2007过套管电阻率测井(CHFR)大庆油田

二○○七年三月大庆油田有限责任公司大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结•前言•总体情况•资料解释方法及实例•解释结果验证及分析•取得的认识•发现的问题及建议•2007年工作安排目录大庆油田有限责任公司大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结•CHFR测井在补充裸眼井测井资料、发现漏失油气层、水淹层评价及剩余油动态监测等方面作用显著，现已成为评价剩余油饱和度的重要方法。•为更好地发挥CHFR测井在剩余油评价、油层动用状况监测上的作用，2006年，按照勘探与生产分公司的要求，在大庆油田进行了CHFR测井深化现场实验。•大庆油田公司谢总、吴主任组织在采油三、六、八等厂的现场试验工作，油田公司相关部门通力协作，深化现场试验取得了令人满意的结果。前言大庆油田有限责任公司大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结评价CHFR测井在地层电阻率测量、剩余油饱和度确定、油藏动用状况监测以及油层水淹程度判断方面的准确性，给出CHFR测井在大庆油田的适应性。一、总体情况大庆油田有限责任公司1、试验目的大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结按照CHFR测井深化现场试验与油田开发生产实际相结合的原则，经过充分的论证，分别在大庆油田外围和老区选择升平油田升155区块、永乐油田永92-88井区、萨北开发区北二（三）西区块、喇嘛甸油田喇9井区四个区块，确定22口油井，开展CHFR测井现场试验。大庆油田有限责任公司2、测井试验方案一、总体情况大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结按照CHFR测井深化现场试验方案，油田公司开发部现场组织协调，于2006年6月29日至12月21日顺利完成了22口井的测井施工。其中，20口井原始测井曲线合格，合格率91％；杏13－2－PB338井等2口井因测井曲线波动大，跳跃严重，大部分井段CHFR电阻率与深三侧向电阻率没有可比性，原始测井曲线不合格，占9％。大庆油田有限责任公司3、测井情况一、总体情况大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结为使CHFR测井资料解释更符合大庆油田的实际，按照谢总、吴主任的要求，在大庆油田裸眼井中应用多年并行之有效的水淹层解释方法的基础上，大庆测试分公司自主研发过套管电阻率测井解释模型和解释软件；建立了混合泥质砂岩泥质导电电阻率模型，编制了解释软件，完成了CHFR合格资料的解释工作，解释结果得到了地质专家的认可。大庆油田有限责任公司4、资料解释一、总体情况大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结为了检验CHFR测井准确性以及资料解释正确性，选具有代表性北2－60－457、北3－2－052、喇11－2102、喇9－1502等4口井11个层位采用试油取样和环空测井等方法进行了试验验证，验证达到了预期的目的。大庆油田有限责任公司5、解释结果试验验证一、总体情况大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结大庆油田公司2006年CHFR测井完成情况表序号井号区块投产日期测井日期测量井段（米）测井用时（小时）作业工序资料接收时间解释情况措施验证技术说明1升51－37升155区块2004.09.042006.09.031428.0～1491.04洗井、刮削09.12√2升53－352004.09.022006.09.021429.0～1491.04洗井、刮削09.12√3升53－392004.09.042006.09.021432.0～1484.05洗井、刮削09.12√4永82－88永92-88井区1997.12.072006.09.021488.0～1533.04洗井、刮削09.12√5永90－861997.11.112006.08.291475.0～1521.04洗井、刮削09.12√6南1－220－检23南一区未投产2006.09.16830.0～1210.01610.17√取心井大庆油田有限责任公司序号井号区块投产日期测井日期测量井段（米）测井用时（小时）作业工序资料接收时间解释情况措施验证技术说明7北3－2－052北二西、北三西1987.04.062006.09.15940.0～1210.010洗井、刮削10.17√√8北2－丁4－421979.04.102006.09.19865.0～1180.010.8洗井、刮削10.17√9北2－丁5－361981.03.052006.09.25885.0～1205.011.5洗井、刮削10.17√10北2－60－4571990.12.182006.10.06870.0～1200.014洗井、刮削2次10.17√√11北1－10－5601990.12.112006.10.01880.0～1205.013洗井、刮削10.17√12北2－60－5601990.12.092006.10.06895.0～1205.012洗井、刮削10.17√13北2－4－4711991.04.242006.10.131010.0～1185.07.5洗井、刮削10.17√14北2－丁5－581973.02.232006.10.15958.0～1197.09洗井、刮削10.17√15北2－20－检丙279未投产2006.12.211060～1220.0512.22√取心井续大庆油田公司2006年CHFR测井完成情况表大庆油田有限责任公司序号井号区块投产日期测井日期测量井段（米）测井用时（小时）作业工序资料接收时间解释情况措施验证技术说明16喇11－2102喇9井区1991.08.192006.09.181044.2～1061.29.8洗井、刮削10.17√√17喇5－20111993.03.042006.09.291087.6～1186.67洗井、刮削10.17√18喇9－15021992.04.302006.10.13987.8～1002.88.5洗井、刮削2