張東芳

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163153)

0 引 言

大慶油田古龍頁巖油[1]的主要目的層是青山口組泥頁巖層。由于缺乏古龍頁巖油井生產(chǎn)測井?dāng)?shù)據(jù)，難以有針對(duì)性地分析不同層段壓裂返排規(guī)律，對(duì)于各層段產(chǎn)出流體性質(zhì)、油氣水產(chǎn)量貢獻(xiàn)率仍認(rèn)識(shí)不清[2-3]。本文根據(jù)大慶油田古龍頁巖油的基本地質(zhì)特征，選用合適的三相流產(chǎn)出剖面測井儀組合測井，通過精細(xì)設(shè)計(jì)、施工和解釋，獲得了一口古龍頁巖油井壓裂返排后期不同尺寸油嘴下分層段油氣水產(chǎn)量，為分析青一段不同層段壓裂返排規(guī)律、掌握采排制度對(duì)各層段產(chǎn)量的影響提供了重要數(shù)據(jù)。這項(xiàng)測井結(jié)果將有助于深入認(rèn)識(shí)古龍頁巖油地質(zhì)特征和評(píng)價(jià)配套措施效果，為松遼盆地古龍頁巖油資源有效動(dòng)用提供技術(shù)支撐。

1 測井技術(shù)選擇

1.1 古龍頁巖油基本地質(zhì)特征

松遼盆地古龍凹陷白堊系青山口組頁巖地層中含有豐富有機(jī)質(zhì)，經(jīng)過人工改造后有經(jīng)濟(jì)開發(fā)價(jià)值。其中青一段層狀和紋層狀頁巖為勘探重點(diǎn)，其有機(jī)質(zhì)豐度高，含油性好，氣油比較高，油質(zhì)輕且黏度小，易于流動(dòng)。根據(jù)儲(chǔ)層特征和流體屬性，針對(duì)直井，在壓裂后投產(chǎn)初期，選用2種三相流產(chǎn)出剖面測井技術(shù)組合測井。

1.2 三相流測井技術(shù)介紹

1.2.1 生產(chǎn)測井組合儀(PLT)

Sondex公司PLT七參數(shù)生產(chǎn)測井組合儀[4-5]由磁定位、自然伽馬、渦輪流量計(jì)、含水率計(jì)、音叉密度計(jì)[6-7]、井溫儀、壓力計(jì)等組成，測量油、氣、水三相流。儀器短接可任意組合，一次下井可同時(shí)獲得7個(gè)參數(shù)，采用遙測技術(shù)實(shí)現(xiàn)了多參數(shù)同時(shí)測量和傳輸。

1.2.2 超聲波多普勒三相流測井儀

超聲波多普勒三相流測井利用多普勒原理完成對(duì)井下流量的測量[8-9]。儀器主要由5部分組成，分別為遙測磁定位、溫度、壓力、伽馬以及電動(dòng)扶正器。以定點(diǎn)非集流方式測量油、氣、水三相流，采集速度快，每個(gè)測點(diǎn)3 min左右完成。

1.3 產(chǎn)出剖面測井施工設(shè)計(jì)

A-1井是為了解青一段生產(chǎn)能力于2018年鉆探的重點(diǎn)評(píng)價(jià)井，其壓裂返排后期產(chǎn)出流體油、氣、水共存。生產(chǎn)測井的目的是以測試數(shù)據(jù)精細(xì)分析為基礎(chǔ)，了解古龍頁巖油井K1qn儲(chǔ)層壓后返排期不同層段產(chǎn)出狀況，掌握不同采排制度下各層段產(chǎn)量變化，進(jìn)一步分析壓裂改造效果。

該井開發(fā)層位為K1qn2+3、K1qn1，共射開5個(gè)層段，射孔井段2 584～2 452 m，成熟度1.67%，游離烴8.15 mg/g，試油數(shù)據(jù)顯示氣油比超1 000。2019年9月壓裂，注入壓裂液10 827 m3，至2020年5月壓后放噴，見油返排率39.9%，油粘度2 mPa·s(50 ℃)，平均日產(chǎn)油0.24 m3，氣538.7 m3，水0.48 m3。根據(jù)該井生產(chǎn)情況，設(shè)計(jì)測井施工方式為點(diǎn)測與連續(xù)測相結(jié)合，點(diǎn)測數(shù)據(jù)定性描述流體產(chǎn)出狀態(tài)，通過連續(xù)測與點(diǎn)測數(shù)據(jù)綜合解釋，確定各層段的產(chǎn)量貢獻(xiàn)率。

