由于目前高含水油田仍有挖潜和提高采收率的巨大潜力，需要在高产水率的条件下，准确评价水淹层、搞清地下剩余油分布。这就要求准确计算以饱和度为核心的水淹层产层参数，划分油层的水淹级别，准确评价剩余油的分布^[1-2]。作为饱和度监测重要手段的套管井剩余油饱和度测井技术从20世纪70年代就已投人了商业应用，其中具有代表性的RPM饱和度测井技术是高含水油田确定剩余油饱和度、增产挖潜的主要技术之一。近年来，南海西部海域在生产油田大量开展了RPM饱和度测井，为制定油田调整开发方案、增产挖潜、三次采油提供可靠的基础数据和地质依据。

1 RPM饱和度测井原理

RPM是西方阿特拉斯公司在44 mm中子寿命测井仪PDK的基础上增加了碳氧比测井功能后将仪器更名为RPM（Reservior Performance Monitor）的储层性能监测仪。该仪器与其它几家公司仪器的最大不同是在高效中子发生器的上部依次排列了近、远、超远三个探头。仪器有如下测量方式：脉冲中子俘获测井，碳氧比能谱测井，脉冲中子持率成像测井，氧活化/环状水流测井和示踪能谱测井。目前南海西部主要应用其中的碳氧比能谱测井（C/O）和脉冲中子俘获测井（PNC）两种模式来进行测量。其中C/O模式测量资料用来进行资料的处理解释，而PNC模式资料则用来进行校深等数据质量评价。该仪器能用两种方式（C/O和Σ）求储层的含油饱和度。

中子与地层的相互作用是中子测井（包括碳氧比能谱测井和中子寿命测井）的基础，脉冲中子源在地层中能激发出快中子非弹性散射伽马射线、俘获伽马射线及活化伽马射线^[3]。碳氧比测井是利用快中子非弹性理论，根据地层中特征元素的快中子与其原子核（或慢中子）发生碰撞时所产生的特征伽马射线，选取碳和氧元素为油和水的指示元素来区分油水层^[4]。目前，该方法已广泛地应用于套管井中，主要用来进行油层、水层及水淹级别的判断和划分，对指导油田开发起着越来越重要的作用。

2 测井响应及影响因素 2.1 孔隙度的影响

碳氧比测井解释技术主要是使用C/O和Si/Ca两条曲线来进行的。实验资料表明，只有在孔隙度比较大的地层C/O值对含油饱和度的变化是灵敏的。在中低孔隙度下，饱含油和饱含水地层的C/O值的变化量变小，C/O和Si/Ca的微小变化将引起求取的含油饱和度的很大差异；孔隙度越小，这一变化越灵敏。从图 1可以明显的看出，孔隙度和含油饱和度由小变大，测量的C/O也随之增大。由此可知，当孔隙度越小时，碳氧比测井解释技术越要考虑其它因素的影响，以求得正确的C/O和Si/Ca数值，从而可获得满意的解释结果。

2.2 岩性的影响

碳氧比能谱测井受岩性的影响。碳氧比测井对碳元素的响应很敏感，包括来自骨架中的碳。不同的岩性含碳量不同，但是碳氧比参数不能分开岩石孔隙流体中的碳元素和矿物骨架中的碳元素。例如，在石灰岩水层中，岩石孔隙流体中尽管不含碳元素，但是在骨架矿物中却含有大量的碳元素。所以，在石灰岩水层中，测量的碳氧比仍很高，而且普遍高于砂岩油层的碳氧比。因此必须同时测量碳氧比和钙硅比，利用钙硅比可以有效地划分砂岩和石灰岩地层。

碳氧比测量结果表明，在砂岩地层中，碳氧比和钙硅比曲线重叠，两者差异小，指示为砂岩水层；碳氧比与钙硅比重叠，两者差异大，指示为油层。差异越大，砂岩含油饱和度越高。所以，钙硅比的重要用途既可以划分岩性，又可以作为解释油气层地层背景值以及确定含油饱和度地层水线。

2.3 井眼尺寸影响

碳氧比测井主要用于套管井，套管井的井眼条件如井径、井内流体、套管尺寸、水泥环厚度及侵入带对碳氧比测量都有较明显的影响^[5]。

如图 2所示，C/O、Si/Ca、Ca/Si均随套管尺寸改变而变化，不同的井眼尺寸，测井相应值有很大的差别。从图 3同样可以看到井筒内流体不同时，测井响应值明显不同。

2.4 地层水矿化度

C/O比测井对地层水矿化度的反应不灵敏，孔隙度为35%的清水砂岩和盐水砂岩的C/O测量值差别很小，由于碳氧比测井有这一重要特点，使其能在地层水矿化度很低的油田中确定储层的含油饱和度，硼和其它一些具有大俘获截面的元素，对碳氧比测井的C/O和Ca/Si影响也极小。因此利用碳氧比测井可在地层水矿化度比较高的地层和地层水矿化度未知的地层进行碳氧比测井求解地层的含油饱和度。

3 RPM饱和度生产测井解释评价及应用研究

通过对C/O曲线进行井眼尺寸、井筒内流体、孔隙度、矿物成分和泥质含量等校正，计算出校正后的最大C/O值（纯油）和最小C/O值（纯水）。利用ATLAS提供的计算公式（式1），可求出含油饱和度：

