趙忠晶 張曉玉 許彭靜 張振祖

(①中國石油大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司；②中國石油青海油田公司監(jiān)督監(jiān)理公司；③中國石油玉門油田公司環(huán)慶分公司)

0 引 言

大慶油田油氣水層的評價主要依托測井、錄井兩個不同的技術(shù)專業(yè)，采用“背對背”式，相互獨立的解釋，測井、錄井各自都建立了較有效的解釋評價方法。錄井技術(shù)在獲取儲層含油氣性第一手信息及定性判別復(fù)雜油氣水層方面具有明顯的優(yōu)勢。錄井水淹層解釋主要基于巖心或井壁取心進(jìn)行的地球化學(xué)分析，但在解釋過程中，受取樣密度、樣品位置、代表性、非實驗室狀態(tài)及分析及時性等因素影響，導(dǎo)致解釋結(jié)果具有一定的局限性，同時解釋評價方法也有待進(jìn)一步完善。測井解釋模型較為全面，在求取儲層物性參數(shù)方面較成熟，解釋方法系統(tǒng)性也較高，各個參數(shù)曲線的連續(xù)性是井壁取心無法比擬的，不足的是測井曲線受自身分辨率影響，對解釋地層厚度有一定的限制，對井身結(jié)構(gòu)也有較高的要求。因此，在解釋工作中錄井與測井資料相結(jié)合，對提高水淹層精細(xì)評價水平，具有重要現(xiàn)實意義。

目前，大慶油田在諸如薩爾圖油田等三級構(gòu)造上已經(jīng)建立了完善的錄井解釋評價方法，但這些方法對于精細(xì)開發(fā)的小區(qū)塊并不完全適用，還需進(jìn)行解釋評價方法的全面優(yōu)化。近兩年來，大慶油田薄差層以及非均質(zhì)層水淹程度評價一直是地質(zhì)勘探攻關(guān)研究的核心。大慶油田X 5-X 7區(qū)塊是水淹層精細(xì)評價工作的重點區(qū)域，該區(qū)塊以薄差層油層開發(fā)為主，砂體整體發(fā)育較差，儲層均質(zhì)性也較差，在錄井解釋中發(fā)現(xiàn)，此類油層的含油豐度、含油性評價參數(shù)、含有物特征、有效孔隙度圖板等方法符合率偏低，僅為77.5%。為此，近兩年在66口井中重新尋找非均質(zhì)層、薄差層及巖電矛盾層，充分發(fā)揮錄井解釋評價技術(shù)優(yōu)勢，并利用測井的優(yōu)勢參數(shù)，結(jié)合區(qū)塊投產(chǎn)資料進(jìn)行分析、歸納、研判，進(jìn)一步細(xì)化該區(qū)的水淹層解釋方法和標(biāo)準(zhǔn)，并應(yīng)用于新井解釋中，從目前已投產(chǎn)的情況看，符合率提高到85.0%以上，收效顯著。

1 錄井水淹層解釋評價方法優(yōu)化

1.1 細(xì)化井壁取心實物觀察

井壁取心實物觀察一直是錄井判斷油水層比較直接有效的方法。在井壁取心出筒時，對巖性、物性、含油性、含水性直接進(jìn)行觀察，并在滴酸、滴水、氯仿滴照等驗證12 h后，進(jìn)行二次觀察。對于均質(zhì)性較好的壁心，詳細(xì)記錄其含油分布狀態(tài)、孔隙特征、含水特征；對于均質(zhì)性差的，除觀察含油分布外，更應(yīng)注意其粒度特征及含有物分布。此時結(jié)合測井的自然伽馬曲線、微電極曲線，對實物的粒度大小、含泥含鈣情況進(jìn)行綜合考慮，會得出更加全面的認(rèn)識。通常，總體趨勢是隨著水淹程度增加，含油飽滿程度會降低，顏色變淺，油脂感由強(qiáng)變?nèi)?，油氣味由濃變淡，斷面的水漬感由弱變強(qiáng)。二次觀察顏色、氣味變化較大。由于注水的反復(fù)沖刷，巖樣的孔隙條件也逐漸變好，均質(zhì)性增加。