2 測井結(jié)果分析

2.1 施工情況

2020年5月17日對(duì)A-1井實(shí)施產(chǎn)出剖面測井。5.0 mm油嘴地面計(jì)量產(chǎn)氣量1 700 m3/d，產(chǎn)水量24 m3/d，產(chǎn)油量1.3 m3/d；8.0 mm油嘴產(chǎn)氣量1.8×104m3/d，產(chǎn)水量110 m3/d，產(chǎn)油量4 m3/d。現(xiàn)場施工進(jìn)行了PLT點(diǎn)測、超聲波多普勒三相流點(diǎn)測及PLT連續(xù)測井。

2.2 測井?dāng)?shù)據(jù)分析

2.2.1 流體產(chǎn)出狀態(tài)

1)PLT點(diǎn)測

在5.0 mm油嘴與8.0 mm油嘴生產(chǎn)狀態(tài)下分別進(jìn)行PLT點(diǎn)測，錄取各層段小層的渦輪轉(zhuǎn)速響應(yīng)。如圖1所示。5.0 mm油嘴生產(chǎn)狀態(tài)下，受氣影響，第二、四、五段渦輪轉(zhuǎn)速并不隨深度減小而單調(diào)增長；8.0 mm油嘴生產(chǎn)狀態(tài)下，第二段點(diǎn)測渦輪轉(zhuǎn)速受氣影響突出。

圖1 PLT測井點(diǎn)測渦輪轉(zhuǎn)速柱狀圖

2)超聲波多普勒三相流測井儀點(diǎn)測

分別于5.0 mm油嘴、8.0 mm油嘴生產(chǎn)條件下進(jìn)行點(diǎn)測測試，錄取5個(gè)層段功率譜圖，如圖2所示。

圖2 超聲波多普勒三相流功率譜圖

在超聲波多普勒三相流功率譜圖中，液相與氣相譜線幅度分布于不同的頻率范圍[9-10]。從圖2中可以看出，8.0 mm油嘴各測點(diǎn)譜峰差異明顯，且400 Hz附近譜峰曲線顯示變化速率減緩，氣產(chǎn)出的“拖尾”現(xiàn)象明顯。分析8.0 mm功率譜圖得出第一段至第四段產(chǎn)液和產(chǎn)氣量大幅增加，第五段主要產(chǎn)液。

3)點(diǎn)測數(shù)據(jù)定性分析

綜合分析PLT測井與超聲波多普勒三相流測井點(diǎn)測數(shù)據(jù)，見表1。

表1 產(chǎn)出流體狀態(tài)綜合分析

A-1井不同射開層段點(diǎn)測數(shù)據(jù)顯示：射開層段上部2 452.0～2 503.7 m產(chǎn)出流體主要為氣和水，中部2 516.0～2 523.5 m產(chǎn)出流體主要為氣；下部2 533.0～2 584.0 m產(chǎn)出流體為油、氣、水。

A-1井不同油嘴生產(chǎn)點(diǎn)測數(shù)據(jù)顯示：第二段產(chǎn)氣量明顯增大，第一、五段產(chǎn)出狀況穩(wěn)定，第二、三、四層相對(duì)占比變化明顯。

2.2.2 各層段產(chǎn)液貢獻(xiàn)率

PLT分別于5.0 mm油嘴、8.0 mm油嘴生產(chǎn)情況下測試獲得連續(xù)曲線：伽馬GR、接箍CCL、壓力QP、溫度TEMP、密度DENR、持水率CWHC、測速LSPD、流量CFB。

1)PLT連續(xù)曲線

獲得伽馬、定位曲線深度一致，射孔井段溫度為116.4～128.4 ℃。但5.0 mm油嘴產(chǎn)液不穩(wěn)定，中深溫度120.27 ℃，壓力59.82 MPa，產(chǎn)油、氣量低，PLT連續(xù)測井曲線解釋誤差偏大。而8.0 mm油嘴生產(chǎn)情況下產(chǎn)量穩(wěn)定，中深溫度120.22 ℃，壓力53.64 MPa，產(chǎn)氣、產(chǎn)油量較高，井溫及密度曲線差異明顯，定量解釋較為精準(zhǔn)，如圖3所示。

