劉寶萍 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司大慶鉆探工程公司錄井一公司，黑龍江 大慶 163411）

大慶油田在薩北過渡帶三、四條帶區(qū)域設(shè)立了薩北開發(fā)區(qū)薩零組 （S0）注水開發(fā)試驗(yàn)區(qū)，并對(duì)其中15口井進(jìn)行井壁取心分析。從井壁取心資料上看，該研究區(qū)薩零組巖性、物性和含油性均較其他油層組差，應(yīng)用測(cè)井資料評(píng)價(jià)S0組薄差層、非均質(zhì)層的難度較大［1］。為此，筆者采用錄井評(píng)價(jià)技術(shù)，對(duì)S0組井壁取心樣品的巖石熱解、氣相色譜、熒光圖像資料進(jìn)行研究，并結(jié)合含油性、物性、儲(chǔ)層發(fā)育及區(qū)塊試油投產(chǎn)情況，建立了薩北開發(fā)區(qū)S0組儲(chǔ)層解釋標(biāo)準(zhǔn)，以便為油田實(shí)際生產(chǎn)提供參考。

1 儲(chǔ)層含油性、物性及發(fā)育情況

統(tǒng)計(jì)薩北開發(fā)區(qū)S0組井壁取心243顆，分析其巖性、含油產(chǎn)狀分布，發(fā)現(xiàn)薩北開發(fā)區(qū)S0組儲(chǔ)層巖性主要為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，其中粉砂巖含泥、含鈣，見介形蟲化石，含油產(chǎn)狀主要為油浸和油斑。具體情況如下。

1.1 S06油層

薩北開發(fā)區(qū)的15口井均發(fā)育該層，其巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，最大單層有效厚度1.7m，一般單層有效厚度0.6～1.3m，砂巖物性較好，含油產(chǎn)狀以油浸為主，其次為油斑，巖石熱解分析Pg值（即總烴量）8.65～19.88mg／g；從電性上看，S06油層深側(cè)向視電阻率值10.0～15.0Ω·m，總體反映其有效厚度較大，物性較好。綜合分析認(rèn)為，S06油層砂體發(fā)育，橫向連通性較好，含油性、物性較好，具有較好的開發(fā)前景。

1.2 S07油層

薩北開發(fā)區(qū)的15口井中有13口井發(fā)育該層，其巖性以粉砂巖、含泥粉砂巖為主，最大單層有效厚度1.6m，一般單層有效厚度0.3～0.9m，含油產(chǎn)狀為油浸、油斑，巖石熱解分析Pg值3.09～10.33mg／g，井壁取心資料反映S07油層砂體較發(fā)育，含油性、物性中等－較差；從電性上看，S07油層深側(cè)向視電阻率阻值7.0～12.0Ω·m，總體反映其有效厚度較大，物性中等－較差。綜合分析認(rèn)為，S07油層砂體發(fā)育，橫向連通性較好，含油性、物性中等－較差，具有一定開發(fā)潛力。

1.3 S08油層

該層只在個(gè)別井點(diǎn)發(fā)育，巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，砂巖物性中等－較好，含油產(chǎn)狀為油浸、油斑，巖石熱解分析Pg值7.05～16.88mg／g，反映含油性中等；從電性上看，該層深側(cè)向視電阻率阻值大于10.0Ω·m，總體反映有效厚度較大，物性中等－較好。綜合分析認(rèn)為，S08油層砂體屬零散分布型，但單層厚度較大，物性、含油性中等－較好，因而具有一定開發(fā)潛力。

2 油層～干層解釋標(biāo)準(zhǔn)的建立

根據(jù)儲(chǔ)層含油性、物性及發(fā)育情況，利用井壁取心巖石熱解分析、氣相色譜分析和熒光顯微圖像方面的資料，建立了該研究區(qū)油層～干層解釋標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 油層

