过套管电阻率测井数据的影响因素校正与度量方法

过套管电阻率测井数据的影响因素校正与度量方法

0套管井电阻率测井测量原理及数据处理核和磁共振钻井已经广泛用于评估储层的含油气饱和度，但由于核井测量深度的限制、储层孔的特性和地层水矿化度的要求，最终确定储层的含油气量。在不同的开发阶段,通过对比不同开发时期目的层电阻率的变化,可以了解油藏的开采状况,电阻率测量已逐渐成为油藏动态监测的有效方法之一。然而,由于金属套管对感应类电测井的屏蔽作用及对电极类电测井的短路作用,常规的电阻率测量一直难于在金属套管井中开展。随着开采技术的发展,开发初期被忽略的薄储层及差储层已逐渐成为新增储量的主体,在生产井中寻找新增储量和实施油气藏动态监测已成为油气田开发中后期迫切期望解决的重大问题。过套管电阻率(CHFR)测井的提出为解决这些问题提供了可能。自1989年Kaufman发表传输线方程的套管井电阻率测井近似理论以来,许多专家学者利用传输线模型及相应的修整模型提出了类似的套管井电阻率测井测量原理及仪器设计方案,给出了地层视电阻率的定义,分析了套管电阻率测井的垂向响应,为套管井电阻率测井理论奠定了基础。然而,传输线模型中将套管视为无限长,假设漏电流只有径向分量,这与套管外地层存在纵向不均匀性引起的纵向扰动分量不符,影响套管井地层电阻率计算的精度与可靠性。1994年Schenkel和Morrison发表了基于积分方程的理论模型,并采用曲面积分的子区域解法求解空间任意点的电位分布,讨论了充满流体的有限长套管中,径向非均匀地层的套管井电阻率测井响应,分析了套管长度、直径、厚度、水泥环等对套管井电阻率测井响应的影响,为套管电阻率测井数据的处理、解释及应用提供了理论基础。原江汉测井研究所对套管井电阻率测井的正演模拟进行了初步研究,取得了一些计算结果。在野外实际测量方面,我国多个油田开展了先导试验。2001年起,Schlumberger公司的CHFR测井先后在大庆油田、冀东油田、胜利油田、新疆油田和吐哈油田进行了先导试验。这些试验期望补充或解决如下几个方面的问题。①完善补充裸眼测井资料。在因井眼扩大或垮塌而未完成裸眼井测量的井中获得地层电阻率;②确定漏失的油层。发现老井中被忽略或漏掉的油气储层;③油藏动态监测。通过现今套管电阻率测量与勘探开发初期裸眼井电阻率的对比,评价开发不同时期流体饱和度的变化,监测生产和注水过程中的流体界面的变化。国际石油公司在全球多类油藏中的测试结果表明,CHFR测井方法在储层评价和油藏动态监测方面有着裸眼测井无可比拟的重要作用,同时,由于水泥环、套管材料的非均匀性、套管腐蚀与射孔及不同水驱阶段地层水电阻率变化等的影响,对CHFR测井响应规律的认识及数据处理解释方法仍急待深入研究与完善,对于实际测量资料的解释应用仍需开展大量研究对比。本文从CHFR测井的测量原理出发,讨论了CHFR测井视电阻率的影响因素,给出了套管电阻率测量数据的影响因素校正与对比刻度的方法,分析了CHFR测井资料在吐哈丘陵油田的实际应用效果。从CHFR测井的视电阻率定义知道,视电阻率与测量仪器的刻度系数、测量的电位差及套管的横向电阻等因素有关。因此,在CHFR测井数据应用于储层评价之前必须将上述三大因素消弱到最小限度,以突出地层电阻率变化的贡献。为此,讨论了套管接箍、套管腐蚀及套管射孔等影响的校正方法,提出了在稳定泥岩层及含水纯砂岩层上与常规感应或侧向测井电阻率优化拟合的刻度方法。