馬德華

（大慶鉆探工程公司錄井一公司，黑龍江大慶163411）

應用錄井資料分析喇薩杏油田套損井巖芯進水程度

馬德華*

（大慶鉆探工程公司錄井一公司，黑龍江大慶163411）

大慶喇薩杏油田經(jīng)多年的注水開發(fā)，油水井套變現(xiàn)象越來越嚴重，全油田套損率超過25%，部分區(qū)塊嫩二段發(fā)生了成片套損現(xiàn)象。為研究套損原因，在嫩二段進行井壁取芯，對1251塊油頁巖樣品進行熒光顯微圖像及地化色譜分析，通過熒光顯微圖像鏡下裂縫識別方法，建立了裂縫進水程度分類標準。通過實物觀察及地化色譜分析資料，確定樣品的巖性與套損井段地層是否相符，進行輔助分析判斷進水情況，為油水井套損原因分析提供參考依據(jù)，對開發(fā)新鉆井提高固井質(zhì)量提供依據(jù)。

嫩二段；油頁巖；井壁取芯資料；裂縫；進水程度

大慶喇薩杏油田隨著開發(fā)程度的深入，油水井生產(chǎn)過程中，受多種因素的影響，套管發(fā)生徑向凹陷、彎曲、破裂變形等套變現(xiàn)象越來越嚴重，甚至出現(xiàn)活性錯斷、多點變形、大段彎曲，斷口與魚頭同步、無通道等復雜的套損情況。目前全油田每年新增套損井700口左右，套損井與正常生產(chǎn)井的比也就是套損率超過25%，而修復率為70%左右，部分井修復成功率低，破壞了原注采關(guān)系，嚴重影響油田開發(fā)效果。因此迫切需要研究套損井成因，為套損井修復提供技術(shù)支撐，保證注水油田開發(fā)效果和穩(wěn)產(chǎn)目標的實現(xiàn)。大慶喇薩杏油田嫩二段底部發(fā)育一套厚度為6～10m左右黑褐色油頁巖，為腐殖—腐泥型，按層理可分裂成薄片，可直接點燃。油頁巖夾少量泥巖和頁巖，呈互層分布。該層位由于固井質(zhì)量原因注水開發(fā)后造成地層進水，部分地區(qū)發(fā)生了成片套損現(xiàn)象。錄井每年為油田水淹層解釋服務150口井左右，自2003年以來，有587口井在嫩二段底部位置進行了井壁取芯，目前油頁巖、頁巖、泥巖樣品共1251塊，油頁巖樣品1143塊，頁巖、泥巖樣品108塊，對所有樣品進行了熒光顯微圖像及地化色譜分析，研究該井段套損與巖性特性的相關(guān)性，為油頁巖井段套損防治及下一步修井工作提供依據(jù)。

1　套損原因與機理分析

套變因素分為天然因素和人為因素，天然因素主要是注采引發(fā)地應力、重力、斷層活動和地下流體腐蝕等造成套管損壞；人為因素分為人為工程因素和地質(zhì)因素。工程因素為固井質(zhì)量、作業(yè)次數(shù)、注水水質(zhì)、套管強度等方面的影響；人為地質(zhì)因素主要是注水后斷層活化、注水后泥巖的膨脹、高壓注入地層破裂等。本地區(qū)主要是以注水后油頁巖、頁巖、泥巖發(fā)生變化的套管損壞為主。其機理為：當注入水進入巖層，破壞了其原始的含水狀態(tài)，使巖層出現(xiàn)浸水軟化，產(chǎn)生了蠕變變形，從而在套管周圍形成了隨時間而增大的類似橢圓型的徑向分布非均勻外載，對套管長期擠壓造成損壞。頁巖或油頁巖或多或少有軟弱夾層，軟弱夾層一般具有較強的吸水能力，在油田注水開發(fā)過程中，當注入壓力達到一定值后，注入水通過裂縫竄到軟弱夾層，使它吸水，強度降低，頁巖水浸后會加速發(fā)生巖體滑移，從而造成套損，甚至發(fā)生成片套損。

2　熒光顯微圖像資料判斷裂縫進水程度方法

純泥巖、頁巖在鏡下不發(fā)光，富含有機質(zhì)的生油泥巖、頁巖鏡下發(fā)光為黃色，縫內(nèi)進水的泥巖、頁巖發(fā)光同樣為灰綠、綠色。

油頁巖中的石油主要為瀝青質(zhì)瀝青，因此發(fā)光顏色以暗黃、褐、黃褐色等為主，發(fā)光亮度一般較弱，通常以吸附狀態(tài)存在縫內(nèi)，水本身不具備發(fā)光特性，但由于芳烴類化合物及其衍生物具有微弱的親水性，作為分散的載體的水，把芳系化合物展布在縫內(nèi)，溶有微量芳烴類化合物的水就顯示出了特殊的熒光顏色，在藍光的激發(fā)下，芳烴類化合物為灰綠、綠色［3］。

