錄井水淹層評價技術(shù)在高尚堡油田開發(fā)中的應(yīng)用

張金航，羅　永

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

錄井水淹層評價技術(shù)在高尚堡油田開發(fā)中的應(yīng)用

張金航，羅永

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)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(qū)儲量控制程度和動用程度低、含水上升快、標(biāo)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(shù)判別油層水洗程度的方法及水淹層錄井綜合解釋評價標(biāo)準(zhǔn)，在生產(chǎn)應(yīng)用中見到了較好的效果。該技術(shù)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(shù)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(shù)；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(qū)儲量控制程度和動用程度低、含水上升快、標(biāo)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(jìn)一步搞清高尚堡油田油層地質(zhì)特征、油水分布規(guī)律及流體性質(zhì)，實現(xiàn)對油層水淹程度的精細(xì)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(jìn)行綜合分析及評價。本研究以儲層“四性”關(guān)系及注水開發(fā)水淹變化特征為依據(jù)，結(jié)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(shù)及評價參數(shù)求取

1.1巖石熱解分析技術(shù)及評價參數(shù)求取

巖石熱解分析技術(shù)是20世紀(jì)90年代末最先在儲層評價中推廣應(yīng)用的一項地化錄井新技術(shù)［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(jìn)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(jìn)行恢復(fù)及校正（本項目井壁取芯樣品沒有進(jìn)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(shù)及評價參數(shù)求取

氣相色譜分析技術(shù)是一種常用的地球化學(xué)分析技術(shù)，由于該項技術(shù)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(yīng)用，目前已成為主要的錄井評價技術(shù)之一。應(yīng)用該分析方法可得到C8～C37左右的正構(gòu)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(biāo)志峰，定性判別各組分名稱。

根據(jù)飽和烴氣相色譜響應(yīng)值及峰型的異常變化進(jìn)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(jìn)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(yīng)值（峰高）：飽和烴色譜峰對電壓或電流的響應(yīng)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(yīng)的正構(gòu)烷烴碳數(shù)。

1.3熒光顯微圖像分析技術(shù)及評價參數(shù)求取

熒光顯微圖像分析技術(shù)用紫外光或藍(lán)光等光源，通過激發(fā)巖石中石油瀝青物質(zhì)后，產(chǎn)生出可見的熒光圖像，可直觀觀察石油瀝青物質(zhì)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(jìn)行不同水淹程度的定性判別。

近年來，為更好地應(yīng)用熒光顯微圖像資料，采用顏色技術(shù)、聚類分析和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等技術(shù)，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(zhì)瀝青、膠質(zhì)瀝青、瀝青質(zhì)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(yīng)的關(guān)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(guān)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(guān)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(yīng)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(zhì)的特點，采用的色差和發(fā)光面積也有所不同，如油質(zhì)較輕的區(qū)塊采用的是油質(zhì)發(fā)光面積與油膠色差，油質(zhì)重的區(qū)塊采用的是膠質(zhì)發(fā)光面積與膠質(zhì)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(zhì)含量，再由聲波測井資料確定孔隙度。

式中：△t——聲波測井響應(yīng)值，μs/m；

△tsh，△tma，△tf——分別為聲波的泥質(zhì)、骨架、流體的響應(yīng)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(yīng)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(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性嚴(yán)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(zhì)、巖性、孔隙度等千差萬別，即不可能建立一個圖版適應(yīng)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(guān)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(gòu)烷烴峰值反映含油豐度，所有正構(gòu)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(gòu)烷烴的相對含量，峰型的異常變化反映原油組分的變化。應(yīng)用飽和烴氣相色譜分析譜圖特征可定性判斷水淹程度，應(yīng)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(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)

2.3熒光顯微圖像分析評價方法

熒光顯微圖像技術(shù)評價油層水淹的基礎(chǔ)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(jié)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(biāo)準(zhǔn)，建立了油質(zhì)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(biāo)準(zhǔn)

3　應(yīng)用效果

應(yīng)用錄井水淹層解釋評價技術(shù)，在油田新鉆調(diào)整井共解釋了7口井210層，首先應(yīng)用巖石熱解分析資料判別原油性質(zhì)，結(jié)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(jìn)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(jìn)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(xì)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(zhì)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(xì)砂巖、含礫不等粒砂巖、褐灰色油斑細(xì)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(yīng)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(zhì)瀝青為主，膠質(zhì)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(rèn)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(jié)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(jié)論及建議

通過在高尚堡油田建立錄井各單項技術(shù)（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(biāo)準(zhǔn)，在生產(chǎn)應(yīng)用中見到了較好的效果。該技術(shù)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(shù)手段，并在生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用，由于解釋井?dāng)?shù)及投產(chǎn)資料的限制，各單項資料的解釋評價圖版及標(biāo)準(zhǔn)有待于進(jìn)一步改進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)，提高解釋評價水平，最終提高油田的開發(fā)效果。

［1］盧家亭，黃玉池，等.高尚堡油田二次開發(fā)中注采井網(wǎng)的重組調(diào)整［J］.承德石油高等專科學(xué)校學(xué)報，2012，14（1）：1-5.

［2］屈亞光，劉月田，等.高尚堡復(fù)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(shù)［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(zhì)與開發(fā)，2004，23（3）：8-10.

［5］馬德華，耿長喜，左鐵秋，等.熒光圖像技術(shù)在水淹程度評價中的應(yīng)用研究［J］.錄井工程，2005，16（1）：17-20.

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。