高曉臣，張積勇

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

大慶油田長垣以東徐家圍子地區(qū)薄差層錄井解釋評價方法研究

高曉臣*，張積勇

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

隨著油田開發(fā)工作的不斷深入，所面對的開發(fā)對象越來越復(fù)雜，工作難度不斷加大，因此，針對不同的開發(fā)對象要有相應(yīng)的配套技術(shù)方法加以解決。大慶油田長垣以東徐家圍子地區(qū)是油田開發(fā)重點區(qū)塊，主要含油層位為葡萄花油層，其特點是儲層多為高含泥低阻或高含鈣高阻等薄差層，且該區(qū)水動力活躍、油水關(guān)系復(fù)雜。近年來，熱解色譜、氣相色譜、輕烴分析、熒光顯微圖像等錄井新技術(shù)日趨成熟，并在生產(chǎn)中得到廣泛應(yīng)用，通過對該地區(qū)油水層氣相色譜、輕烴分析、熒光顯微圖像特征分析總結(jié)，形成一套適合該地區(qū)的錄井新技術(shù)識別油水層方法。針對高含泥、高含鈣儲層流體性質(zhì)、薄層砂巖儲層流體性質(zhì)等建立起適合該區(qū)儲層特點的油水層定量解釋評價方法。

徐家圍子；葡萄花油層；薄差層；解釋評價

大慶油田長垣以東徐家圍子地區(qū)是油田開發(fā)重點區(qū)塊，主要含油層位為葡萄花油層，其特點是儲層多為高含泥低阻或高含鈣高阻等薄差層，且該區(qū)水動力活躍、油水關(guān)系復(fù)雜。主要存在重點和難點：①葡萄花油層油水分布規(guī)律；②油層、油水層、水層的輕烴分析資料、氣相色譜、熱解色譜、熒光顯微圖像特征；③油水層綜合解釋評價方法。為了實現(xiàn)對儲層的精細評價，更好地為油田開發(fā)服務(wù)，有必要綜合運用各項錄井技術(shù)，結(jié)合這一地區(qū)油水層的特點，通過技術(shù)的研發(fā)與完善達到定量識別評價油水層。

1　徐家圍子地區(qū)葡萄花油層油水分布基本特征

葡萄花油層總體上遵循重力分異原則，以上油下水為主，即多數(shù)井葡Ⅰ組上部油層組為油層、葡Ⅰ組下部油層組為水層；個別井點葡Ⅰ組上部油層組砂體不發(fā)育、葡Ⅰ組下部為油層或油水同層，如升53井，各井區(qū)之間沒有統(tǒng)一的油水界面。平面上由于斷層對油氣運移的輸導作用以及遮擋作用，加上砂體錯疊分布，造成斷塊之間油水界面的不統(tǒng)一，地塹塊多以上油下水，葡Ⅰ組上部多為油層而葡Ⅰ組下部多為水層；地壘塊以及斷層遮擋區(qū)油柱高度相對較大、油底相對較低，表現(xiàn)為葡Ⅰ組上部、葡Ⅰ組下部都有油層分布。在斷塊內(nèi)部，位于向斜區(qū)部位油水分異較差，表現(xiàn)為上水下油或油水同層，隨著構(gòu)造的抬升，油水分異作用明顯表現(xiàn)為上油、下油水同層和水層，到升平鼻狀構(gòu)造以及肇州油田變?yōu)樯嫌拖滤?/p>

全井純油物性特點：巖芯觀察砂巖膠結(jié)一般較致密，或含泥含鈣，物性較差，原油一般沿部分物性較好處外滲。

全井純水物性特點：砂巖物性較好，巖性較純，粒度較粗，含油飽和度較低，可動水含量高，電性表現(xiàn)時差較好，巖性較純，自然伽馬值較低。

2　應(yīng)用錄井單項分析資料識別油水層方法

2.1應(yīng)用輕烴分析技術(shù)識別葡萄花油層油水層方法

應(yīng)用輕烴分析技術(shù)評價油水層是將分析譜圖與比值參數(shù)結(jié)合起來進行評價的。輕烴譜峰的高低與油層的含油豐度相關(guān)，輕烴比值參數(shù)的變化反映儲層是否含水，不同區(qū)塊不同層位選擇的評價參數(shù)略有差異。

2.1.1油層的特征

輕烴濃度和油層的含油豐度相關(guān)，在同一分析和取樣條件下，同一地區(qū)油層與油水同層相比，遭受的次生演化程度較小，油層中的輕烴沒有發(fā)生水的溶解作用，芳烴含量高?；瘜W穩(wěn)定性較差、帶季碳的輕烴組分都能檢出，組分較全且相對比值較高，輕烴出峰個數(shù)多（圖1）。

2.1.2油水同層的特征

由于油水同層中油水長期共存，在水的作用下，遭受的次生演化程度高，導致易溶于水和化學性質(zhì)不穩(wěn)定的輕烴減少或消失。所以輕烴濃度比油層低；輕烴出峰個數(shù)一般在55～85個之間；化學穩(wěn)定性差的季碳輕烴組分在水的作用下減少的趨勢非常明顯（圖1）。