次10.17√√19喇9－20171984.08.132006.10.201085.2～1132.67.5洗井、刮削11.5电阻率不起幅度20喇9－检P2604未投产2006.10.17890.0～1250.0911.5√取心井21喇8－25021993.06.302006.11.05978.8～1098.910洗井、刮削11.5√22杏13－2－PB338杏十三区2002.04.232006.06.30925.0～1125.014洗井、刮削2次07.13电阻率波动、偏高续大庆油田公司2006年CHFR测井完成情况表二、资料解释方法及实例大庆油田有限责任公司1、过套管电阻率测井数值模拟116118120122124126128130132134136110100电阻率（.m）Depth(m)RaRt181920212223242526110100电阻率（.m）Depth(m)Ra(无水泥环)Ra(有水泥环)地层模型过套管电阻率测井响应模拟算例大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结大庆油田有限责任公司1、过套管电阻率测井数值模拟CHFR水泥环影响校正图版0.11101000.40.50.60.70.80.91.01.11.2Hcem=1.5in.Hcem=2.5in.Hcem=2.0in.Hcem=3.0in.Hcem=3.0in.Hcem=1.0in.Racor/RaRa/RcemHcem=1.0in.二、资料解释方法及实例大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结大庆油田在裸眼井水淹层解释方面进行了深入的研究，形成了适合于大庆油田的行之有效的解释方法，借鉴裸眼井资料解释思路，建立过套管电阻率测井资料解释模型。主要解释思路如下：•测井曲线预处理；•估计泥质含量、计算地层孔隙度；•确定含油饱和度；•利用驱油效率确定水淹级别。大庆油田有限责任公司2、过套管电阻率测井资料解释方法二、资料解释方法及实例大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结大庆油田有限责任公司3、过套管电阻率测井资料解释软件解释软件流程框图二、资料解释方法及实例大庆油田2006年CHFR测井深化试验总结6123567-889升53-35井升53-35井小层号深度(m)孔隙度（%）泥质含量（%）有效渗透率(mD)裸眼井含水饱和度(%)过套管含水饱和度(%)裸眼井解释水淹级别过套管解释水淹级别解释结论11440.6-1442.415.321.94.164.077.3低水淹低水淹潜力层21445.0-1446.015.522.25.564.273.8低水淹低水淹潜力层31447.0-1448.010.827.01.982.788.5低水淹低水淹1448.0-1451.216.520.014.258.473.3中水淹高水淹51458.8-1462.822.88.2218.258.168.4中水淹高水淹61465.4-1466.014.824.72.559.865.4油层低水淹潜力层7-81468.0-1471.722.06.5129.042.747.2低水淹低水淹潜力层1471.7-1473.819.07.938.855.865.4低水淹中水淹1473.8-1476.420.86.290.955.974.9低水淹高水淹81478.0-1479.620.411.264.054.267.7低水淹中水淹91480.8-1482.417.916.47.954.866.8低水淹低水淹潜力层大庆油田有限责任公司喇11－2102井CHFR测井解释成果图大庆油田有限责任公司喇11－2102井CHFR测井解释成果表小层号深度(m)孔隙度（%）泥质含量（%）束缚水饱和度(%)裸眼井电阻率含水饱和度(%)过套管电阻率含水饱和度(%)裸眼井解释水淹级别过套管解释水淹级别SⅠ4+51058.6-1061.025.712.426.327.372.0油层GSⅡ2-61081.8-1085.522.810.030.740.970.2DG1086.2-1093.924.510.927.953.573.4ZZ7+81097.8-1101.625.110.526.355.467.5ZZ？13-161118.3-1120.725.212.126.639.441.2DD1120.7-1124.426.810.123.947.650.5ZZ？SIII1+21129.6-1131.226.013.926.141.147.7DD3-71131.8-1133.826.410.824.633.958.7油层Z1133.8-1135.627.06.121.650.951.2ZZ3-71137.7-1140.426.87.422.538.368.1DG4-81147.7-1149.524.212.528.829.446.0油层Z1149.5-1151.226.610.923.833.647.7DZ9+101154.2-1155.726.712.024.244.550.4DZ？PI1-21160.6-1163.018.224.949.850.550.5差油层差油层1163.0-1169.226.012.926.529.143.3油层Z1169.2-1170.324.110.028.139.352.2DZ？2-61173.6-1176.927.69.221.834.537.9DD1176.9-1186.823.812.130.251.065.3ZG5+61187.3-1188.425.413.326.543.654.2DZPⅠ7-PⅡ31188.8-1191.927.86.720.850.570.3ZGGⅠ1-31193.9-1199.625.59.525.352.258.5油水同层油水同层三、解释结果验证及分析1、CHFR井措施方案设计序号井号措施层位裸眼井水淹层解释结论CHFR水淹层解释结论验证手段备注1喇11－2102井萨II13～16层低水淹低水淹补孔分层取样评价固井质量、化验含水和矿化度葡I1～2层差油层差油层2北3－2－052井萨II1～3层低水淹高水淹萨II4～6层低水淹高水淹萨III1～2层低水淹高水淹高I4＋5层油水同层油水同层3北2－60－457井葡II8～10层低水淹高水淹