随着开发程度的不断深入，海上某油气田油藏已进入开发中后期，油藏采出程度超过35%，综合含水超过90%。虽然油藏生产上主要表现为高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”特征，但地下储层中仍存在一定规模的剩余油^[1]。如何采取有效的措施来提高处于高含水阶段的油藏的采收率，是油藏开发后期挖潜工作的重点。本文通过PeriScope随钻测井技术在海上高含水油藏挖潜中的应用研究和实践，认为该测井技术能够有效指导油藏开发后期挖潜，进一步提高开发中后期油藏的采收率。

PeriScope是斯伦贝谢公司研发的随钻边界测量仪器，它以电磁感应测量地层电阻率为原理，探测井筒周围360°电阻率或电导率的对比边界（包括岩性边界和流体边界）以及工具到边界的距离（图 1），同时也可测量所处地层电阻率以及特定条件下上、下围岩电阻率。工作中，该仪器可以98 in（243.8 cm）、84 in（213.4 cm）、34 in（86.4 cm）和22 in（55.9 cm）等多个间距和100 kHz、400 kHz和2 MHz等多个频率进行定向电磁波测量，能提供不同探测深度、不同使用频率的电阻率曲线用于识别地层电阻率^[2]。通常情况下，该工具测点位于离钻头10~12 m的位置；在电阻率对比较强情况下，能够识别出工具上下4~5 m范围内的电阻率和电导率变化边界^[3]。

图 1(Fig. 1)

图 1 PeriScope 360°方位边界探测示意图

随钻过程中，PeriScope随钻测井可以利用方位测量曲线判断轨迹是入层还是出层（图 2）。同时，还可以利用PeriScope仪器的方位测量和电阻率测量等数据进行实时电阻率边界反演，进一步计算工具到地层边界的距离和地层倾角（图 3）。根据电阻率界面反演图，及时调整轨迹，提高水平井着窗的成功率和储层的钻遇率，从而有效降低构造、储层或流体性质等因素造成的不利影响。

图 2(Fig. 2)

图 2 三层模型方向性测量及常规电阻率测量

图 3(Fig. 3)

图 3 基于图 2三层模型的电阻率界面反演结果

据钻井资料和高分辨率地震资料构造解释，C2油藏构造呈一北北东向的长轴状背斜，构造中北部存在近北东东向的微幅鞍部，故存在南北两个局部高点；储层为砂质辫状河沉积，属于中孔中高渗储层，厚度基本都大于30 m；C2油藏为底水油藏，南北部各有一口水平井生产，后期构造中部有两口定向井补孔生产，目前C2油藏综合含水超过95%，采出程度37.8%，处于开发后期的高含水阶段。由于C2油藏储量规模大，该层一直是挖潜的重点。

根据C2油藏剩余油主控因素的研究成果，认为C2油藏东北部存在剩余油^[4]。经过井型论证，最终采用水平井对该部位剩余油进行挖潜（图 4）。但水平井挖潜也存在两方面的风险：（1）据剩余油特征分析，认为该区域剩余油的油水界面可能是倾斜的，且A井的动用范围无法确定，故水平井如何避开水淹区钻遇剩余油存在非常大的风险；（2）在井网密度低的构造部位，砂体可能存在侧向尖灭，如何在不钻探领眼的前提下，保证水平井成功着窗存在较大的风险；（3）如何在水平段长度受限的前提下，保证油层钻遇率存在一定的风险。

图 4(Fig. 4)

图 4 C2油藏剩余油分布示意图

在综合地质、油藏认识进一步优化轨迹的基础上，本井采用了PeriScope随钻测井技术来降低上述的剩余油挖潜风险。为了避免水平井在水侵范围内着陆，钻前分别利用A井和B井的测井资料进行了水平井着窗的可行性分析。从电阻率界面反演成果图来看（图 5），当轨迹距离含油砂顶0.6~1.78 m时，PeriScope能够预测到电阻率界面；如果砂体发生侧向尖灭，则电阻率反演剖面上不会出现界面，当然电阻率反演剖面没有出现界面，也存在钻遇水淹区的风险，这种情况下，轨迹可以采取先水平钻进、再适当下探的策略。另外，一旦钻遇油层，可以通过电阻率反演剖面上出现的油顶界面来控制轨迹，从而提高油层钻遇率。

