馬越蛟，張紅梅，田曉冬，梁忠奎，李 穎

（中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004）

南堡凹陷地質(zhì)情況復雜，儲層巖性、物性、含油性變化較大，油氣層測井特征非常復雜，識別難度大。注水開發(fā)加劇了儲層水性的復雜程度，剩余油潛力評價與開發(fā)調(diào)整部署成為注水開發(fā)油田油藏評價的工作核心，以密閉取心分析和水淹層測井評價為主要組成部分的水淹層評價技術(shù)則是目前注水開發(fā)油田油藏評價工作的支撐技術(shù)。密閉取心分析受密閉取心數(shù)量和經(jīng)濟成本影響，無法滿足注水開發(fā)油田的日常生產(chǎn)需求；水淹層測井評價受儲層巖性、物性、含油性、非均質(zhì)性、注入水礦化度等多重因素影響［1］，單純利用測井資料開展水淹層解釋難度很大，難以滿足油田開發(fā)實際需求。

隨著儲層地球化學分析技術(shù)和熒光顯微圖像技術(shù)的日益成熟，地化識別與評價技術(shù)經(jīng)過多年的水淹層評價實踐，逐漸顯現(xiàn)出其現(xiàn)場快速、有效、定量評價水淹儲層參數(shù)評價上的技術(shù)優(yōu)勢［2］。針對南堡凹陷復雜的地質(zhì)、油藏和儲層狀況，以鉆井取心水驅(qū)油地球化學實驗特征為指導，開展水淹層巖石熱解分析技術(shù)和氣相色譜技術(shù)方面研究，按物性差異特征，總結(jié)不同儲層類型的地化評價標準并建立相應的定量解釋圖版。實際應用結(jié)果表明，以儲層分類為基礎(chǔ)的地化識別與評價技術(shù)有效彌補了水淹層測井評價技術(shù)的局限性，提高了注水開發(fā)油田的水淹層解釋精度。

1 水驅(qū)巖石地化參數(shù)變化特征

油藏注水開發(fā)后，儲層和流體的特征都會發(fā)生變化，不同物性儲層所受影響不同［3－4］，因此，基于密閉取心巖心樣品的地化實驗，以孔隙度15%、滲透率50×10－3μm2為標準將巖心樣品分為兩類，一類儲層孔隙度大于或等于15%、滲透率大于或等于50×10－3μm2，二類儲層孔隙度小于15%、滲透率小于50×10－3μm2。通過開展不同孔滲數(shù)值、不同產(chǎn)水率條件下的水驅(qū)巖石地球化學實驗，明確水驅(qū)巖石的地化參數(shù)變化特征，統(tǒng)計分析各項地球化學參數(shù)和指標的變化規(guī)律，建立水淹層地化識別與評價技術(shù)的研究基礎(chǔ)。

1.1 巖石熱解參數(shù)變化特征

選取研究工區(qū)不同物性的巖心進行熱解分析實驗，得到單位巖石質(zhì)量中的氣態(tài)烴S0、液態(tài)烴S1和裂解烴S2含量，進一步計算出產(chǎn)烴潛量Pg和原油輕重組分指數(shù)Ps等熱解參數(shù)［5］，利用交會圖技術(shù)（圖1）得出兩類儲層巖石熱解參數(shù)與產(chǎn)水率的相關(guān)性認識：一類儲層的巖石熱解參數(shù)隨含水率上升而整體呈下降趨勢，但中高含水階段熱解參數(shù)下降幅度開始減小，產(chǎn)水率達到90%以上時，Pg值僅為飽含油時的三分之一至二分之一；二類儲層受儲層巖性、物性影響，飽含油時的巖石熱解參數(shù)較一類儲層低，受賈敏效應及繞流現(xiàn)象影響［6］，水驅(qū)初期容易造成原油聚集，中低含水時巖石熱解參數(shù)升高，到高含水后巖石熱解參數(shù)值則隨產(chǎn)水率上升而整體下降，產(chǎn)水率達到90%以上時，Pg值較飽含油時下降幅度明顯小于一類儲層。

圖1 儲層巖石熱解參數(shù)隨產(chǎn)水率變化規(guī)律

1.2 飽和烴氣相色譜參數(shù)變化特征

飽和烴氣相色譜分析是將從含油巖樣中得到的氣態(tài)烴類進行分離分析，得到C8－C37左右的正構(gòu)烷烴等各組分的色譜峰及相對百分含量，判斷巖石含油性及水淹程度［7］。飽和烴氣相色譜碳數(shù)范圍一般為nC12－38，主要碳數(shù)范圍一般為nC16－25，碳數(shù)范圍及主要碳數(shù)范圍變化幅度小。巖石經(jīng)水驅(qū)后開展飽和烴氣相色譜分析，考察飽和烴氣相色譜總峰面積值及主峰碳響應值與產(chǎn)水率的相關(guān)性。受儲層巖性、物性影響，飽含油時一類儲層的飽和烴氣相色譜總峰面積值及主峰碳響應值均高于二類儲層，隨產(chǎn)水率的上升，一類儲層的飽和烴氣相色譜參數(shù)降低趨勢明顯，二類儲層對應的參數(shù)降低幅度小，特低孔特低滲變化。