圖1　輕烴分析譜圖

2.1.3水層的特征

由于在水的作用下，油遭受次生演化程度強烈，導致了易溶于水和化學性質(zhì)不穩(wěn)定的輕烴減少或消失，所以輕烴濃度比油水同層低；輕烴出峰個數(shù)少；芳烴、帶季碳官能團的異構(gòu)烷烴及較易溶解于水的多支鏈異構(gòu)烷烴與穩(wěn)定的環(huán)烷烴的相對比值低于油水同層。真正的水層是很難檢測到輕烴組分的（圖1）。

2.2應(yīng)用氣相色譜分析技術(shù)識別葡萄花油層油水層方法

2.2.1應(yīng)用氣相色譜分析譜圖識別油水層的基本方法氣相色譜分析由于能把混合物分離成單個組分的能力而得到廣泛的應(yīng)用。利用氣相色譜分析能夠?qū)⑹头蛛x成其組成的單個組份，并能檢測各組份相對百分含量，所以我們應(yīng)用該項技術(shù)從微觀角度分析各類產(chǎn)液性質(zhì)儲層烴類分布特征，總結(jié)出儲層產(chǎn)液性質(zhì)氣相色譜識別方法。

研究表明，不同產(chǎn)液性質(zhì)的儲層其氣相色譜的譜圖形態(tài)具明顯的分類特征。

（1）油層特征：主峰碳明顯，碳數(shù)范圍C12-C30，正構(gòu)烷烴分布呈規(guī)則尖梳狀，正構(gòu)烷烴峰值較高,譜圖基線下未分辨化合物含量低，∑C21-/∑C22+值較高(圖2)。

圖2　氣相色譜分析譜圖

（2）油水層特征：水中含氧氣和各類細菌，在漫長的地質(zhì)歷史時期，由于溫度、壓力作用，水中細菌與烴類發(fā)生菌解和氧化作用，使異構(gòu)烴類及雜原子化合物增加，正構(gòu)烷烴減少，有的導致基線下未分辨化合物含量增高，正構(gòu)烷烴峰值降低。在水的作用下使部分烴組分含量減少或丟失，導致主峰碳前移或后移，碳數(shù)范圍變窄，正構(gòu)烷烴分布呈非正態(tài)。

主峰碳明顯，碳量范圍C13-C29，正構(gòu)烷烴分布呈較規(guī)則尖峰狀結(jié)構(gòu)，基線下未分辨化合物高，基線呈穹窿狀(見圖2)。

（3）水層特征：主峰碳不明顯，碳數(shù)范圍C14-C27，∑C21-/∑C22+值較低（圖2）。

2.2.2徐家圍子地區(qū)油層、油水同層、水層氣相色譜分析譜圖特征

應(yīng)用氣相色譜資料的多項分析參數(shù)（如峰形、碳數(shù)范圍、主峰碳數(shù)、基線形態(tài)、Pr/nC17、Ph/nC18、∑C21-/∑C22+等），通過對徐家圍子地區(qū)2010年以來所有錄井有試油資料的井的氣相色譜譜圖進行收集、整理、分析、研究、總結(jié)規(guī)律，建立了徐家圍子地區(qū)氣相色譜分析油水層解釋標準（表1）。

2.3應(yīng)用熒光顯微圖像特征識別油水層基本方法

應(yīng)用熒光顯微圖像技術(shù)，通過對該地區(qū)2010年以來所有錄井試油井顯微圖像的發(fā)光顏色、發(fā)光強度、含油飽滿程度、油水分布狀態(tài)及含油率、含水率、面孔率等鏡下熒光特征的統(tǒng)計、分析、研究，建立了徐家圍子地區(qū)識別油層、油水同層的熒光顯微圖像特征、規(guī)律，可作為該地區(qū)油水層判別的重要依據(jù)和標準。

徐家圍子地區(qū)油層熒光顯微圖像特征：發(fā)光顏色、發(fā)光強度比較均勻，具色暈，不同的油質(zhì)發(fā)光顏色不同，大部分孔隙被油充填，并通過喉道與粒緣線連通成片，部分油層局部可見輕質(zhì)組分集聚亮點，且發(fā)光瀝青與礦物顆粒邊緣清晰，水相對較少。對于中質(zhì)油，由于熒光的自蝕現(xiàn)象，原油的重質(zhì)族份掩蓋了芳烴族組分的熒光，致使油層發(fā)光顏色比較濃重，呈黃、棕黃色，發(fā)光強度中等。

表1　徐家圍子區(qū)塊葡萄花油層氣相色譜分析儀色譜資料特征

徐家圍子地區(qū)油水同層熒光顯微圖像特征：發(fā)光較普遍、較均勻，熒光顏色以黃綠色為主，和油層相比，熒光顏色變暗，鏡下可見到孤立的含水孔隙和連通的含水區(qū)片共存，油水共存，含水飽和度較純油層高，孔滲條件均較好。

2.4巖石熱解分析技術(shù)

