成像测井技术在储层改造评估中的应用

第37卷第5期2015年9月石油钻采工艺OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYVol.37No.5Sept.2015文章编号：1000–7393（2015）05–0082–03　　　doi:10.13639/j.odpt.2015.05.020成像测井技术在储层改造评估中的应用高跃宾1，2　丁云宏1，2　卢拥军1，2　张福祥3　王永辉1，2（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊　065007；2.中国石油油气藏改造重点实验室，河北廊坊　065007；3.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒　841000）引用格式：高跃宾，丁云宏，卢拥军，等.成像测井技术在储层改造评估中的应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：82-84.摘要：塔里木油田碳酸盐岩储层深度达5000~7000m，为了避免下套管固井造成的井下复杂问题并节约成本，一部分井采用长井段裸眼完井的方式进行改造。长井段裸眼完井由于井段长，改造后仅靠酸压效果和软件模拟进行评估具有很大的盲目性。通过储层改造前后井底裸眼段成像测井资料的对比，可以得出裂缝起裂位置和近井筒处的缝高，明确改造过程中对哪段储层进行了针对性改造。将成像测井图像对比得出的结论与产液剖面测试结果、压后产能流体资料进行了对比，结果显示三者具有良好的一致性。储层改造前后成像测井图像对比为储层改造评估提供了新的技术手段，为优化储层改造方案提供了直观依据。关键词：成像测井；储层改造；携砂酸压；改造评估中图分类号：TE357.2　　　文献标识码：AImgaingloggingusedinvaluationofreservoirstimulationGAOYuebin1,2,DINGYunhong1,2,LUYongjun1,2,ZHANGFuxiang3,WANGYonghui1,2（1.LangfangBranchofResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,CNPC,Langfang065007,China;2.KeyLaboratoryofReservoirStimulation,CNPC,Langfang065007,China;3.TarimOilfieldCompany,CNPC,Korla841000,China）Abstract:ThedepthofcarbonatitereservoirinTarimOilfieldisupto5000~7000m.Inordertopreventdownholetroublescausedbyrunningcasingincementingandtosavecosts,somewellswerestimulatedbywayoflongintervalopenholecompletion.Duetolongintervalinlongintervalopenholecompletion,theassessmentonlybyacidfracturingandsoftwaresimulationafterstimulationisofgreatblindness.Bycomparingtheimaginglogofbottomopenholeintervalbeforeandafterreservoirstimulation,theinitiationlocationoffracturesandthefractureheightnearthewellborecouldbefound,anditwasclearwhichsectionofreservoirwasstimulated.Theconclusionfromcomparingtheimagesofimagingloggingwascorrelatedwiththeresultofproducedfluidprofiletestingandthefluiddataofproductivityafterfracturing.Theresultshowsthatthesethreeareverywellconsistent.Thecorrelationofimagesfromimagingloggingbeforeandafterreservoirstimulationprovidesanewtechniqueforevaluationofreservoirstimulationandprovidesavisualbasisfortheprogramofreservoirstimulationoptimization.Keywords:imaginglogging;reservoirstimulation;acidfracturingcarryingsand;evaluationofstimulation测井技术为油藏物性评价、采油工程设计和储层改造方案设计提供了必要的参数资料。在储层改造方面，测井技术提供的参数主要包括：储层岩性、物性、裂缝发育情况、岩石力学参数、地应力大小及方向等。然而，无论是测井服务公司还是多数油田公司都比较注重测井技术在地质方面的应用，对其在工程方面的应用不够重视［1］。将成像测井技术应用于携砂酸压改造后的评估分析，可以取得良好效果，为储层改造后的评估工作提供了新的技术手段。基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技重大专项“碳酸盐岩安全、快速、高效钻完井技术”（编号：2010E-2109）。作者简介：高跃宾，1983年生。2006年毕业于大庆石油学院，硕士研究生，现主要从事储层改造方面的研究工作，工程师。E-mail：[e-mail]。