录井水淹层评价技术在高尚堡油田开发中的应用

张金航，罗　永

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

录井水淹层评价技术在高尚堡油田开发中的应用

张金航，罗永

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

针对高尚堡油田多年的合注合采的注水开发造成的层间矛盾、注采井网不完善、水驱储量控制程度和动用程度低、含水上升快、标定采收率低等一系列问题。在高尚堡油田建立录井地化岩石热解、饱和烃气相色谱、荧光显微图像等各单项技术判别油层水洗程度的方法及水淹层录井综合解释评价标准，在生产应用中见到了较好的效果。该技术为解决油田开发中水淹解释评价的难题提供了新的方法和技术手段，并在生产中发挥了重要作用。

高尚堡油田；水淹层；录井技术；井壁取芯；地化分析

高尚堡油田经过多年的合注合采的注水开发方式，层间矛盾、注采井网不完善、水驱储量控制程度和动用程度低、含水上升快、标定采收率低等一系列问题较为突出［1-2］。为改善高尚堡油田深层开发效果，进一步搞清高尚堡油田油层地质特征、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，开展了高尚堡油田水淹层录井解释评价的研究工作，对其目前的开发状况和开发潜力进行综合分析及评价。本研究以储层“四性”关系及注水开发水淹变化特征为依据，结合录井、测井资料，建立适合于高尚堡油田水淹层录井综合评价的方法。

1　录井岩心分析化验技术及评价参数求取

1.1岩石热解分析技术及评价参数求取

岩石热解分析技术是20世纪90年代末最先在储层评价中推广应用的一项地化录井新技术［3-4］，包括热解分析及氧化分析2部分。它是通过在特殊的热解炉中对储油岩样品进行程序升温，使岩石中的烃类在不同温度下挥发和裂解，从而定量检测获得分析样品在不同温度范围内气态烃（S0）、液态烃（S1）、裂解烃（S2）的含量及色谱图（图1）。

（1）计算参数：

①含油气总量ST（周期二分析）：ST=S0+S1+S2+ 10RC/0.9

式中：RC——残余碳含量，mg/g；

10、0.9——分别为换算系数。

②产烃潜量Pg：Pg=S0+S1+S2

③原油轻重组分指数PS：PS=S1/S2

（2）剩余油饱和度的求取。根据岩石热解分析的含油气总量ST能够计算出含油饱和度，含油饱和度是反映储集层产油能力的主要参数之一，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）。

根据热解法求取含油饱和度的理论公式可以看出，影响含油饱和度的计算精度主要取决于岩石热解分析参数ST值，而ST值受多种因素的影响需要进行恢复及校正（本项目井壁取芯样品没有进行残碳分析，含油气总量ST用产烃潜量Pg值代替）。

1.2饱和烃气相色谱分析技术及评价参数求取

气相色谱分析技术是一种常用的地球化学分析技术，由于该项技术具有把混合物分离成单个组分的能力而在录井中得到广泛应用，目前已成为主要的录井评价技术之一。应用该分析方法可得到C8～C37左右的正构烷烃、姥鲛烷及植烷色谱峰及各组分的相对百分含量，姥鲛烷（Pr）、植烷（Ph）分别与正碳十七烷、正碳十八烷毗邻其后，以类异戊二烯烃中姥鲛烷（Pr）、植烷（Ph）为标志峰，定性判别各组分名称。

根据饱和烃气相色谱响应值及峰型的异常变化进行定性判别，根据总峰面积值及反映原油组分变化的指数进行定量评价。饱和烃气相色谱主要分析参数为：

①饱和烃色谱响应值（峰高）：饱和烃色谱峰对电压或电流的响应值，mV或pA。

②饱和烃色谱峰面积：饱和烃色谱峰的电压或电流对时间的变化曲线，即电压或电流对时间的积分面积，mV·s或pA·s。

③饱和烃主峰碳：最大的饱和烃色谱峰面积或峰高所对应的正构烷烃碳数。

1.3荧光显微图像分析技术及评价参数求取

荧光显微图像分析技术用紫外光或蓝光等光源，通过激发岩石中石油沥青物质后，产生出可见的荧光图像，可直观观察石油沥青物质在岩石中分布状况，为油层评价提供微观可视化信息，直观判断储层油水分布特征。根据其发光颜色、亮度、色差、发光沥青的含量及赋存状态等特征进行不同水淹程度的定性判别。