使用POCK-EVAL6型熱解儀分析獲得的參數(shù)為S0、S1、S2、RC。RC為單位質(zhì)量巖石熱解后殘余有機碳含量占巖石質(zhì)量的百分數(shù)，單位為%。

經(jīng)統(tǒng)計分析、研究徐家圍子區(qū)塊所有錄井試油巖石熱解分析資料，建立了該區(qū)原油性質(zhì)識別標準(表2)。

表2　應(yīng)用PS指數(shù)及含油豐度Pg識別評價儲層的標準

3　油水層綜合解釋方法

我們應(yīng)用表示含油豐度、油質(zhì)的錄井參數(shù)ST、S1/S2分別與表示物性的測井參數(shù)微梯度幅度的關(guān)系用于油水層綜合解釋結(jié)論如下：微梯度幅度與ST關(guān)系：油層：ST＞9且微梯度幅度＞1.7；油水同層：ST＞11且微梯度幅度＞1.0；水層：ST＜11且微梯度幅度＜1.7。微梯度幅度與S1/S2關(guān)系：油層：S1/S2＜1.8或者S1/S2＞1.8，微梯度幅度＞1.7；油水同層：S1/S2＞1.8，微梯度幅度＜1.7。

另外我們針對本地區(qū)高含泥、高含鈣的儲層特點，在確定了定量解釋評價參數(shù)的基礎(chǔ)上，依據(jù)泥質(zhì)、鈣質(zhì)含量分別建立油水層解釋評價圖版。

3.1建立高含泥儲層油水層解釋圖版

對于高含泥儲層來說,含泥的程度是影響儲層產(chǎn)液量和流體性質(zhì)的主要因素之一。經(jīng)研究將泥質(zhì)含量≥13%的儲層作為高含泥儲層，選取Vsh、ST、Фe、S1/S2、RT等評價參數(shù)，分壓前、壓后2種情況，得出各參數(shù)交會關(guān)系確定油水層。

我們選了近幾年徐家圍子地區(qū)試油的井20口，試油高含泥層25個層做葡萄花油層RT-ST關(guān)系，精度為88.0%。結(jié)論如下：油層：RT＞10,ST＞10；油水同層：RT＜8,ST＜12；干層：RT＞8,ST＜15。

我們選了近幾年徐家圍子地區(qū)試油的井20口，試油高含泥層25個層做葡萄花油層PORE-S1/S2解釋圖版，精度為90.0%。結(jié)論如下：油層：PORE＞14,S1/S2＞1.4；油水同層：PORE＞14,S1/S2＜1.4；干層：PORE＜17,S1/S2＜1.4。

3.2建立高含鈣儲層油水層解釋圖版

對于高含鈣儲層來說,含鈣的程度影響儲層產(chǎn)液量。經(jīng)研究以鈣質(zhì)含量不小于15%（肉眼觀察）作為高含鈣儲層，選取ST、Фe、S1/S2、RT等評價參數(shù)，得出各參數(shù)交會關(guān)系來確定油水層。

我們選了近幾年徐家圍子地區(qū)試油井17口，21個致密層做葡萄花油層RT-ST解釋圖版、PORE-S1/S2解釋圖版，精度為90.5%，結(jié)論如下：RT-ST關(guān)系：油層：RT＞11,ST＞15；干層RT＜11,ST＜15；PORE-S1/S2關(guān)系：油層：PORE＞10,S1/S2＞1.25；干層：PORE＜10。

3.3錄井綜合解釋標準

通過對徐家圍子區(qū)塊錄井及試油資料統(tǒng)計，總結(jié)歸納出各油層錄井解釋標準（表3）。

表3　徐家圍子區(qū)塊葡萄花油層錄井解釋標準表

4　結(jié)論

（1）本標準的建立為完井方法及制定合理的試油方案提供了可靠依據(jù)，下套管之前可測知疑難儲層的流體性質(zhì)，從而決定是否下套管，節(jié)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。同時對試采方案亦提出了合理的建議，可以避免對無意義層的開采，節(jié)約了投資。

（2）本標準的建立緊密結(jié)合油田開發(fā)生產(chǎn)實際、在實際生產(chǎn)中得到了驗證，見到了較好的效果，因此在今后的推廣應(yīng)用中必將創(chuàng)造出較大的經(jīng)濟效益。

[1]耿長喜，夏崢寒，劉麗萍.錄井解釋評價技術(shù)面臨的困難與挑戰(zhàn)[J].錄井工程，2006，17（1）：8-13.

[2]郎東升，張文生，岳興舉，等.油田開發(fā)水淹層錄井評價技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006：1-151.

[3] 郎東升，金成志，郭冀義，等.儲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，1999：1-211.

[4] 耿長喜，趙淑英，等.錄井資料處理技術(shù)方法研究[E].內(nèi)部資料，2008.

TE2

A

1004-5716(2016)11-0058-04

2015-12-16

2015-12-18

高曉臣（1968-），男（漢族），黑龍江大慶人，工程師，現(xiàn)從事油氣水解釋評價工作。