2 巖石地化分析參數(shù)計算

2.1 含油飽和度So

巖石熱解分析的巖石含油氣總量ST是指單位巖石質(zhì)量的含烴量，通過該參數(shù)結(jié)合巖石密度等特征量求取巖石含油飽和度［8］，其理論計算公式如下：

式中：RC為殘余碳含量，mg／g；S0為單位巖石質(zhì)量中的氣態(tài)烴含量，mg／g；S1為單位巖石質(zhì)量中的液態(tài)烴含量，mg／g；S2為單位巖石質(zhì)量中的裂解烴含量，mg／g。

式中：ST為熱解含油氣總量，mg／g；ρ巖為巖石的密度，g／cm3；ρ油為原油的密度，g／cm3；φe為有效孔隙度，%。

由于殘余碳含量RC分析周期長且分析值很低，對于含油氣總量影響小，因此，在實際生產(chǎn)中多采用Pg代替ST進行含油飽和度數(shù)值計算，Pg數(shù)值的精度影響剩余油含油飽和度計算精度。在實際取樣或?qū)嶒炦^程中，巖石樣品Pg值受鉆井液驅(qū)替浸泡和氣體逸散揮發(fā)影響，需首先根據(jù)水驅(qū)油巖石樣品Pg實驗資料進行一次校正［9］，再根據(jù)水驅(qū)油巖石樣品含油飽和度與Pg值理論計算值進行二次校正，分別得到一、二類儲層的Pg校正公式：

2.2 飽和烴氣相色譜總峰面積As

飽和烴氣相分析色譜形態(tài)總體上符合正態(tài)函數(shù)分布規(guī)律［9］。在飽和烴氣相色譜總峰面積的實際計算過程中，將表征的對象橫坐標確定為碳數(shù)，縱坐標確定為質(zhì)量分數(shù)，采用二次函數(shù)y－y0＝a（xx0）2，（a＜0）作表征函數(shù)，其中（x0，y0）是二次函數(shù)圖形最高點的坐標，a值反映二次函數(shù)圖形的主要形態(tài)（公式6），采用積分方法（公式7）求取單個色譜峰面積Ai，求和（公式8）后即得到飽和烴氣相色譜總峰面積值A(chǔ)s。依托計算機技術(shù)將飽和烴氣相分析色譜圖形信息進行數(shù)字化處理，自動提取飽和烴氣相色譜總峰面積值。

式中：As為飽和烴色譜峰總面積值，mV·s；Ai為飽和烴色譜峰面積值（曲邊梯形面積），mV·s；f（ξi）為第i點對應的縱向響應值，mV；Δxi為相鄰兩采樣點保留時間差，s。

3 水淹層地化識別與評價技術(shù)

在注水開發(fā)區(qū)塊實際應用過程中，利用井壁取心進行巖石地化實驗，并將相關(guān)實驗數(shù)據(jù)與水驅(qū)巖石地化參數(shù)變化特征進行對比分析，開展巖石熱解分析和飽和烴氣相色譜評價。

3.1 巖石熱解分析識別技術(shù)

3.1.1 損失率定性判別法

在實際取樣或?qū)嶒炦^程中，巖石樣品Pg值受鉆井液驅(qū)替浸泡和氣體逸散揮發(fā)影響，水驅(qū)油實驗樣品立即分析與放置2天分析的巖石熱解參數(shù)對比差異較大。受儲層物性影響，二類儲層未水淹時與水淹后巖石熱解分析參數(shù)差別較小，一類儲層的巖石熱解分析參數(shù)損失率明顯大于二類儲層（表1）。利用巖石熱解分析參數(shù)損失率可以定性判斷中高孔滲條件下的油層水淹狀況。

3.1.2 交會圖版判別法

油層水淹后含油飽和度降低，產(chǎn)烴潛量Pg下降，根據(jù)水驅(qū)油巖石熱解分析實驗資料，利用產(chǎn)烴潛量Pg計算巖石含油飽和度，通過含油飽和度和有效孔隙度的相關(guān)分析，分別建立一、二類儲層巖石熱解水淹程度評價圖版（見圖2）。為有效開發(fā)高含水油層，將油層評價圖版水洗級別分為未－弱、中、強水淹三級，滿足實際生產(chǎn)需要。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，用巖石熱解水淹程度圖版，可快速定性判斷水洗程度。

表1 巖石熱解分析參數(shù)損失率

圖2 巖石熱解水淹程度評價圖版

3.2 飽和烴氣相色譜識別技術(shù)

