張金航

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163411）

錄井技術在喇嘛甸油田精細分層注水中的應用

張金航*

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163411）

喇嘛甸油田目前年均綜合含水94%以上，已進入特高含水開采階段，含水高、含水速度上升快、厚油層層內動用差異大、油層間吸水差異大、注采無效循環(huán)嚴重等是該油田開發(fā)面臨的難題。以試驗區(qū)為基礎，從靜態(tài)角度進行分析，應用試驗區(qū)內已完成的井壁取芯井資料，通過地化分析及熒光顯微圖像資料，對目前剩余油狀況、水淹狀況進行綜合分析，對各井網開發(fā)層系評價整體注水開發(fā)效果，分別對油井或注水井提出相應的作業(yè)措施，為編制精細分層注水施工方案提供可靠的地質參考依據(jù)，效果較好。

喇嘛甸油田；錄井技術；精細分層；水淹層；井壁取芯

1　概述

喇嘛甸油田精細分層注水試驗區(qū)面積13.4km2，位于油田中部，于1973年投入開發(fā)，先后經歷了6個開發(fā)階段。目前年均綜合含水94%以上，已進入特高含水開采階段，含水高、含水速度上升快、厚油層層內動用差異大、油層間吸水差異大、注采無效循環(huán)嚴重等是該油田開發(fā)面臨的難題［1-2］，迫切需要加大厚油層層內調整挖潛力度、加大細分注水力度等一系列水驅精細挖潛技術及措施，進一步提高油田的注水開發(fā)效果和剩余油的潛力挖掘。

本文以試驗區(qū)為基礎，應用試驗區(qū)內已完成的井壁取芯井資料，通過巖石熱解、飽和烴氣相色譜及熒光顯微圖像資料，對目前剩余油狀況、水淹狀況進行綜合分析，對各井網開發(fā)層系評價整體注水開發(fā)效果，提出下步調整堵水、調剖及壓裂補孔等精細分層注水的意見，為編制精細分層注水施工方案提供可靠的地質參考依據(jù)。

2　錄井資料在精細分層注水中應用方法

注水開發(fā)的油田，采收率的高低與水淹體積和水驅油效率密切相關［3］。油層注水前后油水飽和度、礦化度以及巖石潤濕性等特性參數(shù)會發(fā)生明顯的變化，這是水淹層評價的基礎。錄井水淹層評價技術是以巖石的地化分析及熒光圖像分析技術為依托，通過分析含油巖樣含油飽和度及原油組分的變化以及巖石孔隙中油水分布及變化特征，綜合判斷油層水淹程度。

原始含水、含油飽和度和目前含水、含油飽和度是水淹層評價中的關鍵參數(shù)。含油飽和度、原油性質、孔隙結構等的變化可以反映水淹的狀況。通過對巖石熱解分析含油氣總量Pg值進行恢復、校正及修正之后，根據(jù)地化含油飽和度經典公式計算可得到含油飽和度；飽和烴氣相色譜正構烷烴含量的高低反映含油飽和度的變化，譜圖的峰型特征反映原油組分的變化規(guī)律，根據(jù)正構烷烴含量降低和峰型的異常變化程度，可定性判別巖樣水洗程度，因此巖石熱解、飽和烴氣相色譜均能反映出含油飽和度的變化。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，與地化色譜資料結合可以判斷油層的水洗狀況，因此錄井資料能夠評價油田的開發(fā)效果。

2.1剩余油飽和度的分析

以新鉆調整井喇6-PS2604井為例，該井厚層PⅡ4-9層井壁取芯9顆（圖1），均為灰棕色油浸細砂巖，粒度較粗，巖石熱解分析上部Pg值33mg/g，下部Pg值17mg/g。計算剩余油飽和度上部47%，下部38%，飽和烴色譜響應值也從上部的1.5mV降到0.8mV（圖2），說明錄井資料可以反映出縱向上剩余油飽和度的變化。