1.2 優(yōu)化巖石熱解分析圖板

巖石熱解分析是通過在特殊的熱解爐中對儲層巖樣進(jìn)行程序升溫，使烴類在不同溫度下?lián)]發(fā)和裂解，從而得到氣態(tài)烴、液態(tài)烴、裂解烴的含量，進(jìn)一步求得總烴含量，即反映含油豐度的ST值和反映原油輕重組分比的Ps[1]。一般情況下，ST值越大，表明含油豐度越高，含油飽和度越大；Ps值越大，表明油質(zhì)越輕，原油物性越好。反之，含油性越差，油質(zhì)越重，流動性越差。在此基礎(chǔ)上，研究得到表征含油性的另一重要參數(shù)——剩余油含油飽和度(Som)[2]。

式中：Som為剩余油含油飽和度，%；ST為熱解總烴含量，mg/g；ρ巖為巖石體積密度，g/cm3；ρ油為原油密度，g/cm3；φe為有效孔隙度，%。

儲層注水后，熱解參數(shù)變化趨勢為：隨著含水率的上升原油性質(zhì)變差[3-4]，反映在熱解分析值上ST和Ps降低，即含油飽和度降低，因而產(chǎn)油能力也降低。

在復(fù)查過程中發(fā)現(xiàn)，水淹程度較高的儲層中存在各項熱解參數(shù)不降或降幅比較小的情況，這些數(shù)據(jù)點在圖板中則落在中水洗區(qū)，造成解釋結(jié)果偏差較大。因此，充分考慮總烴含量值偏高并導(dǎo)致剩余油含油飽和度也為高值情況，優(yōu)選多個熱解參數(shù)點補(bǔ)充到原有圖板數(shù)據(jù)庫中，結(jié)合測井的電阻變化率和投產(chǎn)數(shù)據(jù)，對已有的標(biāo)準(zhǔn)和圖板進(jìn)行了優(yōu)化，重新劃分了水洗區(qū)域，將原中-低水洗區(qū)調(diào)整為中水洗區(qū)，原中-強(qiáng)水洗區(qū)調(diào)整為強(qiáng)水洗區(qū)。

在剩余油含油飽和度公式中，其中的φe和ρ巖雖然通過錄井熱解法可以得到，但有一定的誤差，不及采用測井物性參數(shù)處理軟件成熟。為此，優(yōu)先選用測井有效孔隙度參數(shù)，在原有圖板的基礎(chǔ)上，建立了新的有效層(計算在儲量內(nèi)的油層)和表外層(未計算在儲量內(nèi)的油層)φe與Som解釋圖板，如圖1、圖2所示。

圖1 有效層φe與Som解釋圖板

圖2 表外層φe與Som解釋圖板

1.3 完善飽和烴氣相色譜標(biāo)準(zhǔn)

飽和烴氣相色譜分析技術(shù)原理是：巖石樣品中的烴類在載氣的攜帶下進(jìn)入色譜柱，經(jīng)過一定的柱長后，彼此分離，產(chǎn)生的離子流信號經(jīng)檢測、放大、處理后，得到各組分的色譜峰和相對含量[2]。常規(guī)參數(shù)有飽和烴色譜組分響應(yīng)值、飽和烴色譜峰面積、飽和烴碳數(shù)范圍。

飽和烴氣相色譜參數(shù)的總體變化趨勢為隨著含水率上升，飽和烴色譜組分響應(yīng)值逐漸降低，飽和烴面積減小，峰形有所損失，從正態(tài)分布峰形向扁平形變化。隨著含水率的進(jìn)一步上升，甚至?xí)霈F(xiàn)碳數(shù)范圍變窄以及由菌解和氧化作用導(dǎo)致的未分辨化合物含量增加的現(xiàn)象。

