張金航，羅　永

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163411）

錄井水淹層評價技術在高尚堡油田開發(fā)中的應用

張金航，羅永

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163411）

針對高尚堡油田多年的合注合采的注水開發(fā)造成的層間矛盾、注采井網(wǎng)不完善、水驅儲量控制程度和動用程度低、含水上升快、標定采收率低等一系列問題。在高尚堡油田建立錄井地化巖石熱解、飽和烴氣相色譜、熒光顯微圖像等各單項技術判別油層水洗程度的方法及水淹層錄井綜合解釋評價標準，在生產(chǎn)應用中見到了較好的效果。該技術為解決油田開發(fā)中水淹解釋評價的難題提供了新的方法和技術手段，并在生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用。

高尚堡油田；水淹層；錄井技術；井壁取芯；地化分析

高尚堡油田經(jīng)過多年的合注合采的注水開發(fā)方式，層間矛盾、注采井網(wǎng)不完善、水驅儲量控制程度和動用程度低、含水上升快、標定采收率低等一系列問題較為突出［1-2］。為改善高尚堡油田深層開發(fā)效果，進一步搞清高尚堡油田油層地質特征、油水分布規(guī)律及流體性質，實現(xiàn)對油層水淹程度的精細評價，開展了高尚堡油田水淹層錄井解釋評價的研究工作，對其目前的開發(fā)狀況和開發(fā)潛力進行綜合分析及評價。本研究以儲層“四性”關系及注水開發(fā)水淹變化特征為依據(jù)，結合錄井、測井資料，建立適合于高尚堡油田水淹層錄井綜合評價的方法。

1　錄井巖心分析化驗技術及評價參數(shù)求取

1.1巖石熱解分析技術及評價參數(shù)求取

巖石熱解分析技術是20世紀90年代末最先在儲層評價中推廣應用的一項地化錄井新技術［3-4］，包括熱解分析及氧化分析2部分。它是通過在特殊的熱解爐中對儲油巖樣品進行程序升溫，使巖石中的烴類在不同溫度下?lián)]發(fā)和裂解，從而定量檢測獲得分析樣品在不同溫度范圍內(nèi)氣態(tài)烴（S0）、液態(tài)烴（S1）、裂解烴（S2）的含量及色譜圖（圖1）。

（1）計算參數(shù)：

①含油氣總量ST（周期二分析）：ST=S0+S1+S2+ 10RC/0.9

式中：RC——殘余碳含量，mg/g；

10、0.9——分別為換算系數(shù)。

②產(chǎn)烴潛量Pg：Pg=S0+S1+S2

③原油輕重組分指數(shù)PS：PS=S1/S2

（2）剩余油飽和度的求取。根據(jù)巖石熱解分析的含油氣總量ST能夠計算出含油飽和度，含油飽和度是反映儲集層產(chǎn)油能力的主要參數(shù)之一，未注水開采時的儲層含油飽和度稱為原始含油飽和度（So），水淹以后的儲層含油飽和度稱為目前剩余油飽和度（Som）。

根據(jù)熱解法求取含油飽和度的理論公式可以看出，影響含油飽和度的計算精度主要取決于巖石熱解分析參數(shù)ST值，而ST值受多種因素的影響需要進行恢復及校正（本項目井壁取芯樣品沒有進行殘?zhí)挤治觯蜌饪偭縎T用產(chǎn)烴潛量Pg值代替）。

1.2飽和烴氣相色譜分析技術及評價參數(shù)求取

氣相色譜分析技術是一種常用的地球化學分析技術，由于該項技術具有把混合物分離成單個組分的能力而在錄井中得到廣泛應用，目前已成為主要的錄井評價技術之一。應用該分析方法可得到C8～C37左右的正構烷烴、姥鮫烷及植烷色譜峰及各組分的相對百分含量，姥鮫烷（Pr）、植烷（Ph）分別與正碳十七烷、正碳十八烷毗鄰其后，以類異戊二烯烴中姥鮫烷（Pr）、植烷（Ph）為標志峰，定性判別各組分名稱。

根據(jù)飽和烴氣相色譜響應值及峰型的異常變化進行定性判別，根據(jù)總峰面積值及反映原油組分變化的指數(shù)進行定量評價。飽和烴氣相色譜主要分析參數(shù)為：