2.2水淹狀況分析

巖石熱解及飽和烴色譜分析反映了含油飽和度的變化，再結合熒光顯微圖像分析說明水淹狀況的變化，新鉆調整井PⅡ4-9層熒光顯微圖像分析上部熒光顏色為黃色，剩余油呈簇狀、吸附狀，反映為強水洗特征，下部熒光顏色為綠黃色，剩余油呈孔表吸附狀，孔隙連通較好，大部分為水充填，反映為極強水洗特征。熒光顯微圖像的分析，更直觀地反映了水淹狀況，厚油層P Ⅱ4-9層上部為中高—高水淹特征，下部為特高水淹特征。

2.3注水開發(fā)效果分析

本新鉆調整井與相鄰最近的基礎井網的喇5-272 井PⅡ4-9層來進行橫向對比（圖3）。喇5-272井1974年投產，初期日產油150.0t，PⅡ4-9層為主力產層，原始含油飽和度76.5%。新鉆調整井2009年投產，初期日產油0.33t，含水98.4%，PⅡ4-9層剩余油飽和度頂部47%，下部38%。含油飽和度橫向上下降了1倍左右，同時，再對比測井曲線視電阻率的變化，喇5-272井開發(fā)初期視電阻率100Ω·m，新鉆調整井視電阻上部在40Ω·m，下部為30Ω·m左右，橫向上降幅3倍左右，說明開發(fā)效果較好。

圖1　新鉆調整井錄井綜合圖

圖2　新鉆調整井飽和烴色譜圖

2.4曲線特征及綜合分析標準

注水開發(fā)過程中，由于儲層非均質性的影響，油和水在孔隙介質中各種力作用程度不同，因此油層的水淹特征不同［4］。通過喇嘛甸油田中塊近年新鉆調整井電測曲線資料對比，根據(jù)錄井水淹層解釋評價技術總結出不同水淹程度電測曲線典型層類型主要為4種并建立綜合分析標準。

（1）厚度不小于4.0m的大厚油層，為正韻律或復合韻律，總體來看，這類層縱向上油層水洗程度的差別，無論是錄井井壁取芯的地化色譜及熒光顯微圖像資料，還是測井資料都能夠很好反映出來。測井曲線反映為視電阻率降幅達3.0倍以上，孔隙度27.0%～31.5%；錄井資料分析反映，巖石熱解分析Pg值10～35mg/g，飽和烴色譜響應值0.5～1.5mV，熒光顯微圖像分析剩余油呈孔表吸附狀或薄膜狀，水為自由態(tài)占據(jù)粒間孔，含水特征很明顯，剩余油飽和度30%～50%，為中高—特高水淹特征。結合生產數(shù)據(jù)分析，目前為主要的高含水層，對于這類層注水井可進行調剖，油井可進行堵水或層內細分。

（2）厚度2.0～4.0m的厚油層，韻律性較強，多為正韻律層，水淹特征與不小于4m的大厚油層基本相似，測井曲線反映為視電阻率降幅達2.0倍以上，孔隙度26.0%～31.0%；錄井資料分析反映，巖石熱解分析Pg 值10～35mg/g，飽和烴色譜響應值0.5～1.8mV，熒光顯微圖像分析剩余油呈分散吸附狀、角隅狀或薄膜狀，水為自由態(tài)占據(jù)粒間孔，含水特征明顯，剩余油飽和度35%～55%，為中高—特高水淹特征，油層頂部易富集剩余油。結合生產數(shù)據(jù)分析，目前為主要的高含水層，對于這類層注水井可進行調剖，油井可進行堵水或層內細分。

（3）厚度1.0～2.0m的中厚油層，測井曲線反映為視電阻率降幅達1.5倍，孔隙度25.0%～29.0%；錄井資料分析反映，巖石熱解分析Pg值20～40mg/g，飽和烴色譜響應值0.8～2.0mV，熒光顯微圖像分析剩余油呈呈簇狀或角隅狀，剩余油飽和度45%～60%，這類層油層水洗程度與層內均質性有關，均質性好的層可達高水淹程度。整體來看，水淹程度以高水淹為主，中水淹次之。對于這類層注水井可進行調剖，油井可進行高效壓裂或層內細分。