通过吐哈丘陵油田实测套管电阻率测井资料的处理解释,分析了CHFR测井在寻找未动用油层或漏失油层、已开发储层的水淹程度评价及现今储层中剩余油饱和度等方面的应用效果。1电极间电导率的测量采用Kaufman传输线理论建立的CHFR测井视电阻率的定义,在非均匀地层中,套管电阻率测量得到的地层视电导率(视电阻率)为σa(z)=Sd2U(z)U(z)dz2或ρa(z)=U(z)S[d2U(z)dz2]-1(1)式中,U(z)是测量点的电位,V;d2U(z)dz2是该点电位的变化率,V/m2,S是套管的电导,S/m。实际工作中,要利用距供电电流源一定距离的多个电极测得的电位差近似代替上述关系中的二阶导数,即要用标准的2阶中心差分代替微分计算σad2U(z)dz2=[U(z-Δz)-U(z)]-[U(z)-U(z+Δz)]Δz2=V1-V2Δz2(2)式中V1=U(z-Δz)-U(z)‚V2=U(z)-U(z+Δz)若ΔV=V1-V2,则d2U(z)dz2=ΔVΔz2,即用置于等间隔位置上3个电极M1,N,M2可实现套管电阻率测量的视电阻率的计算。若3个电极的间隔为l/2,l是M1M2电极间的距离,则过套管井电阻率测量的视电阻率定义化为σa=4Sl2ΔVU(Ν)=ΚΔVU(Ν)(3)式中,Κ=4Sl2‚Κ称为电极系数,与仪器的电极距及套管电导率有关。因此,计算视电阻率,必须知道套管的电导S,M1与M2电极间的电位差ΔV,电极N上的电位U(N)。事实上,上述视电导率计算关系中隐含假设套管电导率S在M1、M2的2个电极间不变且已知。若上述假设条件不成立,则σa还与套管电导率的变化相关。2套管电阻异常从CHFR测井的视电导率定义,套管电阻率测量主要有以下3类影响因素,即测量电极间距内套管电阻率的局部变化,例如套管接箍、套管腐蚀及射孔等;仪器刻度系数K的变化,如套管材质的非均匀性;套管外水泥环厚度及性能的变化等。理论上,视电阻率定义是在套管电导S不变的条件下导出的,在套管电导率变化时,必须进行校正。对于套管接箍、套管腐蚀及射孔等局部变化造成的套管电阻率异常,通常只出现于较小的测量井段内。而套管材质的非均匀性、水泥环的厚度及性质的变化通常发生于相对较长的井段内,目前仍缺乏通用的校正方法,只有通过稳定泥岩层或含水纯砂岩层上,套管电阻率与裸眼测井电阻率的对比求取刻度系数,或用正演模拟与反演计算得到相应的校正因子。2.1异常点的测量在实际生产中,对于套管接箍、套管腐蚀及射孔等局部变化造成的套管电阻率异常,通常只出现于较小的测量井段内,在异常处测得的视电阻率会出现异常高值或低值,在目前采样间隔为0.5m的点测情况下,这种异常的影响范围通常有1～3个测点。图1给出了L××-1井与L××-2井2个层段的套管测井电阻率与深浅侧向电阻率的对比。图1中第1道给出了井径、自然电位、自然伽马及套管接箍曲线,第2道是4种不同探测深度的电阻率对比。图1中椭圆圈出位置上可以看到,套管电阻率数据异常大多出现在套管接箍对应的深度附近或射孔位置附近,而且电阻率以高低值异常峰形式出现,以低异常点居多。由于射孔位置、套管接箍位置可以用其他测井曲线确定,对单个异常点采用平滑滤波的方法予以校正,考虑到平滑滤波结果可靠性,对连续3个以上的多个异常点加以剔除。由于套管电阻率测量的探测范围在3m左右,某测量点的电阻率响应只与该点邻近几点的值关系密切。