①飽和烴色譜響應值（峰高）：飽和烴色譜峰對電壓或電流的響應值，mV或pA。

②飽和烴色譜峰面積：飽和烴色譜峰的電壓或電流對時間的變化曲線，即電壓或電流對時間的積分面積，mV·s或pA·s。

③飽和烴主峰碳：最大的飽和烴色譜峰面積或峰高所對應的正構烷烴碳數(shù)。

1.3熒光顯微圖像分析技術及評價參數(shù)求取

熒光顯微圖像分析技術用紫外光或藍光等光源，通過激發(fā)巖石中石油瀝青物質后，產(chǎn)生出可見的熒光圖像，可直觀觀察石油瀝青物質在巖石中分布狀況，為油層評價提供微觀可視化信息，直觀判斷儲層油水分布特征。根據(jù)其發(fā)光顏色、亮度、色差、發(fā)光瀝青的含量及賦存狀態(tài)等特征進行不同水淹程度的定性判別。

近年來，為更好地應用熒光顯微圖像資料，采用顏色技術、聚類分析和神經(jīng)網(wǎng)絡等技術，對圖像特征量化表征，研制了圖像處理軟件，求取圖像特征參數(shù)油質瀝青、膠質瀝青、瀝青質瀝青、水溶烴各組分的波長、亮度、發(fā)光面積、色差共計18項參數(shù)。主要參數(shù)集中在面積、色差、亮度和波長4個方面，顔色與波長具有相對應的關系。亮度是物體單位面積的發(fā)光強度，熒光顯微圖像中發(fā)光面積反映著孔隙中流體組分的相對濃度變化，亮度是對某一區(qū)域流體組分熒光強度的整體評價，因此亮度與面積有著一定的關系。在選擇建立參數(shù)圖版時，考慮顔色與波長、亮度與面積的相關性，只選其一建立圖版即能反映出熒光圖像的具體特征。因此在實際應用中選擇色差與發(fā)光面積建立圖版，又根據(jù)不同區(qū)塊油質的特點，采用的色差和發(fā)光面積也有所不同，如油質較輕的區(qū)塊采用的是油質發(fā)光面積與油膠色差，油質重的區(qū)塊采用的是膠質發(fā)光面積與膠質水溶烴色差等。

1.4有效孔隙度的求取

油田可通過自然伽馬測井資料確定泥質含量，再由聲波測井資料確定孔隙度。

式中：△t——聲波測井響應值，μs/m；

△tsh，△tma，△tf——分別為聲波的泥質、骨架、流體的響應值，一般經(jīng)驗值分別為351μs/m、182μs/m、620μs/m；

φe——有效孔隙度，%；

Gγ——自然伽馬，API；

Rxo——微球測井響應值，Ωm。

2　高尚堡油田水淹層錄井評價方法的建立

高尚堡油田主力含油層段Es32+3亞段為一套近源、搬運距離短、快速堆積的陡坡型扇三角洲沉積體系形成的沉積地層，儲層物性差、巖性變化大、孔隙結構復雜、非均質性嚴重。高尚堡油田高66-30斷塊以低滲透為主，但也具中、高滲透地帶，屬中孔－中低滲透性油藏。

2.1巖石熱解分析評價方法

注水開發(fā)油層原油性質、巖性、孔隙度等千差萬別，即不可能建立一個圖版適應不同的評價對象。儲層含油性、物性參數(shù)是油層水淹的直接影響因素，孔隙度是評價油層水淹程度的一個重要參數(shù)，含油豐度、含油飽和度與油層水淹程度有線性關系，在相同孔隙度條件下，隨剩余油飽和度的降低，水洗程度增大；在相同剩余油飽和度條件下，隨孔隙度的增加，水洗程度增大，因此，用有效孔隙度與剩余油飽和度及反映含油豐度的巖石熱解分析參數(shù)Pg值建立圖版可以定性判斷水洗程度（圖2）。

2.2飽和烴氣相色譜分析評價方法

飽和烴分析譜圖中各正構烷烴峰值反映含油豐度，所有正構烷烴峰面積總和反映可動烴的含量，其含量的高低反映含油飽和度的變化；譜圖的峰型反映各正構烷烴的相對含量，峰型的異常變化反映原油組分的變化。應用飽和烴氣相色譜分析譜圖特征可定性判斷水淹程度，應用飽和烴氣相色譜圖形量化表征參數(shù)二次函數(shù)（a1）與飽和烴總面積（As，pA·s）建立參數(shù)評價圖版，同時建立了飽和烴氣相色譜判別標準，進行水淹程度評價（圖3、表1）。