復(fù)查中發(fā)現(xiàn)，以往的解釋評價對于非均質(zhì)層中膠結(jié)物含量對參數(shù)的影響重視不夠。膠結(jié)物的含量一定程度上決定了儲層的物性，而且隨著膠結(jié)物含量的增加，儲層有效孔隙變小，組分響應(yīng)值減小，飽和烴面積相應(yīng)降低。不同巖性、不同孔隙條件下在使用同一解釋標(biāo)準(zhǔn)后，原本為高含泥導(dǎo)致的低峰值卻被誤判為水洗強(qiáng)度大，致使解釋結(jié)果出現(xiàn)偏差。因此，在采用飽和烴氣相色譜參數(shù)判別水洗程度時，需優(yōu)先考慮儲層的巖性和物性對組分響應(yīng)值的影響，然后疊加考慮水驅(qū)的影響，此時組分響應(yīng)值會進(jìn)一步降低，從而使得解釋評價結(jié)果更為準(zhǔn)確。通過復(fù)查分析老井的飽和烴色譜資料，完善了飽和烴氣相色譜解釋標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

表1 飽和烴氣相色譜解釋標(biāo)準(zhǔn)

需要指出的是，即使含油面積較大的儲層,例如呈油浸產(chǎn)狀的儲層，如果含泥，其飽和烴氣相色譜峰值也將有一定幅度的下降，而這并非由水淹程度高導(dǎo)致；相反，如果含油面積小，例如呈油斑產(chǎn)狀的儲層，其飽和烴氣相色譜峰值較低，既可能是強(qiáng)水洗所致，也可能是由泥質(zhì)成分含量高導(dǎo)致。此時測井的自然伽馬、自然電位、電阻率曲線是有力的解釋評價輔助參數(shù)。

1.4 沿用熒光顯微圖像技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

熒光顯微圖像分析技術(shù)是用紫外光或藍(lán)光等光源，通過激發(fā)巖石中石油瀝青物質(zhì)所產(chǎn)生的可見熒光圖像，可直觀顯示石油瀝青物質(zhì)在巖石中分布狀況，由此判斷儲層油水分布特征，為油層評價提供微觀可視化信息[3]。在此次數(shù)據(jù)復(fù)查過程中，無論從熒光特征、熒光顏色、孔隙特征，還是從油水賦存狀態(tài)均未發(fā)現(xiàn)明顯的熒光顯微圖像特征變化，因此可以繼續(xù)沿用已有的判斷標(biāo)準(zhǔn)(表2)?？偟臒晒怙@微圖像特征變化趨勢為：隨著水洗程度加重，熒光顏色由黃色向綠色轉(zhuǎn)變，由于濃度消光作用，發(fā)光強(qiáng)度由弱到強(qiáng)再到弱；含油面積減少，含水面積增加，孔隙間黏土礦物減少，孔隙輪廓逐漸清晰，剩余油則向孔表邊緣移動[3]。

表2 不同水洗程度巖石熒光顯微圖像特征

2 測井解釋評價系列優(yōu)選

在水淹層解釋評價中，測井優(yōu)選了涵蓋四性關(guān)系的成熟系列，主要有三種測井方法：電法測井、聲法測井及放射性測井。電法測井包括高分辨率三側(cè)向、微球聚焦、2.5 m梯度、微電極等徑向電阻率變化系列以及自然電位測井系列；聲法測井主要是聲波時差及高分辨率聲波或補(bǔ)償聲波測井系列；放射性測井中優(yōu)選自然伽馬和巖石體積密度測井系列。

2.1 電法測井曲線判斷水淹層特征

(1)高分辨率深淺三側(cè)向測井是測巖層徑向電阻率的一種常用的方法，微球形聚焦測的是地層沖洗帶的電阻率，兩者組合用來區(qū)分滲透層，能夠劃分0.2 m以上的地層，特別是對泥質(zhì)夾層及鈣質(zhì)夾層有明顯的顯示[5]。而0.25 m梯度、0.45 m梯度、微電極、2.5 m梯度不僅能夠得到巖層電阻率，更是劃層的主要依據(jù)，根據(jù)其極值來劃分儲層界限。徑向電阻率系列水淹特征總體趨勢為：隨著水淹程度的增加，巖層電阻率降低，梯度電阻率曲線極大值上抬，微電極曲線幅度值降低，微電位和微梯度的幅度差增大[5]。