83高跃宾等：成像测井技术在储层改造评估中的应用1　常规储层改造评估技术目前常用的储层改造技术可以分为直接法和间接法两类。间接法包括：裂缝模拟（净压力拟合）、试井、生产数据分析等；直接法包括：微地震、测斜仪、大地电位法和井温测井等。微地震检测技术主要通过对压裂过程中产生的微震波信号进行处理，以确定微震震源的位置，从而计算出裂缝方位、长度、高度等裂缝形态参数；实际施工中一般通过在地面和邻井放置地震检波器进行监测［2-7］。对于塔里木油田来说，由于井深大、井温高，超过了地下检波器的最大下入深度，而地面检波器接受的信号又比较弱，限制了该技术在储层改造评估方面的应用。测斜仪裂缝检测技术是通过监测压裂施工过程中引起的地层倾斜，通过地球物理反演计算确定压裂参数的一种裂缝检测方法；现场施工过程中一般将测斜仪放置在地面和邻井中进行监测［8-10］，同样由于最大下入深度的原因，该技术在塔里木油田不适用。大地电位法裂缝测试技术是通过测量压裂注入到目的层的工作液所引起的地面电场变化来解释相关压裂裂缝参数的技术［11］。井温测井用于测量由于压裂液注入而导致的地层温度下降，将压裂后井温和基线测量进行比较，可以分析得到吸收压裂液最多的层段。2　成像测井技术应用原理成像测井技术是利用成像测井仪器极板上密集排列的“纽扣”电极，测量井壁地层几十条、甚至上百条的微电阻率信息，经过高分辨率成像处理，形成高清晰度的井壁微电阻率图像。利用这种成像测井资料可以识别碳酸盐岩和其他脆性岩石中的裂缝和其他次生孔隙［12］。在储层改造前对裸眼段进行一次成像测井，储层改造完成以后再做一次成像测井。通过前后成像测井图像的对比，可以确定吸液段、进砂段、裂缝起裂位置和近井筒缝高等参数，从而明确长裸眼段储层改造过程中究竟对哪个位置的储层进行了针对性的改造，是否达到预期目的，以优化后续同区块油井的储层改造方案设计。3　应用实例A井是塔里木油田塔中区块的一口评价井，施工井段为5205.4~5570.0m，完井方式为裸眼完井，结合本井储层特点，实施了携砂酸压改造。施工共注入地层总液量561.5m3，其中前置液247.5m3、交联酸50m3、交联酸携砂液240.0m3、原井筒液23.7m3、顶替液0.3m3，挤入地层总砂量41.5m3，施工排量1.2~5.6m3/min，施工压力45.1~86.3MPa，施工砂浓度97~548kg/m3（砂比5.4~35.4%），施工结束后持续测压降55min的过程中油压由40.1MPa降至39.3MPa。3.1　酸化压裂前后曲线对比自然伽马曲线和电阻率曲线反映了储层的铺砂量和压开程度。井段5510~5540m酸压后自然伽马值由15API升至90API，浅电阻率值由2000Ω·m降至200Ω·m，深电阻率值由4000Ω·m降至400Ω·m，该段变化最大，为主要压开层段；井段5350~5360m酸压后自然伽马值由15API升至30API，浅电阻率值由3000Ω·m降至600Ω·m，深电阻率值由6000Ω·m降至800Ω·m，井段5435~5445m酸压后自然伽马值由15API升至45API，浅电阻率值由200Ω·m降至100Ω·m，深电阻率值由300Ω·m降至160Ω·m，这两段变化也比较大，为次要压开层段；井段5455~5505m自然伽马值和深浅电阻率值也有一定变化，表明该段也被压开并加入支撑剂；其余井段无变化。3.2　酸化压裂前后成像测井对比酸化压裂前后成像测井资料对比如图1~图3所示。图1　5242~5246m、5353~5357m井段成像侧井图图1（a）为5242~5246m井段压前成像测井图，（b）为压后成像测井图。该井段为含泥灰岩段，压前压后伽马曲线和成像测井图变化都不大，表明该段酸压过程中未被压开，施工过程中储层岩性（泥质含量）对缝高的延伸有阻挡作用。图1（c）为5353~5357m井段压前成像测井图，（d）为压后成像测井图。该井段压后伽马值明显增大，同时成像测井显示产生了高角度斜切缝，表明该段在施工过程中被压开，进入了一定量的支撑剂。图2（a）为5443~5445m井段压前成像测井图，（b）为压后成像测井图，该井段压后伽马值明显增大，同时成像测井显示产生了斜切缝，表明该段在施工过程中被压开，加入了支撑剂。图2（c）为5485~石油钻采工艺　2015年9月（第37卷）第5期845488m井段压前成像测井图，（d）为压后成像测井图，该井段压后伽马值增大，同时成像测井显示产生了直劈缝，同样表明该段在施工过程中被压开，加入了支撑剂。图3　5509~5513m、5530~5534m井段成像侧井图图3（a）为5509~5513m井段压前成像测井图，（b）为压后成像测井图，（c）为5530~5534m井段压前成像测井图，（d）为压后成像测井图，该两井段伽马值变化最大，成像测井显示产生了很明显的直劈缝，分析认为该两井段施工过程中进砂量最多。本次施工主要压开井段为5350~5360m、5435~5445m、5455~5505m、5510~5540m，进砂量最大的井段为5510~5540m（该井段为气水同层段）。压裂后采用Ø6mm油嘴放喷，日产气6497~21219m3/d，日产水26.41m3/d，与上述成像测井对比得出压开了气水同层段的结论具有一致性。压裂后进行了产液剖面测试，但测试工具下至5465m遇阻，产液剖面有效测试段为5400~5465m井段。分析该井段产液剖面测试图发现，井深5453m处流体密度由1.02g/cm3下降为0.95g/cm3，井筒流速在该处也有增大趋势，由此判断5453m以上有一定的油气产出。温度曲线在5430~5444m井段有负异常显示，分析原因是气体在产出过程中吸收热量而导致井筒内温度降低。产液剖面测试结果与成像测井对比得出5435~5445m井段被压开的结论具有一致性。4　结论（1）将成像测井技术应用到储层改造后的评估中，通过储层改造前后井底裸眼段成像测井资料的对比，直观得出了裂缝在井筒处的起裂位置和近井筒缝高等结论，从而确定具体储层改造层位。（2）储层改造前后成像测井资料对比在油田现场应用取得了成功，应用得到的结论与产液剖面测试结果、压后产能流体资料三者之间都具有良好的一致性。（3）成像测井技术为长裸眼段储层笼统压