油頁巖具有層理構(gòu)造，相對泥巖來說更容易遭受注入水的侵蝕，更容易產(chǎn)生次生裂縫，其裂縫的成因、類型及新老裂縫的相互切割關(guān)系前人已經(jīng)總結(jié)過［2］。本文通過大慶喇薩杏油田嫩二段1251塊油頁巖樣品鏡下熒光顯微圖像觀察與分析，把油頁巖、頁巖、泥巖裂縫進水情況分為3級：未進水、微進水、進水。

①未進水：一般為頁理不發(fā)育—欠發(fā)育，致密，未發(fā)育縫隙。熒光顏色暗黃—黃褐色。

②微進水：一般為頁理發(fā)育。發(fā)育兩—三期縫，縫內(nèi)有少量水進，呈灰綠色。頁理熒光暗黃—黃褐色。

③進水：一般為頁理發(fā)育。發(fā)育兩期以上縫，縫內(nèi)均有水進，呈灰綠、黃綠色，縫壁附著溶解烴。局部頁理熒光暗黃—黃褐色。

統(tǒng)計嫩二段底部油頁巖位置井壁取芯587口井，經(jīng)過多年注水開發(fā)目前發(fā)生套損62口井，井壁取芯樣品356塊，經(jīng)熒光顯微圖像分析進水樣品237塊，占樣品總數(shù)66.5%，微進水樣品74塊，占樣品總數(shù)20.8%，未進水樣品45塊，占樣品總數(shù)12.7%。未套損525口井，井壁取芯樣品895塊，經(jīng)熒光顯微圖像分析進水樣品131塊，占樣品總數(shù)14.6%，微進水樣品156塊，占樣品總數(shù)17.5%，未進水樣品608塊，占樣品總數(shù)67.9%。

3　地化色譜分析資料輔助判斷

烴源巖通常習慣叫做生油巖，指已經(jīng)生成或具有生成油氣潛力的巖石。泥巖、頁巖均屬于生油巖，頁巖分為油頁巖、泥頁巖。泥頁巖是泥巖與頁巖之間過渡的巖性，是具有紋層及有頁理構(gòu)造的泥質(zhì)巖，油頁巖為含有一定數(shù)量干酪根（＞10%）的頁巖［4］。油頁巖又稱油母頁巖，含有少量可溶性的液態(tài)烴類、瀝青類及不溶性的油母質(zhì)，油母質(zhì)是一種不溶性的焦性瀝青質(zhì)。大慶喇薩杏嫩二段生油巖為成熟生油巖，邊生成油氣邊運移，巖石熱解分析是評價生油巖有機質(zhì)豐度的指標，分析統(tǒng)計情況見表1。

表1　大慶喇薩杏嫩二段烴源巖巖石地化色譜分析情況

巖石熱解及飽和烴氣相色譜分析可以輔助判斷巖性，如果嫩二段油頁巖樣品巖石熱解分析S1值及飽和烴氣相色譜分析正構(gòu)烷烴響應值高于典型樣品分析范圍值，熒光顯微圖像分析具裂隙見水浸特征，說明樣品中有可動油，水中含有輕質(zhì)組份，樣品進水可能為生產(chǎn)過程中油層水竄造成的；巖石熱解分析S1值及飽和烴氣相色譜分析正構(gòu)烷烴響應值極低，說明樣品中無可動油，熒光顯微圖像分析具裂隙見水浸特征，應為注水造成的樣品進水。嫩二段油頁巖未水浸，自然電位無異常，如果發(fā)生水浸，部分區(qū)塊如杏樹崗油田自然電位出現(xiàn)異常。生產(chǎn)井生產(chǎn)一段時間后，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料，綜合判斷套損情況，及時修井。