（4）有效厚度小于1.0m的薄油層及表外層，此類層整體來看出現(xiàn)較少，深淺三側向電阻值薄層呈尖峰狀，電阻值中等，孔隙度20.0%～28.0%；錄井資料分析反映，巖石熱解分析Pg值大于30mg/g，飽和烴色譜響應值1.2～2.4mV，熒光顯微圖像分析剩余油多以吸附狀存在，少量片狀或簇狀，剩余油飽和度45%～75%，水淹程度較輕，主要以低—中水淹為主，少部分物性較好的層達到了高水淹，是主要的產能貢獻層，尋找低含水層，準確評價其含油性，是下步挖潛補孔或壓裂改造的主要潛力層。

無論是測井資料還是錄井資料，注水開發(fā)過程中其水淹機理是一致的，均反映為含油飽和度的變化過程，錄井資料更有其直觀性，2項資料可互補應用。應用錄井資料總結了測井曲線典型層的規(guī)律特征，并建立了測井復查分析標準，為下步復查工作奠定基礎。根據(jù)試驗區(qū)40口井的井壁取芯資料，直接采用與鄰井對比方法進行分析研究，通過對比分析其相鄰的基礎井網、加密調整井網82口井，總結典型層的規(guī)律特征，對試驗區(qū)的老井進行復查對比分析，研究剩余油分布、水淹狀況及注水開發(fā)效果

圖3　新鉆調整井與鄰井喇5-272井PⅡ4-9層測井曲線對比圖

3　應用效果

喇6-2712井是試驗區(qū)塊的一口二次加密油井，日產液45.0t，日產油1.1t，含水97.50%，其中SⅡ2+32層厚0.8m，電阻較高，從鄰井資料看，該層應為油頂位置，符合典型層規(guī)律特征，建議對該層進行補孔；SⅡ7+81層厚3.4m，視電阻率降幅為2.4倍，鄰井喇7-PS2621井該層位井壁取芯為2顆油浸砂巖，Pg值分別為30.93、15.64mg/g，飽和烴色譜響應值1.6、1.2mV，熒光顯微圖像分析剩余油多呈分散吸附狀、角隅狀或薄膜狀，呈中高、高水淹特征。采油廠結合其它資料對喇6-2712井SⅡ2+32層進行補孔、SⅡ7+81進行堵水作業(yè)，作業(yè)井段分別為957.4～958.2m、971.4～974.8m，作業(yè)后該井日產水41.4t，日產油5.6t，含水88.0%。

喇9-312井為試驗區(qū)的基礎水井，作業(yè)前日配注量262.0m3。該井SⅡ2-4、SⅡ10-14、SⅢ3、SⅢ4-8層厚度均大于4.0m，物性好，與同井組鄰井喇4-PS2601 井SⅡ2-4、SⅡ10-14、SⅢ3、SⅢ4-8層對比分析，視電阻率降幅均在3倍以上，巖石熱解分析Pg值10～39mg/g，飽和烴色譜響應值0.6～1.8mV，熒光顯微圖像分析剩余油多呈孔表吸附狀或薄膜狀，為中高—特高水淹特征，綜合分析認為是該井的主要吸水層。采油廠結合其它資料對以上4層進行調剖，作業(yè)后日配注量217.0m3。

4　結論

本文應用錄井井壁取芯資料總結了喇嘛甸油田中塊的典型層電測曲線規(guī)律特征，并建立了電測復查標準，復查對比分析了喇嘛甸油田中塊精細分層注水工藝技術試驗的施工井147口井，分別對油井或注水井提出相應的作業(yè)措施，效果較好。這種把錄井資料應用到油田開發(fā)新領域的技術和方法，為減緩層間矛盾，提高小層動用程度，降低含水的精細分層注水工程提供了可靠依據(jù)，同時在其它油田區(qū)塊也得到推廣和應用。

［1］李興國，孫春紅，等.喇嘛甸油田儲層微觀結構特征變化規(guī)律研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2007，26（1）：79-82.

［2］王德喜，張建軍，等.喇嘛甸油田特高含水期厚油層挖潛工藝［J］.石油學報，2007，28（1）：98-106.

［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，2006：5-10.

［4］岳興舉，耿長喜，等.水驅油實驗研究地化熱解參數(shù)的水洗響應用特征［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2005，24（增刊）：109-110.

TE357.6

B

1004-5716（2016）01-0033-04

2015-01-20

2015-01-21

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。