存在损害层,并且污染层中泥浆滤液的侵入深度至少等于RST的探测深度。从CHFR和RST测井方法的综合解释结果可以全面理解烃类重饱和过程,水驱推进和井眼周围地层损害。

检测油藏中烃类随时间变化的另一个途径是应用直观衰竭烃类指数。这个指数是基于阿尔奇公式,Sw=1/f(Rw/Rt)1/2,并且把CHFR测井数据中得出的套管井电阻率和饱和度通过下面的等式同参考裸眼井的值联系起来;(Rchfr/RoH)1/2=Swoh/Swchfr,在此式中,Rchfr为CHFR视地层电阻率,RoH为参考裸眼井电阻率,Swoh为使用Roh计算的Archie(阿尔奇)裸眼井水饱和度,Swchfr为使用Rchfr计算的阿尔奇套管井水饱和度。

这种方法的优点是它相对不受CHFR测井仪几何形状的影响,而且也无需知道地层水电阻率——尽管在裸眼井和套管井测井曲线中假定地层水电阻率保持不变——而且也不需要知道地层的孔隙度。曲线基线在纯水层中应为1,如果使用了不正确的K因子,曲线基线将会偏移。即使在这种情况下,仍然可能辨识到基线的位置以及根据测井曲线由基线向左偏移确定出衰竭层段。同时,这种方法沿袭了阿尔奇公式的内在局限性,如假定地层是纯砂岩地层。

在一口位于美国阿拉斯加州NorthSlope有27年历史的生产井中,哀竭指数提供了定量研究衰竭程度的方法。在两次下井仪下入过程中每个测量信道的套管电阻率曲线出现重叠,显示出良好的电极接触。与裸眼井电阻率相比降低的CHFR电阻率指示出两个完全被驱替油层的衰竭情况,即位于X720-X740英尺和X820-X955英尺的两层段。

套管井地层评价的未来

考虑到老油田和正在生产的油田中井的基数之大,以及未来井的巨大潜力,对套管井地层评价的需求之大不言而喻。套管井测井方法不仅能提供死油区和流体界面变化的信息,而且还能够在裸眼井测井无法实现时通过开展地层评价来减少风险。好处也是显而易见的:更多的收益,更低的费用和油藏的早期生产。套管井电阻率测井仪可以使作业者更好的优化油田作业,同时仍然可以获取用于评价和规划的数据。

在过去的10年中,可以提供套管外地层评价的套管井测井成套设备已经增加以适应增长的需求。除了传统的核和声学测井之外,新型的CHFR测井仪可以提供熟悉的测量结果,以满足在新井和老井中进行地层评价的需求。套管井电阻率可以在不利于传统核测井方法应用条件下监测油藏,以及在有利于核测井的条件下和核测井结合在一起提供更好的地层评价。

没有人能够预测下一个60年会出现怎样的进步,但是不远的将来却容易预见。随着更多的作业者积累使用CHFR测井的经验以及克服当前技术的局限性,将会有更加创新的应用,更多的套管井地层评价障碍将会被克服,回报将是发现更多的油气。