近年来，为更好地应用荧光显微图像资料，采用颜色技术、聚类分析和神经网络等技术，对图像特征量化表征，研制了图像处理软件，求取图像特征参数油质沥青、胶质沥青、沥青质沥青、水溶烃各组分的波长、亮度、发光面积、色差共计18项参数。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。亮度是物体单位面积的发光强度，荧光显微图像中发光面积反映着孔隙中流体组分的相对浓度变化，亮度是对某一区域流体组分荧光强度的整体评价，因此亮度与面积有着一定的关系。在选择建立参数图版时，考虑顔色与波长、亮度与面积的相关性，只选其一建立图版即能反映出荧光图像的具体特征。因此在实际应用中选择色差与发光面积建立图版，又根据不同区块油质的特点，采用的色差和发光面积也有所不同，如油质较轻的区块采用的是油质发光面积与油胶色差，油质重的区块采用的是胶质发光面积与胶质水溶烃色差等。

1.4有效孔隙度的求取

油田可通过自然伽马测井资料确定泥质含量，再由声波测井资料确定孔隙度。

式中：△t——声波测井响应值，μs/m；

△tsh，△tma，△tf——分别为声波的泥质、骨架、流体的响应值，一般经验值分别为351μs/m、182μs/m、620μs/m；

φe——有效孔隙度，%；

Gγ——自然伽马，API；

Rxo——微球测井响应值，Ωm。

2　高尚堡油田水淹层录井评价方法的建立

高尚堡油田主力含油层段Es32+3亚段为一套近源、搬运距离短、快速堆积的陡坡型扇三角洲沉积体系形成的沉积地层，储层物性差、岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质性严重。高尚堡油田高66-30断块以低渗透为主，但也具中、高渗透地带，属中孔－中低渗透性油藏。

2.1岩石热解分析评价方法

注水开发油层原油性质、岩性、孔隙度等千差万别，即不可能建立一个图版适应不同的评价对象。储层含油性、物性参数是油层水淹的直接影响因素，孔隙度是评价油层水淹程度的一个重要参数，含油丰度、含油饱和度与油层水淹程度有线性关系，在相同孔隙度条件下，随剩余油饱和度的降低，水洗程度增大；在相同剩余油饱和度条件下，随孔隙度的增加，水洗程度增大，因此，用有效孔隙度与剩余油饱和度及反映含油丰度的岩石热解分析参数Pg值建立图版可以定性判断水洗程度（图2）。

2.2饱和烃气相色谱分析评价方法

饱和烃分析谱图中各正构烷烃峰值反映含油丰度，所有正构烷烃峰面积总和反映可动烃的含量，其含量的高低反映含油饱和度的变化；谱图的峰型反映各正构烷烃的相对含量，峰型的异常变化反映原油组分的变化。应用饱和烃气相色谱分析谱图特征可定性判断水淹程度，应用饱和烃气相色谱图形量化表征参数二次函数（a1）与饱和烃总面积（As，pA·s）建立参数评价图版，同时建立了饱和烃气相色谱判别标准，进行水淹程度评价（图3、表1）。

图2　高尚堡油田有效孔隙度与剩余油饱和度及岩石热解分析Pg值评价图版

图3　高尚堡油田饱和烃参数评价图版

表1　高尚堡油田不同水洗程度饱和烃气相色谱判别标准

2.3荧光显微图像分析评价方法

荧光显微图像技术评价油层水淹的基础为连通孔隙中能够见到自由水，自由水的含量反映油层的水淹程度［5］。识别自由水及其在孔隙中的含量和赋存状态主要依靠荧光颜色、发光强度、发光面积（视含水面积）、油水乳化及剩余油产状等。

