付麗榮，楊 雷，蔣麗君，劉晚霞

（中國石油大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

1 問題的提出

齊家凹陷是松遼盆地中央坳陷區(qū)上的一個負向二級構造單元，北鄰黑魚泡凹陷，南接古龍凹陷，主體為齊家向斜和喇西、薩西、杏西三個鼻狀構造，向西逐步抬升為一向東南傾斜的單斜，向東抬升過渡為大慶長垣。此方法的改進主要針對齊家凹陷北部地區(qū)（圖1），其構造上位于齊家—古龍凹陷北端及其向西的龍虎泡大安階地、泰康隆起烏裕爾凹陷的結合部位。該地區(qū)高臺子和扶余油層原油飽和烴含量高，影響了對流體性質(zhì)的判斷，結合巖石熱解評價技術，改進熒光顯微圖像解釋方法，提高油水層的解釋符合率。

2 解決途徑

2.1 參數(shù)優(yōu)選

2.1.1 巖石熱解評價技術

其主要參數(shù)即S0、S1、S2、Pg、Ps。

2.1.2 熒光顯微圖像技術

原油氣相色譜譜圖（圖2）及正構烷烴分布形態(tài)（圖3）可以反映原油組成面貌，齊家北地區(qū)原油正構烷烴組成基本完整，正態(tài)分布明顯，未分辨化合物含量少，沒有明顯的奇偶優(yōu)勢，表現(xiàn)出成熟油的特點。

圖1 齊家北地區(qū)扶楊油層構造圖

齊家北原油具有密度、粘度、含膠量低，含蠟量、凝固點略高等特征，其飽／芳的數(shù)值和總烴含量均較高，生油母質(zhì)類型較好、原油的成熟度較高。其原油組成以輕、中質(zhì)成分的飽和烴及芳烴為主；重質(zhì)成分的非烴和瀝青質(zhì)含量較低(表1)。因此，在十八項熒光顯微圖像特征參數(shù)中，優(yōu)選了與輕質(zhì)和中質(zhì)組份相關的油質(zhì)瀝青波長、油質(zhì)瀝青亮度、膠質(zhì)瀝青波長、膠質(zhì)瀝青亮度、油膠色差等五項參數(shù)。

2.2 改進熒光顯微圖像儲層流體性質(zhì)評價方法

原齊家北地區(qū)的熒光顯微圖像定性解釋方法（表2），完全依靠圖像解釋人員在熒光顯微鏡下的觀察、描述，影響因素多，解釋符合率低。

圖2 齊家北地區(qū)氣相色譜譜圖

圖3 齊家北地區(qū)原油正構烷烴分布

由于圖像特征量化后的試油井較少，熒光顯微圖像解釋方法（圖4），規(guī)律性不強，流體判斷有誤差。

通過方法的改進，運用優(yōu)選的巖石熱解及圖像特征參數(shù)，總結齊家北地區(qū)已試油的樣品資料，建立了“油膠色差（NBS）- S1/S2”（圖5）及“油質(zhì)亮度-Pg”（圖6）的油水層評價方法，在齊家北地區(qū)的探井和開發(fā)井的應用中，見到了較好的效果（表3、續(xù)表3）。

表1 齊家北地區(qū)部分原油地球化學特征表

3 應用實例

圖4 熒光顯微圖像特征參數(shù)

圖5 改進后齊家北地區(qū)圖像解釋方法

圖6 改進后齊家北地區(qū)圖像解釋方法

（1）D38 井高臺子油層56 號層，改進前依靠圖像解釋人員在鏡下描述如下：灰粽色油浸粉砂巖，顆粒支撐，點、線接觸，孔隙—接觸型膠結，孔隙較發(fā)育，儲層發(fā)光較均勻，發(fā)光瀝青中油質(zhì)瀝青占40.30%，熒光顏色為黃、綠黃色，熒光亮度為8.45，強度極強，膠質(zhì)瀝青占17.18%，褐黃色，亮度為7.35，強度強，水溶烴42.51%，亮度為7.90，強度強，黃綠、綠色熒光，發(fā)光瀝青主要以簇狀、吸附狀賦存粒間，色差主要為油質(zhì)與膠質(zhì)、油質(zhì)與水溶烴色差，分別為5.53、2.51，體現(xiàn)為弱色差，綜合分析含水性評價指數(shù)0.45，圖像解釋本樣品為油水同層，應用改進后的解釋方法，根據(jù)建立的“油膠色差（NBS）- S1/S2”及“油質(zhì)亮度-Pg”的油水層評價方法，該層位于油層區(qū)，結果56號層試油為日產(chǎn)31.67t的工業(yè)油層。

表3 齊家北地區(qū)圖像解釋方法改進應用統(tǒng)計

續(xù)表3 齊家北地區(qū)圖像解釋方法改進應用統(tǒng)計

（2）D37井扶余油層66號層，改進前依靠圖像解釋人員在鏡下描述如下：灰粽色油浸粉細砂巖，顆粒支撐，孔隙—接觸型膠結，孔隙較發(fā)育，儲層發(fā)光較均勻，發(fā)光瀝青中油質(zhì)瀝青占36.95%，熒光顏色為黃色，熒光亮度為5.60，強度中等，膠質(zhì)瀝青占18.76%，褐黃色，亮度為5.05，強度中等，水溶烴44.13%，亮度為6.85，強度中—偏強，黃綠、綠色熒光，發(fā)光瀝青主要以簇狀、吸附狀賦存粒間，色差主要為油質(zhì)與膠質(zhì)、油質(zhì)與水溶烴色差，分別為5.61、11.78，體現(xiàn)為弱—中等色差，綜合分析含水性評價指數(shù)0.60，圖像解釋本樣品為含油水層，應用改進后的解釋方法，根據(jù)建立的“油膠色差（NBS）-S1/S2”及“油質(zhì)亮度-Pg”的油水層評價方法，該層位于油水同層區(qū)，結果66號層試油為為低產(chǎn)油水層，日產(chǎn)油0.28t，水0.72m3。

4 熒光顯微圖像解釋方法改進技術關鍵

（1）優(yōu)選熱解及圖像特征參數(shù)。

（2）改進熒光圖像油水層評價方法。

5 主要技術指標

熒光顯微圖像分析技術油水層判準率由原來的89.4%提高至92.3%，提高2.9%。

6 結論

熒光顯微圖像解釋方法改進已在齊家北地區(qū)探井和開發(fā)井的19口井的應用中見到效果。對推動熒光顯微圖像技術的發(fā)展具有重要意義。不僅為該技術與巖石熱解技術的結合應用奠定了基礎，為解決儲層含水性識別的難題提供了有效的技術手段，促進了錄井綜合解釋水平的整體提高。

目前，油田勘探和開發(fā)領域儲層流體識別難度越來越大。針對不同儲層及原油特點，建立評價方法。熒光顯微圖像作為高水平的微觀、可視分析技術，其深入研究、發(fā)展必將為油田儲層精細評價提供更準確、更細致的地質(zhì)信息，在深化認識、挖掘潛力、射孔選層、提高薄差層及表外層開發(fā)效果等方面發(fā)揮重要作用。