大慶油田源212區塊扶、楊油層錄井評價方法研究

屈玲玲

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163412）

大慶油田源212區塊扶、楊油層錄井評價方法研究

屈玲玲*

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163412）

為了解決外圍“三低”油藏流體性質識別的“瓶頸”技術難題，實現對儲層的精細評價，為此，我們充分應用錄井新技術對儲層進行精細評價，通過應用巖石熱解分析技術判斷原油性質，應用氣相色譜分析資料識別油水層，并結合測井資料建立了源212區塊扶楊油層油水層解釋標準。這些新技術、新方法在油田開發中起到了重要作用，成為油田開發中不可缺少的技術手段，效果顯著。

油田開發；新技術應用；解釋評價

油田開發的首要任務之一就是要認識儲層，掌握油水分布規律，進而開發油層，提高產量。為經濟有效地搞好肇源油田源212扶余油層的開發，開展了源212區塊扶余油層錄井評價方法研究工作，以便更好地指導油田開發。本研究以現場錄取的井壁取芯為基礎，通過對井壁取芯樣品進行巖石熱解分析、氣相色譜、鏡下熒光分析，綜合應用錄井、測井、試油資料求取綜合解釋評價參數，建立油層解釋標準及儲層原油性質評價方法，建立了油水層識別評價方法。

1　源212區塊扶余油層地質特征

源212區塊為肇源油田東塊，屬裂縫性低孔、特低滲透、低豐度油藏。

1.1構造、斷層特征

源212區塊位于肇源鼻狀構造的西翼，扶余油層頂面構造深度總體呈現為西高東低、南高北低的形態，扶頂埋深從-1297～-1550m，落差253m。區塊內扶余油層頂面構造斷層發育且皆為正斷層，主斷層斷穿層位多數為T1-1-T4層，斷距一般為25～70m，最大為140m。斷層在平面上分布的特點是鼻狀構造軸部和西翼各發育一個斷層發育帶，將鼻狀構造切割成地壘、地塹相間分布的格局。區塊的中部位于相對開闊的地壘斷塊上，東西兩側斷層較密集，斷層以南北向為主，其次也發育有北東和北西向斷層。區塊為裂縫最發育帶，密度達到0.05～0.06條/m，儲層發育高角度垂直縫，裂縫方向以東西向為主。

1.2扶余油層巖性、物性、沉積特征及油層發育情況

據錄井資料及巖石薄片鑒定表明，肇源地區扶余油層儲層巖性多為泥質粉砂巖、粉砂巖且多含泥局部含鈣，中部埋深1500～1700m，成巖作用強，巖性相對致密，物性差。巖石礦物成分以長石、巖屑為主，分選差，分選系數平均為3.7，粒度中值0.07～0.14mm，膠結物以泥質膠結為主，局部為鈣質膠結，膠結致密，油層孔喉小、連通性差。泥質含量7%～15%，泥質多具重結晶，呈團塊狀、薄膜狀及條帶狀分布。粘土礦物中伊利石含量為40%～90%，降低了儲層的滲透能力。據研究表明儲層具有水敏和鹽敏性，造成油層敏感性傷害，導致油層滲透率和單井產能進一步降低。扶余油層為低孔、特低滲透儲層，平均有效孔隙度12.4%，平均空氣滲透率2.0×10-3μm2，為“三低”油藏，為增儲上產帶來了很大難度。

砂體沉積類型以曲流河點砂壩和河道砂為主，古水流方向以南西—北東向為主。本區砂巖主要集中在源212-源501和源241區塊，砂巖厚度在30m以上，有效厚度在8～20m之間，統計區塊內的19口探井和11口評價控制井平均有效厚度10.2m，主力油層為扶Ⅰ7、扶Ⅱ1層，本區塊平均有效厚度較西塊大，砂巖較發育。

1.3油水分布

本區扶余油層縱向油水分布受重力分異控制，總體呈上油下水的分布特點，主力油層油層主要發育在FII1層以上，局部出現了油水同層、水層，水層多位于扶余油層下部及以下層位。垂向上有3種組合形式：①油層、干層組合；②上油下水組合；③上下油中間水。

平面上各井油注高度相差較大，扶余油層含油井段長在4.0（源354-338）～288.6m（源152），平均116.2m。各井無統一的油水界面，總體看與構造趨勢一致，即構造高部位油水界面高，低部位油水界面低。

2　巖石熱解及氣相色譜分析技術評價方法

儲層的含油豐度和原油性質是2個影響油層產液量及產能的主要因素，為此我們根據扶余油層儲層特征，結合巖石熱解、氣相色譜資料的特點，經過分析研究共確定了ST、S1/S2、S0、S1、S2、Q、So、μ、HPI、OPI、RT、RT/Q、Φe、Sw、Swi等項定量參數。在此基礎上建立了扶余油層地化錄井評價方法。

2.1應用巖石熱解分析技術判斷原油性質

目前我們使用的油氣顯示評價儀分析的參數主要有：S0、S1、S2、RC。RC為單位質量巖石熱解后殘余有機碳含量占巖石質量的百分數，單位為%。根據上述熱解參數可以得到ST、PS、OPI、HPI等定量評價參數，并應用這些參數建立了原油性質評價方法［1］。

