孫秋霞

（中石油大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

冀東油田油層水淹程度錄井評價方法研究

孫秋霞*

（中石油大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

冀東油田斷裂系統(tǒng)及油水關(guān)系復(fù)雜、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)過幾十年的注水開發(fā)，油田面臨一系列問題，油藏合注合采、層間矛盾突出，注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)儲量控制程度低，各類儲層動用狀況存在很大差異，存在多套油水組合，使水淹層解釋更加困難。根據(jù)冀東油田水驅(qū)油試驗與井壁取芯對比分析資料，建立了該地區(qū)水淹層解釋評價方法，在冀東油田應(yīng)用7口井91層，在油田開發(fā)實際應(yīng)用見到了明顯效果和獲得了較好效益。

井壁取芯；地化分析；熒光顯微圖像；冀東油田；水淹層；評價方法

冀東油田注水開發(fā)以后，開發(fā)調(diào)整進(jìn)行剩余油研究的主要方法之一是新井水淹層解釋，但水淹層解釋精度較低。為進(jìn)一步搞清油層特征、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，根據(jù)不同水淹狀況下巖石熱解、氣相色譜及熒光顯微圖像分析資料的變化特征，應(yīng)用水驅(qū)油實驗與井壁取芯對比分析建立一套適合冀東油田的水淹解釋評價方法，在該地區(qū)應(yīng)用效果較好。

1　冀東油田水淹層綜合評價方法的建立

根據(jù)水驅(qū)油實驗與井壁取芯對比分析實驗資料，總結(jié)了隨含水率的上升，各項錄井水淹層分析資料的變化規(guī)律。

1.1巖石熱解分析評價方法

巖石熱解分析Pg值進(jìn)行恢復(fù)、校正及修正之后，根據(jù)地化含油飽和度經(jīng)典公式計算可得到含油飽和度。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）。

圖1　冀東油田油層含油飽和度與有效孔隙度圖版

注水開發(fā)以后，儲層含油飽和度必然發(fā)生變化，孔隙度是評價油層水淹程度的一個重要參數(shù)，含油飽和度隨含水率的增加而降低，因此，含油飽和度與孔隙度密切相關(guān)，與油層水淹程度有線性關(guān)系，雖然二者間不是一一對應(yīng)關(guān)系，但含油飽和度隨孔隙度增大而增大的規(guī)律是客觀存在的，并且呈明顯的帶狀分布特征［1］。根據(jù)水驅(qū)油實驗資料建立了冀東油田儲層孔隙度（φe）與剩余油飽和度（Som）評價圖版（圖1）。

1.2飽和烴氣相色譜分析技術(shù)

分析結(jié)果發(fā)現(xiàn)，儲層飽和烴氣相色譜譜圖特征隨含水上升的變化是非常直觀的，隨含水上升，飽和烴色譜峰值逐漸降低，峰形從正態(tài)峰形向扁平形變化。以色譜峰響應(yīng)值降低幅度和峰形變化程度，確定樣品水淹程度。同時，進(jìn)行飽和烴氣相色譜圖形特征量化表征方法研究，自行研制飽和烴數(shù)據(jù)處理軟件，對飽和烴色譜形態(tài)進(jìn)行整體擬合，求取了圖形特征參數(shù)二次函數(shù)（a1），選擇二次函數(shù)（a1）與飽和烴總面積［As（Pa·s）］以新井投產(chǎn)結(jié)果為依據(jù)，分儲層性質(zhì)建立了飽和烴特征參數(shù)評價圖版（圖2）。

圖2　冀東油田油層飽和烴色譜評價圖版

1.3熒光顯微圖像分析技術(shù)

水淹前、后熒光顯微圖像特征具有明顯差異，可以直觀反映儲層微觀剩余油產(chǎn)狀，識別油層孔隙進(jìn)水［2］。隨水淹加重，油質(zhì)瀝青和膠質(zhì)瀝青含量減少，水的濃度增加，熒光顏色由黃—綠色轉(zhuǎn)變；由于濃度消光作用，發(fā)光強(qiáng)度由弱—強(qiáng)—弱，油的浸染作用減弱，孔隙輪廓清晰，剩余油由連片—孤島、薄膜狀轉(zhuǎn)變。

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(fā)生水淹，自由水的含量反映油層水淹程度。主要依靠熒光圖像中的熒光顏色、發(fā)光強(qiáng)度、發(fā)光面積、剩余油產(chǎn)狀等特征直觀定性判斷水淹程度［3］。錄井自行研制的熒光顯微圖像量化參數(shù)處理軟件，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。根據(jù)水驅(qū)油實驗熒光顯微圖像分析資料，建立了油質(zhì)發(fā)光面積與油膠色差評價圖版（圖3）。