生油巖巖石熱解分析參數(shù)意義：

①S0：90℃時檢測的單位質(zhì)量生油巖中氣態(tài)烴的含量，mg/g；

②S1：300℃時檢測的單位質(zhì)量生油巖中液態(tài)烴的含量，mg/g；

③S2：300℃～600℃時檢測的單位質(zhì)量生油巖中裂解的干酪根含量，mg/g；

④Pg：Pg=S0+S1+S2，產(chǎn)烴潛量，mg/g。

4　應用實例

實例1：杏2-丁1-P60井嫩二段885.4～886.8m井壁取芯4顆，均為油頁巖，巖樣質(zhì)純，性脆，頁理較發(fā)育。熒光顯微圖像分析樣品（885.8m、886.8m）具層間收縮縫，順層成組出現(xiàn)，局部見溶蝕擴大，縫內(nèi)含水發(fā)光，晚期縫正交或斜交切割早期縫，并具動力作用形成的網(wǎng)狀，部分基質(zhì)切割成塊，已溶蝕擴大，圖像解釋進水。巖石熱解分析S1值1.05～2.18mg/g，S2值49.35～70.23mg/g，Pg值50.39～72.34mg/g。飽和烴色譜分析響應值低于0.2mV。巖石熱解及飽和烴色譜分析均為正常油頁巖特征，說明無可動油。微電極曲線上對應嫩二段底部油頁巖為6組尖峰，熒光顯微圖像油頁巖樣品發(fā)生水浸的位置集中在第二到第四個尖峰之間，自然電位曲線也出現(xiàn)正異常，綜合判斷該部位（嫩二段885.4～886.8m）出現(xiàn)了水浸現(xiàn)象。相鄰的同井組井距300m的兩口2004年的老井在嫩二段油頁巖位置已發(fā)生套損，本井熒光顯微圖像分析具水浸特征，巖石熱解分析S1值及飽和烴色譜分析值均低，說明無可動油，本井為注水開發(fā)嫩二段地層油頁巖進水造成的，為此本井提出了固井質(zhì)量措施，截止2014年12月未套損。本井為查找套損原因、套損機理分析及防治成片套損提供了可靠依據(jù)。

實例2：杏5-1-側(cè)斜341井（原井杏5-1-341因套損報廢）嫩二段796.8～816.2m井壁取芯44顆，其中34顆油頁巖，10顆泥巖。油頁巖巖樣質(zhì)純，性脆，頁理較發(fā)育；泥巖巖樣質(zhì)純，性脆，無頁理。熒光顯微圖像分析油頁巖樣品11顆進水，具層間收縮縫，順層成組出現(xiàn)，縫內(nèi)含水發(fā)光，二期縫切割一期縫，局部形成網(wǎng)狀并溶蝕擴大，縫寬0.01～0.03mm，縫內(nèi)有溶蝕水進入，灰綠色，縫壁附著溶解烴。油頁巖巖石熱解分析S1值0.76～2.28mg/g，S2值 32.15～112.31mg/g，Pg值34.54～113.77mg/g。泥巖巖石熱解分析S1值0.12～0.56mg/g，S2值 1.20～4.23mg/g，Pg值為 1.34～4.86mg/g，S1值低，S2值略高，分析認為泥巖中含有有機質(zhì)。飽和烴色譜分析油頁巖、泥巖響應值均低于0.2mV。巖石熱解及飽和烴色譜分析均為正常油頁巖、泥巖特征，說明無可動油。11顆進水樣品集中在802～810m之間，發(fā)育Ⅱ期縫樣品9顆，占進水樣品81.8%，判斷該井段為套損位置，因巖石熱解分析S1值及飽和烴色譜分析值均低，未見異常，判斷套損為嫩二段油頁巖地層存在裂縫通過注入水人為因素造成的套損。后經(jīng)修井確認該井段為錯斷位置。本為通過錄井資料分析為修井提供了準確位置。

5　結(jié)束語

本文對大慶喇薩杏油田油水井套損機理進行了分析，研究了套損與巖性特性及巖樣進水關(guān)系。通過實物觀察及地化色譜分析，可以準確判斷巖性，通過熒光顯微圖像資料分析，判斷樣品的進水程度，分析判斷巖性與套損井段地層是否相符，并且通過飽和烴色譜分析確定裂縫中是否進入可動油，分析水浸的原因，為開發(fā)新鉆井套損防治、提高固井質(zhì)量及下步修井工作提供地質(zhì)依據(jù)。

［1］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，2006：1-149.

［2］劉麗萍，殷建平.油頁巖進水識別方法研究［J］.錄井工程，2005（2）：17-20.

［3］郭瞬鈴，孫玉善，尚李平，等.熒光顯微鏡技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994.

［4］曾允孚，夏文杰.沉積巖石學［M］.北京：地質(zhì)出版社，1986.

［5］郎東升，金成志，郭冀義，等.儲集層流體的熱解及氣相色譜評價技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［6］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用研究［J］.錄井工程，2005，16（1）：17-20.

TE2

A

1004-5716（2016）07-0030-03

2015-07-22

2015-08-12

馬德華（1972-），女（漢族），黑龍江巴彥人，高級工程師，現(xiàn)從事解釋評價工作。