錄井技術在薩中X斷塊剩余油分析中的應用

秦迎峰

（地質錄井一公司資料采集一分公司，黑龍江 大慶 163411）

薩中開發區G油層是在總水退背景下形成的一套砂泥巖頻繁交互的陸相河流—三角洲沉積，屬于白堊系中部含油組合，這套儲層形成于松遼盆地整體坳陷過程中的一個顯著回返和充填時期。通過密閉取芯資料分析表明，G 油層長石含量約為40%，石英含量37%左右，其它碎屑約為16%。膠結物以粘土類礦物為主，接觸式膠結，砂巖粒度細。鈣質及泥質含量高，含油儲層滲透率較低，從整體上，表現為層與層之間滲透率差別較小，平面上砂體發育較穩定，連續性較好，含油儲層相對較均質。

X 斷塊G 油層共分4 個油層組，22 個砂巖組，82 個沉積單元。該油層于1980 年9 月投入開發，開采層位主要以高一組、高二組、高三組合采開發為主。截止2017年5月，綜合含水89.8%。由于在開發過程中存在注采井距大、層間矛盾突出等問題，導致了油層動用差異大、采出程度低，經統計，該區塊G 油層采出程度僅為31.9%。為提高油層動用狀況、改善油層開發效果，應用水淹層解釋評價技術對薩中X斷塊G油層動用狀況及剩余油潛力分布等進行了研究。錄井技術通過井壁取芯器從井壁取出樣品，應用巖石熱解、飽和烴氣相色譜、熒光顯微圖像等技術對油層水淹程度進行定量評價，提高了厚層、薄差層、表外層的精細評價水平，彌補了測井軟件對薄差層及表外層適用性差的問題［1］，在實際生產中與測井資料結合應用，為采油廠摸清厚油層層內剩余油分布及潛力狀況、薄差及表外層的含油評價從而進行挖潛增效給予借鑒參考。

1 水淹層錄井評價技術

水淹層錄井評價技術是根據密閉取芯井分析資料和井壁取芯已投產井分析資料，通過井壁取芯地化分析及熒光顯微圖像分析等單項資料解釋，創建的一種應用錄井技術綜合評價水淹層的新方法。

1.1 巖石熱解分析技術

巖石熱解分析技術是在儲層評價中應用的一項錄井技術，可以定量測定巖石樣品中可熱蒸發和熱解的烴類。剩余油飽和度是目前儲層含油性的實際反映，從產能角度講，剩余油飽和度越高，挖潛增產的能力越大[1]。剩余油飽和度計算精度的關鍵在于烴類損失的恢復，當巖石樣品經過巖石熱解分析后，首先要對損失的輕質組分進行恢復校正，然后再對Pg值進行修正。利用修正后的Pg值可以通過公式計算得到剩余油飽和度。儲層的有效孔隙度是反映物性的重要指標，將有效孔隙度與剩余油飽和度結合起來應用，根據它們的對應關系可以綜合評估油層的實際水淹狀況。

1.2 飽和烴氣相色譜分析技術

飽和烴氣相色譜技術具有把混合物分離成單個組分的能力，巖石樣品經過熱蒸發后的各組分進入色譜柱，經過檢測器的信號處理可以得到巖樣中各組分的色譜峰和相對含量。譜圖中各正構烷烴峰值反映巖石含油豐度，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；譜圖的峰形反映各正構烷烴的相對含量，峰形的異常變化反映原油組分的變化。通過對譜峰形態、峰值、包絡線形態、組份含量等參數的變化分析可以定性判斷油層水淹程度。

1.3 熒光顯微圖像技術

熒光顯微圖像技術是用紫外光或藍光等光源，通過激發巖石中石油瀝青物質后，產生出可見的熒光圖像，直觀觀察石油瀝青物質在巖石孔隙中的分布狀況。評價含油儲層水淹的基礎為孔隙中是否能夠見到自由水，在原始儲層為純油層的前提下，只要連通孔隙中見到自由水，則表明儲層發生水淹，自由水的含量則反映油層的水淹程度。利用熒光顯微圖像識別孔隙中油水的分布狀態及其含量主要依靠定性指標（發光顏色、發光強度、油水分布特征）和半定量指標（含油率、含水率、面孔率），同時還有孔表結膜、油珠、油水乳化等一些特殊現象，這些也就是水淹層判斷的基本參數。

2 錄井技術分析資料在剩余油挖潛中的應用

油田注水開發以后，隨水洗程度的增強，原油性質、孔隙結構、含油飽和度等都要發生變化。反映在井壁取芯實物上表現為，巖樣含油飽滿程度、染手級別、油氣味均對應下降或減弱。巖石熱解分析Pg值反映含油豐度，飽和烴氣相色譜是對巖石熱解分析S1值的細分，因此巖石熱解、飽和烴氣相色譜均能反映含油飽和度的變化[2]。熒光顯微圖像可以觀察孔隙中的油水分布、剩余油產狀及孔隙結構變化等[3]。在錄井單項資料的解釋基礎上，結合測井資料及區塊地質特征、注水開發情況等進行綜合分析，找出開發效果差，油層水洗程度較弱，即剩余油相對富集區，從而得出剩余油的分布規律。