2　技術(shù)應(yīng)用效果

近年來，應(yīng)用水淹層綜合評價技術(shù)已經(jīng)在冀東油田GSP、NB、LZ區(qū)塊新鉆調(diào)整井中應(yīng)用服務(wù)了7口井91層，首先應(yīng)用巖石熱解分析資料判別原油性質(zhì)，結(jié)合飽和烴色譜及熒光顯微圖像資料判別原始油水層，進(jìn)行水淹程度解釋評價，挖掘主力油層潛力，實現(xiàn)穩(wěn)油控水目標(biāo)發(fā)揮了重要作用，見到了明顯的效果。

圖3　冀東油田熒光顯微圖像油質(zhì)發(fā)光面積與油膠色差評價圖版

2.1未水淹層的判別

G5-70井為GSP油田G5斷塊的一口新鉆調(diào)整井，Es32+3亞段44、56Ⅱ號層井壁取芯共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8.16mg/g、8.03mg/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φe分別為25.2%、18.1%，φe-Som評價圖版解釋為未水淹。飽和烴氣相色譜分析44、56Ⅱ號層響應(yīng)值較高1.4mV以上，正構(gòu)烷烴呈正態(tài)分布，均為油層特征，飽和烴參數(shù)評價圖版解釋均為未水淹。熒光顯微圖像分析油呈粒間吸附狀并連通成片，黃綠、綠色熒光，圖像呈油層特征，參數(shù)評價圖版解釋均為未水淹。綜合解釋2層均為油層。2012年12月43Ⅱ、44、56Ⅱ、58Ⅱ號層合投，日產(chǎn)液14.0m3，日產(chǎn)油13.51t，日產(chǎn)氣500m3，綜合含水3.5%（圖4～圖6）。

2.2高水淹層的判別

G3102-18井為GSP油田G3102斷塊的一口新鉆調(diào)整井，Es32+3亞段88號層井壁取芯3顆，巖性均為灰褐色油浸細(xì)砂巖，巖石熱解分析Pg平均值為2.89mg/g，經(jīng)校正后求得剩余油飽和度為27.5%，有效孔隙度φe為10.7%，φe-Som評價圖版解釋為中水淹；飽和烴氣相色譜分析響應(yīng)值較低0.6mV以下，反映為強(qiáng)水淹特征，飽和烴參數(shù)評價圖版解釋為強(qiáng)水淹。熒光顯微圖像分析，發(fā)光瀝青主要以粒間吸附狀、孔表薄膜狀賦存，黃綠、綠色熒光，圖像解釋為強(qiáng)水淹，參數(shù)評價圖版解釋為中水淹。綜合解釋該層為高水淹。2012年12月該層試油，日產(chǎn)水7.3m3，水型NaHCO3，礦化度2282mg/L，結(jié)論為高水淹（圖7）。

3　結(jié)束語

本文以井壁取芯熱解、氣相色譜、熒光顯微圖像分析技術(shù)為手段，建立了冀東油田水淹程度熱解、氣相色譜、熒光顯微圖像單項資料解釋評價方法及不同水淹程度的判別圖版，在冀東油田新鉆調(diào)整井中應(yīng)用了7口井91層，效果較好。該項技術(shù)以井壁取芯為基礎(chǔ)，不受其它因素限制，施工工期短，手段直接，靈活快捷，直觀可靠，投入成本低廉，效果明顯，可以為油田開發(fā)取得較高的經(jīng)濟(jì)效益，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

圖4　G5-70井Es32+3亞段44、56Ⅱ號層錄井解釋成果圖

圖5　G5-70井Es32+3亞段44、56Ⅱ號層有效孔隙度—剩余油飽和度評價圖版

圖6　G5-70井Es32+3亞段44、56Ⅱ號層熒光顯微圖像參數(shù)評價圖版

圖7　G3102-18井Es32+3亞段88號層飽和烴氣相色譜參數(shù)評價圖版

［1］耿長喜，趙晨穎，馬德華，等.水淹層原始含油飽和度的估算方法探討［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，24（增），67-68.

［2］耿長喜，馬德華，左鐵秋，等.低滲透油層水驅(qū)油實驗錄井資料響應(yīng)特征分析［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27（1）：63-66.

［3］郎東升，姜道華，岳興舉，等.熒光顯微圖像及輕烴分析技術(shù)在油氣勘探開發(fā)中的應(yīng)用［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

TE133

A

1004-5716（2016）02-0054-03

2015-02-05

2015-02-05

孫秋霞（1983-），女（漢族），河北清河人，工程師，現(xiàn)從事地質(zhì)錄井資料解釋工作。