(2)自然電位測井基于自然電位曲線異常幅度的大小可以反映滲透性的好壞，負(fù)異常越大表明巖層滲透性越好。自然電位曲線的基線在水淹層段上下會發(fā)生偏移，出現(xiàn)臺階，這是由于注入水的礦化度與油田水不同造成的[6]。根據(jù)基線偏移的大小，測算水淹程度。據(jù)統(tǒng)計，基線偏移量>8 mV為高水淹層，偏移量介于5～8 mV之間為中水淹層，基線偏移量<5 mV，為低水淹層。

2.2 聲法測井曲線判斷水淹層特征

在砂泥巖剖面中，砂巖一般是聲波速度較快的，聲波時差曲線顯示低值。砂巖內(nèi)膠結(jié)物的性質(zhì)和含量也影響聲波時差的大小，通常是鈣質(zhì)比泥質(zhì)膠結(jié)的聲波時差值低，并且隨著鈣質(zhì)增多聲波時差下降，隨著泥質(zhì)增多聲波時差升高。泥巖的聲波速度小，聲波時差曲線顯示高值[6-7]。

高分辨率聲波時差曲線水淹特征為：隨著巖層的孔隙度及滲透率增大以及水淹程度的增大，聲波時差變大，表現(xiàn)在曲線上顯示高值，其值的大小與巖層厚度亦有一定關(guān)系。

2.3 放射性測井曲線判斷水淹層特征

放射性測井主要反映儲層孔隙度、滲透率。

(1)自然伽馬測井主要測定儲層中的泥質(zhì)含量，間接判斷儲層的均質(zhì)性及孔隙特征，不受孔隙中流體性質(zhì)的影響。一般規(guī)律為：在砂泥巖剖面中,自然伽馬測井曲線值砂巖最低, 泥巖最高，砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)砂巖、粉砂巖等自然伽馬值介于前二者之間，并且隨著地層泥質(zhì)含量的增加而升高[5]。值得注意的是，自然伽馬曲線為高值時，可由放射性引起，需與其他曲線綜合判斷水淹。錄井解釋過程中常用此參數(shù)，可在取樣密度小時判斷巖層均質(zhì)性。

(2)密度測井是一種孔隙度測井，測量由伽馬源發(fā)出并經(jīng)過巖層散射和吸收后返回探測器的射線強(qiáng)度，用來研究巖層的密度等性質(zhì)，并以純石灰?guī)r為標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行刻度，求得巖層的孔隙度[5]，進(jìn)而判斷巖層物性。因為泥質(zhì)砂巖中泥質(zhì)和砂巖骨架的密度近于相等，所以密度測井求得的泥質(zhì)砂巖的孔隙度是有效孔隙度。

水淹層密度測井曲線特征為：通常密度曲線越低的巖層，物性條件越好，進(jìn)水相對容易，水淹程度也就越高；密度曲線越高，反映巖層相對致密，滲流能力越差，水淹程度也就越低。當(dāng)然，如果巖層厚度較小，曲線響應(yīng)相對滯后，也可能出現(xiàn)密度值較大，但水淹程度較高的情況。

3 應(yīng)用實例分析

大慶油田X 5-X 7區(qū)塊葡萄花油層具有含油井段長、油層數(shù)目多、單層厚度薄等特點，區(qū)域有效孔隙度在22.1%～30.3%之間，滲透率在41.8～935.0 mD之間。測井資料的應(yīng)用、錄井解釋方法的優(yōu)化在該區(qū)的水淹解釋中發(fā)揮了重要作用，在該區(qū)新井X 7-11-P934等30余口井中進(jìn)行了應(yīng)用。目前，解釋并投產(chǎn)的5口井共51層，厚度33.8 m，判準(zhǔn)45層，準(zhǔn)確率88.2%，解釋符合率較以往提高了10.7%。下面為兩口井實例，其中X 7-11-P934井為有效層實例，X 5-D4-P916井為表外層實例。