(1)

式中：C/O为目的层的测量值；（C/O）w为纯水层的C/O比值；（C/O）o为纯油层的C/O比值。

目前在南海西部海域的北部湾和珠江口盆地的50多口生产井进行了RPM剩余油饱和度测井，获得了大量的生产测井资料，成为在生产油田中确定剩余油饱和度、监测油层水淹状体和油水动态变化、寻找潜力部位的主要技术手段，为制定油田调整开发方案、增产挖潜、三次采油提供可靠的基础数据和地质依据。

3.1 确定水淹状况及上返补孔层位

A9井是珠江口盆地A油田的一口单层系采油井，生产层位为1U油组。2011年10月该井测试含水93%，产液量606 m³/d。该井目前生产层位（1U油组）含水很高，产油量很低，由于该井区拟上返补孔层位（4油组）剩余油分布状况不明，需进行RPM饱和度测井了解该井区4油组剩余油饱和度情况，确定是否有增油潜力以实施上返补孔措施。图 4为该井4油组RPM测井解释成果图，图中第四道为反向叠置的C/O与Si/Ca曲线，其在泥岩段重合，油层段C/O值变大，两者呈现包络面，以此原理可定性识别油层。由图中可见在套管接箍处，C/O也呈现异常高值，需要进行管柱校正。第五道为裸眼井含水饱和度和由C/O资料评价的含水饱和度。由解释评价结果可知该油组目前剩余油饱和度在56%~68%之间，与原始含水饱和度基本一致，表明储层未动用。通过上返补射孔4油组，射孔井段为X546.8~X567.8 m以及X573.3~X590.7 m。从上返补孔后的生产产液情况来看，该井日产油为135 m³，日产水1.65 m³，含水率仅为1.2%，产液结果说明了RPM饱和度测井解释结果的准确性，为油田增产措施决策提供了有力依据。

3.2 同井对比分析——时间推移测井

对同一口井，通过不同时间的解释结果进行对比分析，即时间推移测井，可以了解储层水淹变化情况、剩余油的分布，同时监测油水界面的变化^[6-7]。图 5为A油田A7井4油组2009年和2011年RPM测井解释对比图，该油组油水界面由2009年的X307.2 m上升到2011年的X304 m，上升了3.2 m，并已到达射孔段底部，油组底部剩余油饱和度较2009年上升了10%左右，达到85%。结合生产产液情况，2011年的含水率由2009年的67.9%上升到78%。可见RPM的研究结果让我们很好的了解了开发井纵向上的储层水淹情况和剩余油的分布，如果有更多的井进行这种类似时间推移的生产测井，就可以更全面地了解开发时间与剩余油饱和之间的关系，就可以有根据地调整开发方案、提高采收率。

3.3 井间对比——平面分析

同一层段、同一时间段、不同的井之间进行剩余油饱和度测井对比分析，可以了解该时间段该层位面上剩余油的分布情况，可以为进一步完善井网、增大波及面积、提高采收率、减缓油田递减、调整井的井位分布提供依据。以B油田6和7油组为例来进行说明，该油组区域上有B1井和B8井进行了剩余油饱和度测井，B1井位于构造的高部位。图 6为两口井6和7油组RPM测井解释成果图，图中两口井第一道标记的4个层段分别代表 6油组（第一段）、7U油组（第二段）以及7D油组（第3段和第4段）的射孔井段，两井在该层位均存在一定程度水淹，但都含有一定程度剩余油。表 1对比了两口井6和7油组的含水饱和度，可以看到高部位的B1井各油组目前剩余油饱和度均高于B8井，并且在B8井的7D油组，RPM评价结果指示了目前已上升的油水界面为MDX393 m（海拔深度为-X244 m），说明6和7油组在高部位含水饱和度上升幅度较小，含油饱和度较高，挖潜潜力较大。

针对RPM的剩余油分布研究结果，考虑局部井网加密，进一步挖掘剩余可采储量，提高油组采收率，在B油田高部位增加了调整井P1井，挖潜井间剩余油，以期达到减缓油田产量递减的目的。新增井在6和7油组共钻遇油层22.5 m，平均含油饱和度为50.2%，平均孔隙度为26.7%，并且在7D油组钻遇油水界面位置为MDX273 m（海拔深度为-X243 m），与之前B8井RPM资料评价结果指示的油水界面（海拔深度为-X244 m）基本一致，可见RPM剩余油饱和度测井所评价的油水界面是准确可靠的。剩余油饱和度测井资料研究的剩余油分布情况，为进一步完善井网，调整井的井位分布提供了可靠的地质依据。

4 结论与建议

（1）本文通过对南海西部油田生产井的RPM饱和度测井资料的解释评价及应用研究，取得了一定的成果，为制定油田调整开发方案、增产挖潜、三次采油提供可靠的基础数据和地质依据。

（2）在剩余油饱和度测井的解释评价中，应充分考虑测量模式的适应性，并考虑孔隙度、井眼条件、岩性、流体性质等因素的影响。

（3）综合利用生产测井动态监测资料辅助评价油田各储层剩余油分布。逐步开展含水率和饱和度生产测井资料的综合应用工作，充分发挥生产测井技术在油田开发动态监测中的应用价值。