根据数据的采样密度,选择异常点在内的5点二次平滑,其计算关系为ˉy0=135[17y0+12(y-1+y1)-3(y-2+y2)](4)其中,ˉy0是平滑后目标点的值;y0是平滑目标点的原始值;y-1、y-2分别是目标点上方邻近的2个值;y1、y2是目标点下方邻近2个的值。经过平滑后,可以将由于射孔、套管接箍及与套管接触不良造成的局部异常点校正,若出现多于3个异常点,则只是平滑滤波无法校正异常点,需要将异常点剔除。2.2仪器响应分析从CHFR测井的视电阻率定义知道,测量值受套管横向电导变化影响较大。另外,由于测量电极的电位响应幅度较小,对与套管耦合、水泥环厚度及性能等环境因素的变化非常敏感。因此,计算的实际井眼条件下的套管电阻率测量值,包括多类非地层因素的影响,不能完全与地层电阻率对应。为此,在利用套管电阻率测量值计算地层含油气饱和度时,必须对环境因素引起的刻度系数的变化进行适当的校正。在应用过套管电阻率测井时,需要进行实用刻度,即根据裸眼井电阻率测井资料,选择勘探开发过程中电阻率值基本稳定的非渗透层(通常是厚泥岩层)或开发过程中没有发生变化的纯水层段作为刻度标准层,将过套管电阻率测井在该层段的视电阻率值与该标准层的电阻率数值对比,作出相关关系,得到的比例关系即为仪器的刻度系数。这种校正方法又称为标准化方法,结果的准确性与裸眼井电阻率资料的精度有关。如果裸眼井的电阻率测量误差较大,则会给套管井地层电阻率测量带来较大误差。理论分析与数值模拟业已证明,在测量仪器与套管良好耦合的条件下,过套管电阻率测井的测量值与一定厚度的非渗透泥岩层或含水纯砂岩层的深电阻率一致,而且,当水泥环的电阻率厚度变化不大时,它的影响可以忽略。图2是L××-1井及L××-2井的套管电阻率测井数据经过上边的滤波处理后,选取的泥岩层段及纯含水层的深侧向电阻率与对应深度的过套管视电阻率作出的刻度关系。从2个图的数据点分布看到,如理论分析结果所述,泥岩层段及纯含水层的裸眼测量的深电阻率与对应深度的过套管视电阻率基本一致,但在实际条件下,由于套管电阻率、水泥环厚度及性能、测量电极与套管的耦合等因素的影响,套管电阻率测量的视电阻率并不等于裸眼深电阻率。L××-1井的刻度关系RCΗFR=0.9722RLLd+0.4716(相关系数R2=0.9733)L××-2井的刻度关系RCΗFR=0.9947RLLd+0.3279(相关系数R2=0.9773)利用上边2个关系,即可对相应井的套管电阻率测量值进行标准化。当对CHFR测井进行刻度或标定时,裸眼井钻井如果用淡水泥浆,所选用的非渗透层电阻率曲线应选用感应测井得到的电阻率值,因为淡水泥浆对感应测井几乎没有影响。如果没有裸眼井感应测井资料而应用双侧向测井资料时,应对双侧向测井资料进行反演得到真实的电阻率值,再进行刻度使它们在非渗透性层段重合。图3是图1中的L××-1井与L××-2井对应井段经过平滑滤波、异常数据剔除及利用图2中的刻度关系进行标准化后的结果,与裸眼井电阻率对比可以看到,异常数据得到了合理的校正。3使用示例3.1未动因油气层与未动井电阻率调查在未动用油气层与漏失油气层上,由于孔隙结构及油气饱和度在开发过程中没有变化,裸眼井电阻率与现今的套管井电阻率值相当。在低侵严重的情况下,会出现套管井电阻率大于初期的裸眼井电阻率。对于水驱造成油气重新富集的生产区,甚至可能出现现今的套管井电阻率远大于裸眼井电阻率。