3.1 X 7-11-P934井

圖3為X 7-11-P934井測、錄井綜合圖，在其中部988.6～990.0 m井段，井壁取心見7顆油浸砂巖，實物觀察油氣味較濃，局部含泥(5%～10%)，具含水特征；熱解分析ST為22.63～53.10 mg/g，剩余含油飽和度43.6%～63.6%；飽和烴氣相色譜顯示為中水洗、強(qiáng)水洗(圖4)，熒光顯微圖像為中水洗(圖5)。應(yīng)用優(yōu)化的φe與Som圖板，7顆樣品數(shù)據(jù)投點均落在中-強(qiáng)水洗區(qū)(圖1)，錄井資料顯示為中高水淹層。從測井資料看，自然伽馬顯示該層含泥，孔隙度值、密度值、高分辨率聲波等均不及鄰層高，同時電阻率值較低，在10 Ω·m左右，自然電位差值>10 mV，測井資料顯示為高水淹層。

圖3 X 7-11-P934井測、錄井綜合圖

圖4 X 7-11-P934井989.4 m飽和烴氣相色譜譜圖 圖5 X 7-11-P934井989.4 m熒光顯微圖像

綜合分析：該井段內(nèi)含油不均勻，含油性中等偏上，物性較鄰層差，而且與鄰層有一定的隔層阻擋，也會導(dǎo)致水淹程度降低，綜合來看，該層有一定的剩余油存在，富集于989.0～990.0 m處，因此解釋為中-中高水淹層。投產(chǎn)后，產(chǎn)油2.90 t/d，產(chǎn)水80.30 m3/d，綜合含水96.5%，與解釋結(jié)果吻合。

3.2 X 5-D4-P916井

圖6為X 5-D4-P916井測、錄井綜合圖，在988.2～988.5 m、991.8～992.0 m井段，井壁取心共見5顆油浸砂巖，實物觀察含油較均勻，砂巖粒度細(xì)，含泥，水漬感不明顯；熱解分析ST為27.04～48.85 mg/g，剩余油含油飽和度49.3%～65.6%；飽和烴氣相色譜顯示為弱-中水洗(圖7)。熒光顯微圖像為弱水洗(圖8)。在φe與Som圖板上，5顆樣品數(shù)據(jù)投點均落在未-弱水洗區(qū)(圖2)，錄井資料顯示水淹程度較輕。從測井資料上看，自然伽馬顯示該層含泥，巖石密度較大，電阻率在30 Ω·m左右，自然電位負(fù)異常幅度較小，測井資料顯示為中水淹層。

圖6 X 5-D4-P916井測、錄井綜合圖

圖7 X 5-D4-P916井988.2 m飽和烴氣相色譜譜圖

圖8 X 5-D4-P916井988.2 m熒光顯微圖像

綜合分析：該井段內(nèi)含油較均勻，含油性較好，物性略差，均處于厚層的上部，正旋回明顯，因此綜合解釋該井段為中低水淹層。投產(chǎn)后，產(chǎn)油4.35 t/d，產(chǎn)水4.45 m3/d，綜合含水50.6%，與解釋結(jié)果吻合。

4 結(jié) 論

通過對大慶油田X 5-X 7區(qū)塊葡萄花油層老井的復(fù)查分析，并充分發(fā)揮測井、錄井的技術(shù)優(yōu)勢，完善、細(xì)化了該區(qū)非均質(zhì)層、薄差層的解釋評價方法和標(biāo)準(zhǔn)，并在應(yīng)用中取得了良好的效果，提高了解釋符合率，對同類油水層的解釋評價有一定的指導(dǎo)意義。目前，新解釋方法和標(biāo)準(zhǔn)在該區(qū)塊新井中已經(jīng)全面應(yīng)用。