3.2.1 飽和烴氣相色譜圖形態(tài)判別法

水驅(qū)油實驗提供了不同含水率條件下的飽和烴氣相色譜譜圖峰值以及峰型的變化幅度及變化趨勢。一類儲層中未水淹樣品的飽和烴氣相色譜譜圖中主峰碳響應值達到1.8 mV以上，峰型呈正態(tài)展布。二類儲層中未水淹樣品的飽和烴氣相色譜譜圖中主峰碳響應值達到1.6 mV，峰型呈正態(tài)展布。隨水淹程度的增加，飽和烴氣相色譜譜圖中主峰碳響應值逐漸降低，峰值每降低0.2～0.4 mV，水淹程度相應上升一個級別，而飽和烴氣相色譜譜圖峰型則隨水淹程度增加呈現(xiàn)由正態(tài)型（半圓形或扇面形）向“V”字型、單峰突出型（“山”字型）、平頭峰型和不規(guī)則形變化的趨勢。

3.2.2 交會圖版判別法

油層水淹后含油飽和度降低，巖石飽和烴氣相色譜峰值和包絡面積逐漸降低，利用飽和烴氣相色譜烴包絡面積與譜圖特征擬合二次函數(shù)，分析飽和烴氣相色譜總峰面積值A(chǔ)s和譜圖特征擬合二次函數(shù)特征值a1的相關(guān)性，建立了一、二類儲層飽和烴氣相色譜評價圖版（圖3），定量評價水淹程度效果較好。

4 應用效果分析

自2012年以來，冀東油田在南堡凹陷深層注水開發(fā)區(qū)塊實施開發(fā)調(diào)整工作，針對深層注水開發(fā)水淹程度評價難點，先后在7口開發(fā)調(diào)整井中實施了井壁取心地化實驗工作量，實際應用效果表明，地化實驗參數(shù)特征為南堡凹陷深層注水開發(fā)區(qū)塊水淹程度識別與評價提供了有力的技術(shù)支持。

圖3 飽和烴氣相色譜水淹程度評價圖版

高A101井為高尚堡油田A101斷塊的一口新鉆調(diào)整井，該井88號層于2012年12月進行試油，日產(chǎn)水7.3 m3，水型為 NaHCO3，礦化度為2282 mg／L，試油結(jié)論為強水淹層；該層井壁取心3顆，巖性均為灰褐色油浸細砂巖，巖石熱解分析Pg平均值為2.89 mg／g，校正后求得剩余油飽和度27.5%，有效孔隙度為10.7%，在巖石熱解水淹程度評價圖版上處于中水淹區(qū)域（圖4a）；飽和烴氣相色譜分析響應值較低0.6 mV以下，反映為強水淹特征，在飽和烴氣相色譜水淹程度評價圖版上為強水淹區(qū)域（圖4b），綜合解釋該層為強水淹層，與試油結(jié)果符合。

圖4 高A101井88號層水淹程度地化評價圖版

高C201井為高尚堡油田C201斷塊的一口新鉆調(diào)整井，該井于2012年12月射開43、44、56、58號層進行合采，日產(chǎn)油13.51 t，含水為3.5%，投產(chǎn)證實為油層。44號、56號層井壁取心共10顆，巖性為灰褐色油浸砂巖、褐灰色油斑砂巖，巖石熱解分析Pg平均值分別為8.16 mg／g、8.03 mg／g，PS值大于5.0，為輕質(zhì)油層；經(jīng)校正后求得剩余油飽和度分別為60.2%、61.0%，有效孔隙度分別為25.2%、18.1%，在巖石熱解水淹程度評價圖版上處于油層區(qū)域（圖5a）；飽和烴氣相色譜分析44、56號層響應值較高1.4 mV以上，正構(gòu)烷烴呈正態(tài)分布，均為油層特征，在飽和烴氣相色譜水淹程度評價圖版上處于油層區(qū)域（圖5b），綜合解釋兩層為油層，與試油結(jié)果相符。

圖5 高C201井44、56號層水淹程度地化評價圖版

5 結(jié)論

（1）基于水驅(qū)油巖石物理實驗，明確了南堡凹陷注水開發(fā)區(qū)塊油層水淹后的巖石熱解和飽和烴氣相色譜參數(shù)的變化特征，形成了基于巖石熱解和飽和烴氣相色譜的一、二類儲層水淹程度地化識別與評價方法。該方法實際應用效果較好，可以作為油田高含水開發(fā)階段剩余油研究的一個重要手段。

（2）水淹層單井地化識別與評價以井壁取心樣品實驗為主，較鉆井取心樣品實驗更為靈活、快捷、經(jīng)濟，該評價技術(shù)的應用進一步深化和拓寬了水淹層綜合識別渠道。

（3）單井井壁取心樣品地化實驗參數(shù)特征變化受儲層巖性、物性、非均質(zhì)性、油品性質(zhì)以及取樣時效性等因素影響，在日常生產(chǎn)水淹狀況實際分析過程中還需進一步深化應用研究。

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