诚然,对于这类油气储层的识别,还需要综合利用石油地质、开发动态等资料,确定目的层的大致井段,以排除由于裸眼井或套管井测量的电阻率误差引起错误。图5是L××-3井(左)及L××-4井(右)套管井电阻率测井判别的未动用油气层与漏失油气层的例子。图5的L××-3井上部的S2-3层除套管接箍附近异常点外,套管井电阻率比裸眼井深侧向电阻率低许多,判断为高水淹层,与动态测试资料相符;下部的S2-4层套管井电阻率与裸眼井深侧向电阻率基本相等,而且上下2个层是合采层,由此判断下部的S2-4层基本没有动用。从孔隙度曲线及反映渗透率的自然电位曲线知道,下部的S2-4层孔渗稍差,含泥略高于上部的S2-3层。试油结果,卡封S2-3,补层S2-4单抽认识含油性,日产油3.1t,含水率2%。图5的L××-4井在2672～2685.4m层段套管井电阻率与裸眼井电阻率基本一致,判断为漏失的油层。该层在整个井剖面上属于电阻率偏低,含油性较差的差油层,导致开发初期的漏失。试油结果,日产油3.9t,含水率34%。下部2725.5～2732.3m井段,裸眼井深侧向电阻率为68～108Ω·m,套管井电阻率为32.2～54.6Ω·m,计算的衰竭指数η为0.62,判断该层为强水淹,与目前动态监测结果一致。3.2水淤层定量评价指标目前油气层水淹级别主要依据含油气储层的现今含油饱和度与原始含油饱和度的相对关系评价。若现今含油气饱和度与原始含油气饱和度比值较大,认为水淹级别低,反之,水淹级别较高。为了定量分析水淹级别,利用上述饱和度比值定义一个烃类衰竭指数作为评价指标。而且,根据烃类衰竭指数的大小,把油层的水淹级别划分为强水淹、中等水淹、弱水淹、未水淹。表1给出了吐哈丘陵油田的的水淹层定量评价标准。若地层水矿化度与孔隙结构指数等参数不变,烃类衰竭指数可用过套管电阻率和裸眼深侧向或深感应电阻率比值得到η=1-(RCΗFRRΟΗ)1/2=1-Sw‚ΟΗSw‚CΗFR(5)式中,RCHFR为套管井电阻率的视电阻率;ROH为裸眼井电阻率;Sw,OH为ROH计算的开发初期的含水饱和度;Sw,CHFR为RCHFR计算的现今含水饱和度。该方法受套管井电阻率测井仪影响较小,且无需知道地层水电阻率和地层孔隙度,是广泛实用的一种方法。烃类衰竭指数处于0～1之间,其值越大,油层水淹程度越高。在上部的2713～2716.4m井段,裸眼井双侧向电阻率值为42Ω·m,套管井电阻率为32Ω·m,计算的η为0.15,判断该层水淹程度低。试油结果,日产油3.9t,含水率34%。下部2725.5～2732.3m井段,深侧向电阻率为68～108Ω·m,套管井电阻率为32.2～54.6Ω·m,计算的衰竭指数η为0.62,判断该层为强水淹,与目前动态监测结果一致。3.3地层水电阻率rw为对含油气储层进行动态评价,需要估算不同阶段剩余油饱和度。用套管井电阻率计算剩余油饱和度Sor的公式为Sor=1-(abR′wϕmRCΗFR]1/n(6)式中,a、b为与岩性及润湿性有关的系数;m、n分别为孔隙结构指数与饱和度指数,可通过岩电实验分析资料求取;Sor为剩余油饱和度,%;R′w为地层混合液电阻率,S/m;RCHFR为套管井电阻率的视电阻率,S/m;ϕ为孔隙度,p.u.。通过密闭取心实验资料知道,研究区属于低孔隙度、低渗透率储层,在开发中孔隙度变化极小,可以忽略不计。在研究的数据处理中,孔隙度ϕ用中子、密度及声波三孔隙度交会求取。由于研究区长期注淡水开发,地层水电阻率需计算混合液的