根據G油層水驅油實驗資料，隨水洗程度的增強，飽和烴氣相色譜峰型從正態峰型向扁平型變化，其峰值及巖石熱解分析參數均有不同程度降低。注入水以水膜形態鋪滿孔壁，連通較好的小孔隙容易被水充滿，大孔道中剩余油容易出現指進，剩余油為斑狀、柱狀或珠狀，連通較差的小孔隙剩余油為簇狀，熒光顯微圖像資料驗證了這一點（見圖1）。

圖1 飽和油與殘余油熒光顯微圖像特征

應用井壁取芯分析技術，落實厚層、薄層及表外層的巖性、物性及含油性，進而評價儲層剩余油分布特征及產油潛力，在油田開發中提產增效具有重要意義。統計薩中開發區X斷塊G油層25口井的井壁取芯分析資料表明（表1），未—低水淹層占總解釋層的12.8%，中水淹占總解釋層的53.0%，高水淹占總解釋層的32.7%。通過對比采油廠提供的相鄰區塊北一、二排西部2015年新鉆井水淹解釋資料（表2），G油層高水淹有效厚度僅占到30.5%，而中、低水淹有效厚度比例達到了69.5%，與錄井解釋非常吻合。整體上來看，G 油層在下一步的產能增效上具有很大的挖潛價值。

表1 薩中開發區X斷塊G油層解釋情況統計表

表2 北一、二排西部G油層厚度分級水淹統計表（2015年新鉆井）

3 X斷塊剩余油分布特征

綜合評價，G 油層目前采出程度為31.9%，還有68.1%的地質儲量剩余在地下，這部分剩余油大部分油層發育差，根據水淹層錄井評價分析結果，總體上主要有以下幾種分布形式。

3.1 富集在有效層厚度大于1m的油層頂部

該類層有效厚度相對較大，儲層巖性、物性較好，砂體之間的連通性較強，屬于中—高滲層，即使注采井距較大也不會對水淹程度和區域有太大的影響。經過長期注水開發后，儲層中連通性較好的地方油井見效快，易形成大范圍水淹，而儲層的頂部則通常屬于低滲層段，與下部層內流動能力的差異，造成層內低滲帶未能動用，從而形成了剩余油富集區。因此，該類油層剩余油多富集在油層頂部的位置。如G113-285 井GⅠ11-12 號層厚度4.8m，中上部及頂部取芯3 顆油浸砂巖，Pg值在36.84~47.93mg/g，均解釋為中低淹；投產后日產油1.72t，含水89.6%。

3.2 分布在物性差的鈣層頂底部位

薩中X 斷塊G 油層廣泛發育著含鈣儲層，此類儲層屬于中低滲透、物性差的薄差油層，由于層頂或底部致密鈣層的影響，受到油水運動的屏蔽，同時受平面非均質和層間干擾等影響，注水過程中因注入水沿阻力較小的物性好部位流動，致使物性變差部位水淹程度較低，從而形成剩余油富集。如G425-X505 井GⅡ油層組，多處出現頂底部為含鈣砂巖，鈣上下為油浸砂巖，解釋為低—中水淹；投產GⅡ2～GⅢ1層后，日產油1.33t，含水83.6%。

3.3 集中在厚度小于0.5m的薄差層

根據G油層的注水井近年連續吸水資料，G油層整體動用狀況一般，動用差及未動用砂巖比例達到53.0%，有效厚度比例達到51.5%。油層性質越差，動用狀況也隨之變差，有效厚度大于等于0.5m 油層動用差和未動用砂巖比例為47.3%，而有效厚度小于0.5m 及表外油層動用差和未動用砂巖厚度比例達到了55.5%（見表3）。

表3 薩中開發區X斷塊G各油層組解釋情況統計表

從現場取得井壁取芯樣品來看，有效厚度小于0.5m的層樣品產狀以油浸砂巖為主，表外層樣品產狀以油斑砂巖為主。從資料綜合分析解釋結果來看（表3），GⅠ、GⅡ、GⅢ油層組解釋為高水淹以上級別的厚度所占百分比分別為42.29%、41.62%、35.56%，而且均為厚度大于0.5m的有效層。中水淹及以下級別的厚度百分比均在60%左右，其中有效層厚度小于0.5m 及表外層多呈未—中水淹特征，這類層屬于物性差、泥質含量高且分布不穩定的薄砂層及表外層，是剩余油的主要聚集區。

這類儲層砂體分布廣且層段跨度大，雖然有多口井鉆遇，但由于儲層物性差而造成開采效果差；還有一部分由于砂體之間連通性差而沒有射孔投產，因此，沒有構成有效的注采關系，形成剩余油。

如G301-534井GⅠ1-GⅡ9號層，取芯油浸砂巖為主，Pg值5.91~30.68mg/g，解釋主要為中水淹；投產后日產油2.40t，綜合含水80.8%。

通過對G 油層分析可以看出，雖然G 油層主要以薄差層為主，巖性、物性均較差，但是在注水開發后，往往綜合含水上升快，通過注水很快能達到中水淹，G油層水淹級別主要為低—中高淹，因此，G油層具有廣大的開發前景。

4 結束語

通過研究，可以得出以下結論：

（1）水淹層錄井評價技術在薩中X 斷塊G 油層剩余油分析中應用效果明顯；

（2）薩中X 斷塊G 油層剩余油分布特征主要有以下幾種形式：①富集在有效層厚度大于1m 的油層頂部；②分布在物性差的鈣層頂底部位；③集中在厚度小于0.5m的薄差層；

（3）水淹層錄井評價技術可以推廣應用到其他油田或區塊剩余油挖潛中，對于采油廠提產增效，具有重要意義。