①含油產(chǎn)狀：以油浸砂巖為主，含油較連續(xù)；②電性：深側(cè)向視電阻率阻值大于20.0Ω·m；③巖石熱解分析Pg值：一般大于15.0mg／g；④飽和烴氣相色譜圖形特征：一般峰值較高，碳數(shù)范圍寬，響應(yīng)值在1.0mV以上，峰形較飽滿 （見圖1（a））；⑤熒光顯微圖像特征：發(fā)光顏色呈黃－棕黃色，發(fā)光強(qiáng)度中等－較強(qiáng)，具色暈，儲(chǔ)層含油較飽滿，發(fā)光均勻－不均勻，油質(zhì)多以簇狀存在 （見圖2（a））。

2.2 差油層

①含油產(chǎn)狀：以油浸砂巖為主，其次為油斑砂巖，含油不連續(xù)，有效厚度較??；②電性：深側(cè)向視電阻率阻值在9.0～20.0Ω·m；③巖石熱解分析Pg值：一般在15.0～5.0mg／g；④飽和烴氣相色譜圖形特征：峰型相對(duì)扁平，響應(yīng)值一般在0.4～1.0mV（見圖1（b））；⑤熒光顯微圖像特征：發(fā)光顏色呈黃－黃綠色，發(fā)光強(qiáng)度中等－弱，具色暈，儲(chǔ)層含油欠飽滿，發(fā)光不均勻，油質(zhì)多以吸附狀、簇狀存在（見圖2（b））。

圖1 油層、差油層和干層飽和烴氣相色譜圖

圖2 油層、差油層和干層熒光顯微圖像

2.3 干層

①含油產(chǎn)狀：以油跡砂巖為主，含油不連續(xù)，累計(jì)含油厚度??；②電性：深側(cè)向視電阻率阻值一般小于9.0Ω·m；③巖石熱解分析Pg值：一般小于5.0mg／g；④飽和烴氣相色譜圖形特征：峰型扁平，響應(yīng)值一般在0.4mV以下 （見圖1（c））；⑤熒光顯微圖像特征：發(fā)光顏色呈黃－黃綠色，發(fā)光強(qiáng)度較弱，儲(chǔ)層含油干枯，發(fā)光暗，油質(zhì)以吸附狀存在 （見圖2（c））。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

選取薩北開發(fā)區(qū)北4－100－薩零72井進(jìn)行試油驗(yàn)證，經(jīng)井壁取心，該井在S06油層、S08油層見較好含油顯示，其中S06油層井壁取心4顆均含油，巖性為棕灰色油斑含泥粉砂巖、灰棕色油浸粉砂巖，熱解分析Pg值S06油層1小層為3.56mg／g，S06油層2小層平均為13.75mg／g；S08層有效厚度3.3m，井壁取心10顆均含油，巖性均為灰棕色油浸細(xì)砂巖，熱解分析Pg值最高為23.20mg／g，平均18.40mg／g，孔隙度23.0%～25.4%，氣相色譜解釋為油層 （見圖3），熒光顯微圖像均反映為油層特征 （見圖4）。經(jīng)壓后抽汲，該井日產(chǎn)油7.0t，日產(chǎn)水0.02m3。

圖3 北4－100－S072井1076.8m飽和烴氣相色譜圖

圖4 北4－100－S072井1076.5m熒光顯微圖像

4 結(jié)論與建議

1）利用井壁取心資料可以提高油水層解釋的準(zhǔn)確程度，能夠?yàn)榕逅_北開發(fā)區(qū)S0組儲(chǔ)層的含油分布規(guī)律提供指導(dǎo)。

2）鑒于目前薩北開發(fā)區(qū)S0組井壁取心資料較少，且錄井解釋標(biāo)準(zhǔn)有待進(jìn)一步完善，建議對(duì)疑難層試油，以便為錄井解釋提供可靠依據(jù)。

［1］宋冠軍，耿長(zhǎng)喜，左鐵秋，等 .地化錄井水淹層綜合評(píng)價(jià)方法及應(yīng)用 ［J］.錄井工程，2007，20（4）：49－53，83.

［2］趙晨穎，左鐵秋，耿長(zhǎng)喜，等 .氣相色譜分析資料在水淹層評(píng)價(jià)中的應(yīng)用 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，23（12）：120－123.