圖3 PLT連續(xù)測井曲線

2)產(chǎn)液情況解釋分析

5.0 mm和8.0 mm油嘴生產(chǎn)狀態(tài)下，層段中部溫度下降0.05 ℃，壓力下降6.18 MPa，解釋PLT連續(xù)測井?dāng)?shù)據(jù)得各層段單相產(chǎn)量情況如圖4所示。

圖4 PLT連續(xù)測井解釋各層段油氣水三相產(chǎn)出情況

第一至五段產(chǎn)出流體性質(zhì)隨壓力降低而發(fā)生改變，其中第五、第四段產(chǎn)油量降低為0，第一、二、三段產(chǎn)油量增加，由此可見產(chǎn)油貢獻(xiàn)率受采排壓力影響明顯。

8.0 mm油嘴生產(chǎn)狀態(tài)下PLT連續(xù)測井解釋產(chǎn)液情況：全井產(chǎn)液104.5 m3/d，其中，產(chǎn)水99.9 m3/d，產(chǎn)油4.68 m3/d，產(chǎn)氣196 444 m3/d。射開層段各小層產(chǎn)量情況如圖5所示。

圖5 8.0 mm油嘴PLT測井連續(xù)曲線解釋小層相對(duì)產(chǎn)液情況

通過PLT連續(xù)測井解釋結(jié)果分析，可得出A-1井流壓降低，各層段產(chǎn)液量及產(chǎn)氣量大幅增加，其中第一段產(chǎn)油貢獻(xiàn)率最高，第二段小層內(nèi)油氣水相態(tài)變化最大，第三段產(chǎn)水貢獻(xiàn)最低，第五段沒有產(chǎn)油貢獻(xiàn)，產(chǎn)水、產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率最高。

2.2.3 數(shù)據(jù)綜合分析

分析PLT及超聲波多普勒三相流測井的點(diǎn)測和連續(xù)曲線解釋結(jié)果，見表2，綜合壓裂改造參數(shù)、層段厚度分析相關(guān)程度如圖6所示。

表2 A-1井產(chǎn)出狀況綜合解釋成果表(2020.5.17)

圖6 A-1井產(chǎn)水貢獻(xiàn)率與壓裂液用量、層段厚度相關(guān)關(guān)系

分析顯示，K1qn1為主要產(chǎn)油貢獻(xiàn)層，第一、二層段產(chǎn)油貢獻(xiàn)率為90%；K1qn2+3頂部(第五段)層段厚度大、壓裂液用量大，對(duì)應(yīng)產(chǎn)水貢獻(xiàn)率占比最高，無產(chǎn)油貢獻(xiàn)；K1qn2+3底部(第四段)至K1qn1底部(第三、二、一段)產(chǎn)水貢獻(xiàn)率與壓裂液用量關(guān)系不明確。5個(gè)層段產(chǎn)水貢獻(xiàn)率與層段厚度呈正相關(guān)。

3 結(jié) 論

1)以生產(chǎn)測井組合儀(PLT)和超聲波多普勒三相流產(chǎn)出剖面測井儀組合測井，可以獲得古龍頁巖油井產(chǎn)出狀況。

2)對(duì)古龍頁巖油井各層段產(chǎn)出流體性質(zhì)及產(chǎn)液貢獻(xiàn)率數(shù)據(jù)分析得出：壓裂返排末期-生產(chǎn)初期不同層段壓裂返排程度不同，與壓裂液用量相關(guān)關(guān)系仍未明確建立，但產(chǎn)水貢獻(xiàn)率與層段厚度呈線性正相關(guān)。

3)不同的采排制度對(duì)古龍頁巖油各層段產(chǎn)出流體狀態(tài)及油氣水三相貢獻(xiàn)率影響明顯，尤其是壓力改變對(duì)K1qn2+3底部及以下層段分相產(chǎn)量影響明顯，因此配套工程工藝實(shí)施過程中應(yīng)進(jìn)行產(chǎn)出剖面測井，以便更好地制定方案，獲得良好效果。