根据实际投产井的荧光显微图像资料，总结了高尚堡油田油层不同水洗程度的荧光显微图像特征及判别标准，建立了油质发光面积与油胶色差评价图版（图4、表2），图版根据实际的生产资料分为未-弱水洗、中-强水洗两级。

表2　高尚堡油田荧光显微图像判别标准

3　应用效果

应用录井水淹层解释评价技术，在油田新钻调整井共解释了7口井210层，首先应用岩石热解分析资料判别原油性质，结合饱和烃气相色谱及荧光显微图像资料判别原始油水层后，再进行水淹程度解释评价，效果较好。

高66-41井是高尚堡油田高深南区高66-30断块的一口新钻调整井，2014年3月10日在Es32+3油层进行了井壁取芯。107、109号层井壁取芯共3颗，岩性均为褐灰色油斑细砂岩，岩石热解分析Pg值分别为8.98、2.62、1.01mg/g。饱和烃气相色谱分析均呈油层特征；荧光显微图像分析发光沥青以油质沥青为主，主要以簇状、粒间、孔表吸附状赋存，荧光颜色为绿黄、黄、棕黄色，图像呈未水洗特征。112、113、115号层井壁取芯共3颗，岩性为灰色油迹细砂岩、含砾不等粒砂岩、褐灰色油斑细砂岩，岩石热解分析Pg值分别为0.85、0.48、0.31mg/g。饱和烃气相色谱分析响应值低，呈差油层或干层特征；荧光显微图像分析发光沥青斑状分布，以油质沥青为主，胶质沥青次之，发光沥青主要以粒间、孔表吸附状、孔表薄膜状赋存，微弱色差，图像均呈未水洗特征。综合分析认为107、109、112、113、115号层砂岩含油性、物性中等，有效厚度较小-中等，综合解释均为油层。

2014年5月13日该井107、109、112、113、115等层合投，日产油6.43m3，日产气1438m3，日产水0.1m3，综合含水1.0%。综合解释结果与投产数据相符。

图4　高尚堡油田荧光显微图像分析参数评价图版

4　结论及建议

通过在高尚堡油田建立录井各单项技术（岩石热解、饱和烃气相色谱、荧光显微图像）的判别油层水洗程度的方法及水淹层录井综合解释评价标准，在生产应用中见到了较好的效果。该技术为解决油田开发中水淹解释评价的难题提供了新的方法和技术手段，并在生产中发挥了重要作用，由于解释井数及投产资料的限制，各单项资料的解释评价图版及标准有待于进一步改进和完善。在下步工作中，重点加强对各项资料的分析，提高参数求取精度，完善区块解释标准，提高解释评价水平，最终提高油田的开发效果。

［1］卢家亭，黄玉池，等.高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整［J］.承德石油高等专科学校学报，2012，14（1）：1-5.

［2］屈亚光，刘月田，等.高尚堡复杂断块油藏合理开发层系研究［J］.断块油气田，2010，17（6）：741-744.

［3］郎东升，张文生，岳兴举，等.油田开发录井水淹层评价技术［M］.北京：石油工业出版社，2006：29-138.

［4］郎东升，耿长喜，等.水淹层的井壁取芯地化热解评价方法［J］.大庆石油地质与开发，2004，23（3）：8-10.

［5］马德华，耿长喜，左铁秋，等.荧光图像技术在水淹程度评价中的应用研究［J］.录井工程，2005，16（1）：17-20.

TE32

B

1004-5716（2016）03-0089-04

2015-03-11

张金航（1980-），男（汉族），河南平顶山人，工程师，现从事解释评价工作。