图 5(Fig. 5)

图 5 PeriScope测井技术识别界面可行性分析（基于A井数据）

实际钻井过程中，水平井钻至设计深度2 320 m未发现储层，PeriScope成像测井技术也显示轨迹下方未发现高阻界面。为防止在水侵范围内着陆，轨迹微幅增斜钻进，穿过着陆区后，轨迹继续稳斜下沉，后增斜至90°水平钻进，垂深控制在2 325.2 m，仍然未发现储层，PeriScope成像测井技术也显示轨迹下方未发现高阻界面（图 6）。地质分析认为该构造位置储层顶部砂体相变为泥，结合PeriScope的预测结果，决定不再继续钻探，重新侧钻新支。

图 6(Fig. 6)

图 6 PeriScope测井数据反演图（未发现明显界面）

侧钻分支过程中，PeriScope于斜深2 553.58 m预测轨迹下方1.06 m处存在高阻界面，结合剩余油分析成果，判断该界面为含油砂体顶界；仪器测至斜深2 565 m时，高阻界面越来越明显，且连续性非常好。根据成像特征显示的界面判断含油砂顶具有轻微的下倾趋势，结合附近开发井的砂顶深度，及时调整轨迹，于斜深2 585 m钻遇含油砂顶，挖潜井顺利着窗，成功避开了已经水侵的油区。

通过两个分支的应用来看，PeriScope随钻测井技术能够较好地预测高阻砂顶界面。如图 7所示，斜深2 553.58 m时预测轨迹距砂顶1.06 m，即砂顶垂深为2 324.26 m，依据成像剖面计算地层倾角为3.15°，因此可以计算斜深2 585 m（钻遇含油砂顶）处垂深为2 326.04 m，实际钻遇砂顶深度为2 325.95 m，误差仅为0.09 m，预测精度非常高。这主要是由于2 585 m之前，轨迹处于泥岩中，下方含油砂体电阻率明显高于泥岩电阻率，故电阻率界面明显，预测精度高。

图 7(Fig. 7)

图 7 侧钻分支PeriScope测井数据反演图（发现高阻界面）

但是，当轨迹钻至目的层顶部的电阻率过渡带时，由于轨迹附近上下地层的电阻率差异变小，会导致预测界面存在一定的误差。如图 7中轨迹2 585 m处钻遇含油砂顶，随后电阻率界面立即出现在轨迹上方0.95 m处，说明此时预测的砂顶界面与实际砂顶存在0.95 m的误差。因此，针对上述的这种单界面情况，利用PeriScope随钻测井技术时需考虑上下电阻率差异大小带来的误差，避免出层的风险。对于薄油层而言，当轨迹钻遇油层时，电阻率反演剖面上会出现双界面，这种情况下即使出现误差，只需把轨迹控制在双界面中部就能消除误差影响，避免穿出油层。

（1）通过本井的钻探，证实PeriScope成像测井技术适用于高含水阶段的油藏后期挖潜，可以较好地指导随钻避开油藏水淹区，确认剩余油区及油顶界面，提高了挖潜井着窗的成功率。

（2）利用PeriScope成像测井技术预测单界面的深度时，需考虑轨迹上下电阻率差异大小带来的误差。对于双界面的薄油层而言，只需把轨迹控制在双界面中部就能消除误差的影响。

（3）通过PeriScope成像测井技术的解释软件的应用，认为解释界面形象、速度快捷，便于及时指导作业现场调整轨迹，从而降本增效。