生产测井推动裂缝型Monterey油藏开发

加利福尼亚海上的Monterey油藏自20世纪70年代开始高产原油和天然气，油层既是生油层又是储油层，流体分布状况为，顶部的气顶，中部的含油层和底部的含水层。由于没有原生孔隙度存在，仅有天然裂缝系统和垂直裂缝，地层水位在一些油井中快速上升，使得油井含水率升高，油田采收率很低，给油田开发带来了很大的困难。 通常情况下，改变这种状况的做法是，通过生产测井来获得油井的产量剖面以识别出水层，进而采取堵水措施来降低油井的含水率。

    在该油藏上的生产井中，利用常规的生产测井方法来获得精确的产量剖面图是非常困难的。主要原因是，斜井、三相流以及天然裂缝型油藏的不可确定性等因素使得油井中可能出现各种各样的流动状态。老一代的生产测井设备是通过流体的混合密度来计算各组分的持率，在多相流状态下，这种计算是不准确的。斯伦贝谢公司新一代的生产测井平台包含了流体观测仪器——Floview（可以测量X-Y井径，油气/水的持率和气泡记数，带有全井筒叶轮）、气体持率光学传感仪——Gas Holdup Optical Sensering Tool（可以测量气体/液体持率，液泡记数和X-Y井径），这些传感器可以放置在靠近套管臂的位置上，即使是在斜井中，也可以从井筒的不同方向直接识别液体流入井筒的位置、油气的持率，提供精确的液体在井筒中的流动剖面数据。结合流体的PVT数据，可以精确地计算出每个射孔井段的油、气、水产量，为成功地设计和实施堵水措施提供了依据。

    成功堵水实例1。一口油井日产油1327bbl，产水2575bbl。生产测井显示，自油层底部到10250ft，Floview显示有液体流入井筒，可见少量的油气气泡；在10250～10220ft井段，通过对数据的定量计算，日产油845bbl，水2371bbl。对该油井采取的堵水措施是，在10254ft处下过油管桥塞。施工后，油井产量发生了重大变化，日产油提高到3344bbl，产水量降至456bbl。

    成功堵水实例2。另一口油井日产油390bbl，水4000bbl。生产测井资料显示，在8596ft以下的地层，液体流入井筒但不是油气（少量的油气泡显示）；油气的主要入口在8596ft和8570ft射孔段上。依据这些测量和分析数据，将堵水桥塞放置在8602ft的深度上。结果是，油井日产水减少了3335bbl，日增油606bbl。

    这些实例说明，新的传感器可以独立地识别流体中油、气和水的含量，可以更直观地了解井底流动状况，更容易地发现油气进入井筒的第一位置。即使是在Monterey这样复杂的油藏，利用新的生产测井传感器也可以准确地识别地层水进入井筒的位置，进而采取有效的措施。减少了油井的出水量就意味着减少了因从井筒中提升和在地面处理这些水所需要的费用，加上油井增产所增加的收入，这样的结果非常令人满意。