應用熱解分析得到S1值表示為輕質組分的含量，S2值表示為重質組分的含量。

PS=S1/S2

式中：PS——輕重組分指數，無量綱。

PS越大表明原油性質越好，PS越小表明原油越重。因此應用PS指數可以判斷儲層的原油性質。

油產率指數OPI：

OPI=S1/（S0+S1+S2）

式中：OPI——油產率指數，無量綱。

經統計地化分析資料，建立了該區扶余油層原油性質識別標準（見表1）。

表1　應用PS指數及油產率指數OPI識別原油性質標準

2.2應用氣相色譜分析資料識別低滲透油水層

應用氣相色譜資料的多項分析參數（如峰形、碳數范圍、主峰碳數、Pr/nC17、Pn/nC18、∑C21-/∑C22+等），通過總結規律，在識別低滲透儲層油水層方面有了以下幾點新認識：

峰值標準：峰值高過1.0×105，基本定為油層；低于此標準則考慮峰型。

①油層：峰形呈明顯的正態分布特征，前后均較飽滿，基線較為平直，后部無明顯穹窿。

②油水同層：峰形分布不對稱，前部峰型較飽滿，后假側峰值跌落明顯，基線不平直，后部有明顯穹窿。

③水層：基線后部有明顯的穹窿，峰形不飽滿，主峰碳突出明顯。

3　錄井油水層解釋標準的建立

為適應油田開發的需要，統計了肇源地區源212區塊扶余油層49口探井及開發井錄井、測井及試油資料，建立了應用于本區塊的錄井井壁取芯實物油層解釋評價標準（表2）；并綜合應用井壁取芯巖石地化熱解分析資料、氣相色譜分析等資料，定性地建立了肇源地區源212區塊扶余油層錄井油水層解釋評價標準（表3）。

表2　源212區塊扶余油層井壁取芯錄井資料解釋標準

3.1現場實巖節育物觀察解釋評價標準

通過及時觀察井壁取芯實物的巖性、物性、含油性、油氣味、含水性、熒光系列對比以及儲層厚度等判斷油水層，結合試油資料，經統計分析建立解釋標準（表2）。

3.2參數解釋評價標準的建立

不同地區、不同層位所選取的評價參數不同，針對本區扶余油層的特點，通過優選評價參數，建立了參數解釋評價標準（表3）［2］。

4　應用效果分析

表3　肇源地區扶余油層解釋參數表

通過錄井新技術應用，總結出了該區的有效解釋標準，發揮了重要作用。肇源油田源212區塊扶余油層錄井油水層解釋評價標準的建立，對該地區扶余油層油水層的準確判斷起到了積極的重要作用，該方法在試油的14口井、40層中應用見到了較好的效果，提高了油層解釋符合率。

源241-1井為井壁取芯錄井，1、7、9、11號層分別取了4、4、4、3顆井壁取芯，除7號層未見含油顯示外，其他均為含油砂巖。1號層4顆含油砂巖，砂巖疏松，含油顏色呈灰棕色及棕灰色，油質分布均勻，油味濃，地化熱解分析反映含油豐度較高，氣相色譜分析結果呈差油層特征，且該層含油厚度大，為本井的主力產油層，錄井解釋為油層。9號層4顆含油砂巖反映該層頂底砂巖含泥重，油質呈條帶狀分布，中部油質分布均勻，含油較飽滿，油味濃，地化熱解分析反映含油豐度中等，氣相色譜分析結果呈差油層特征，錄井解釋為差油層。11號層3顆井壁取芯均為褐灰色含油粉砂巖，砂巖疏松，油質分布均勻，含油較干枯，油味淡，普照無熒光，滴照呈黃色，地化熱解分析反映含油豐度較好，氣相色譜分析結果呈差油層特征，錄井綜合分析，解釋該層為差油層。7號層4顆井壁取芯均為灰色粉砂巖，巖性致密，物性差，綜合解釋為干層。經試油驗證1、7、9、11號層壓后抽汲，日產油1.686t/d，結論為低產工業油層，與我們解釋結果符合。

5　結論

（1）應用項目研究成果可以較大地提高源21區塊扶余油層的油水層解釋符合率，從而為油田開發帶來較大的經濟效益。

（2）項目研究成果為完井方法及制定合理的試油方案提供了可靠依據，下套管之前可測知疑難儲層的流體性質，從而決定是否下套管，節約了試油費用及后期堵水費用，因此也減少了因試油、壓裂而帶來的巨大投資，并且對提高鉆井成功率也具有重要的指導意義。

（3）本方法緊密結合油田開發生產實際、在實際生產中得到了驗證，見到了較好的效果，因此在今后的推廣應用中必將創造出較大的經濟效益。

［1］郎東升.儲層流體的熱解及氣相色譜評價技術［M］.石油工業出版社，1999：108-152.

［2］郎東升.油氣水層定量評價錄井新技術［M］.北京：石油工業出版社，2004.

TE122.2

A

1004-5716（2016）10-0042-03

2015-11-18

屈玲玲（1983-），女（漢族），黑龍江大慶人，助理工程師，現從事錄井技術研究工作。