冀东油田油层水淹程度录井评价方法研究

2016-09-15孙秋霞

西部探矿工程 2016年2期

关键词：冀东水淹图版

孙秋霞

（中石油大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

冀东油田油层水淹程度录井评价方法研究

孙秋霞*

（中石油大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

冀东油田断裂系统及油水关系复杂、储层非均质性强，经过几十年的注水开发，油田面临一系列问题，油藏合注合采、层间矛盾突出，注采井网不完善，水驱储量控制程度低，各类储层动用状况存在很大差异，存在多套油水组合，使水淹层解释更加困难。根据冀东油田水驱油试验与井壁取芯对比分析资料，建立了该地区水淹层解释评价方法，在冀东油田应用7口井91层，在油田开发实际应用见到了明显效果和获得了较好效益。

井壁取芯；地化分析；荧光显微图像；冀东油田；水淹层；评价方法

冀东油田注水开发以后，开发调整进行剩余油研究的主要方法之一是新井水淹层解释，但水淹层解释精度较低。为进一步搞清油层特征、油水分布规律及流体性质，实现对油层水淹程度的精细评价，根据不同水淹状况下岩石热解、气相色谱及荧光显微图像分析资料的变化特征，应用水驱油实验与井壁取芯对比分析建立一套适合冀东油田的水淹解释评价方法，在该地区应用效果较好。

1　冀东油田水淹层综合评价方法的建立

根据水驱油实验与井壁取芯对比分析实验资料，总结了随含水率的上升，各项录井水淹层分析资料的变化规律。

1.1岩石热解分析评价方法

岩石热解分析Pg值进行恢复、校正及修正之后，根据地化含油饱和度经典公式计算可得到含油饱和度。未注水开采时的储层含油饱和度称为原始含油饱和度（So），水淹以后的储层含油饱和度称为目前剩余油饱和度（Som）。

图1　冀东油田油层含油饱和度与有效孔隙度图版

注水开发以后，储层含油饱和度必然发生变化，孔隙度是评价油层水淹程度的一个重要参数，含油饱和度随含水率的增加而降低，因此，含油饱和度与孔隙度密切相关，与油层水淹程度有线性关系，虽然二者间不是一一对应关系，但含油饱和度随孔隙度增大而增大的规律是客观存在的，并且呈明显的带状分布特征［1］。根据水驱油实验资料建立了冀东油田储层孔隙度（φe）与剩余油饱和度（Som）评价图版（图1）。

1.2饱和烃气相色谱分析技术

分析结果发现，储层饱和烃气相色谱谱图特征随含水上升的变化是非常直观的，随含水上升，饱和烃色谱峰值逐渐降低，峰形从正态峰形向扁平形变化。以色谱峰响应值降低幅度和峰形变化程度，确定样品水淹程度。同时，进行饱和烃气相色谱图形特征量化表征方法研究，自行研制饱和烃数据处理软件，对饱和烃色谱形态进行整体拟合，求取了图形特征参数二次函数（a1），选择二次函数（a1）与饱和烃总面积［As（Pa·s）］以新井投产结果为依据，分储层性质建立了饱和烃特征参数评价图版（图2）。

图2　冀东油田油层饱和烃色谱评价图版

1.3荧光显微图像分析技术

水淹前、后荧光显微图像特征具有明显差异，可以直观反映储层微观剩余油产状，识别油层孔隙进水［2］。随水淹加重，油质沥青和胶质沥青含量减少，水的浓度增加，荧光颜色由黄—绿色转变；由于浓度消光作用，发光强度由弱—强—弱，油的浸染作用减弱，孔隙轮廓清晰，剩余油由连片—孤岛、薄膜状转变。

在原始储层为纯油层的前提下，只要连通孔隙中见到自由水，则表明储层发生水淹，自由水的含量反映油层水淹程度。主要依靠荧光图像中的荧光颜色、发光强度、发光面积、剩余油产状等特征直观定性判断水淹程度［3］。录井自行研制的荧光显微图像量化参数处理软件，主要参数集中在面积、色差、亮度和波长4个方面，顔色与波长具有相对应的关系。根据水驱油实验荧光显微图像分析资料，建立了油质发光面积与油胶色差评价图版（图3）。

2　技术应用效果

近年来，应用水淹层综合评价技术已经在冀东油田GSP、NB、LZ区块新钻调整井中应用服务了7口井91层，首先应用岩石热解分析资料判别原油性质，结合饱和烃色谱及荧光显微图像资料判别原始油水层，进行水淹程度解释评价，挖掘主力油层潜力，实现稳油控水目标发挥了重要作用，见到了明显的效果。

图3　冀东油田荧光显微图像油质发光面积与油胶色差评价图版

2.1未水淹层的判别

G5-70井为GSP油田G5断块的一口新钻调整井，Es32+3亚段44、56Ⅱ号层井壁取芯共10颗，岩性为灰褐色油浸砂岩、褐灰色油斑砂岩，岩石热解分析Pg平均值分别为8.16mg/g、8.03mg/g，PS值大于5.0，为轻质油层；经校正后求得剩余油饱和度分别为60.2%、61.0%，有效孔隙度φe分别为25.2%、18.1%，φe-Som评价图版解释为未水淹。饱和烃气相色谱分析44、56Ⅱ号层响应值较高1.4mV以上，正构烷烃呈正态分布，均为油层特征，饱和烃参数评价图版解释均为未水淹。荧光显微图像分析油呈粒间吸附状并连通成片，黄绿、绿色荧光，图像呈油层特征，参数评价图版解释均为未水淹。综合解释2层均为油层。2012年12月43Ⅱ、44、56Ⅱ、58Ⅱ号层合投，日产液14.0m3，日产油13.51t，日产气500m3，综合含水3.5%（图4～图6）。

2.2高水淹层的判别

G3102-18井为GSP油田G3102断块的一口新钻调整井，Es32+3亚段88号层井壁取芯3颗，岩性均为灰褐色油浸细砂岩，岩石热解分析Pg平均值为2.89mg/g，经校正后求得剩余油饱和度为27.5%，有效孔隙度φe为10.7%，φe-Som评价图版解释为中水淹；饱和烃气相色谱分析响应值较低0.6mV以下，反映为强水淹特征，饱和烃参数评价图版解释为强水淹。荧光显微图像分析，发光沥青主要以粒间吸附状、孔表薄膜状赋存，黄绿、绿色荧光，图像解释为强水淹，参数评价图版解释为中水淹。综合解释该层为高水淹。2012年12月该层试油，日产水7.3m3，水型NaHCO3，矿化度2282mg/L，结论为高水淹（图7）。

3　结束语

本文以井壁取芯热解、气相色谱、荧光显微图像分析技术为手段，建立了冀东油田水淹程度热解、气相色谱、荧光显微图像单项资料解释评价方法及不同水淹程度的判别图版，在冀东油田新钻调整井中应用了7口井91层，效果较好。该项技术以井壁取芯为基础，不受其它因素限制，施工工期短，手段直接，灵活快捷，直观可靠，投入成本低廉，效果明显，可以为油田开发取得较高的经济效益，具有广阔的推广应用前景。