圖2　高尚堡油田有效孔隙度與剩余油飽和度及巖石熱解分析Pg值評價圖版

圖3　高尚堡油田飽和烴參數(shù)評價圖版

表1　高尚堡油田不同水洗程度飽和烴氣相色譜判別標準

2.3熒光顯微圖像分析評價方法

熒光顯微圖像技術評價油層水淹的基礎為連通孔隙中能夠見到自由水，自由水的含量反映油層的水淹程度［5］。識別自由水及其在孔隙中的含量和賦存狀態(tài)主要依靠熒光顏色、發(fā)光強度、發(fā)光面積（視含水面積）、油水乳化及剩余油產(chǎn)狀等。

根據(jù)實際投產(chǎn)井的熒光顯微圖像資料，總結了高尚堡油田油層不同水洗程度的熒光顯微圖像特征及判別標準，建立了油質發(fā)光面積與油膠色差評價圖版（圖4、表2），圖版根據(jù)實際的生產(chǎn)資料分為未-弱水洗、中-強水洗兩級。

表2　高尚堡油田熒光顯微圖像判別標準

3　應用效果

應用錄井水淹層解釋評價技術，在油田新鉆調(diào)整井共解釋了7口井210層，首先應用巖石熱解分析資料判別原油性質，結合飽和烴氣相色譜及熒光顯微圖像資料判別原始油水層后，再進行水淹程度解釋評價，效果較好。

高66-41井是高尚堡油田高深南區(qū)高66-30斷塊的一口新鉆調(diào)整井，2014年3月10日在Es32+3油層進行了井壁取芯。107、109號層井壁取芯共3顆，巖性均為褐灰色油斑細砂巖，巖石熱解分析Pg值分別為8.98、2.62、1.01mg/g。飽和烴氣相色譜分析均呈油層特征；熒光顯微圖像分析發(fā)光瀝青以油質瀝青為主，主要以簇狀、粒間、孔表吸附狀賦存，熒光顏色為綠黃、黃、棕黃色，圖像呈未水洗特征。112、113、115號層井壁取芯共3顆，巖性為灰色油跡細砂巖、含礫不等粒砂巖、褐灰色油斑細砂巖，巖石熱解分析Pg值分別為0.85、0.48、0.31mg/g。飽和烴氣相色譜分析響應值低，呈差油層或干層特征；熒光顯微圖像分析發(fā)光瀝青斑狀分布，以油質瀝青為主，膠質瀝青次之，發(fā)光瀝青主要以粒間、孔表吸附狀、孔表薄膜狀賦存，微弱色差，圖像均呈未水洗特征。綜合分析認為107、109、112、113、115號層砂巖含油性、物性中等，有效厚度較小-中等，綜合解釋均為油層。

2014年5月13日該井107、109、112、113、115等層合投，日產(chǎn)油6.43m3，日產(chǎn)氣1438m3，日產(chǎn)水0.1m3，綜合含水1.0%。綜合解釋結果與投產(chǎn)數(shù)據(jù)相符。

圖4　高尚堡油田熒光顯微圖像分析參數(shù)評價圖版

4　結論及建議

通過在高尚堡油田建立錄井各單項技術（巖石熱解、飽和烴氣相色譜、熒光顯微圖像）的判別油層水洗程度的方法及水淹層錄井綜合解釋評價標準，在生產(chǎn)應用中見到了較好的效果。該技術為解決油田開發(fā)中水淹解釋評價的難題提供了新的方法和技術手段，并在生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用，由于解釋井數(shù)及投產(chǎn)資料的限制，各單項資料的解釋評價圖版及標準有待于進一步改進和完善。在下步工作中，重點加強對各項資料的分析，提高參數(shù)求取精度，完善區(qū)塊解釋標準，提高解釋評價水平，最終提高油田的開發(fā)效果。

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［2］屈亞光，劉月田，等.高尚堡復雜斷塊油藏合理開發(fā)層系研究［J］.斷塊油氣田，2010，17（6）：741-744.

［3］郎東升，張文生，岳興舉，等.油田開發(fā)錄井水淹層評價技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：29-138.

［4］郎東升，耿長喜，等.水淹層的井壁取芯地化熱解評價方法［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2004，23（3）：8-10.

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TE32

B

1004-5716（2016）03-0089-04

2015-03-11

張金航（1980-），男（漢族），河南平頂山人，工程師，現(xiàn)從事解釋評價工作。