大庆油田源212区块扶、杨油层录井评价方法研究

2016-10-12屈玲玲

西部探矿工程 2016年10期

关键词：试油录井含油

屈玲玲

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163412）

大庆油田源212区块扶、杨油层录井评价方法研究

屈玲玲*

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163412）

为了解决外围“三低”油藏流体性质识别的“瓶颈”技术难题，实现对储层的精细评价，为此，我们充分应用录井新技术对储层进行精细评价，通过应用岩石热解分析技术判断原油性质，应用气相色谱分析资料识别油水层，并结合测井资料建立了源212区块扶杨油层油水层解释标准。这些新技术、新方法在油田开发中起到了重要作用，成为油田开发中不可缺少的技术手段，效果显著。

油田开发；新技术应用；解释评价

油田开发的首要任务之一就是要认识储层，掌握油水分布规律，进而开发油层，提高产量。为经济有效地搞好肇源油田源212扶余油层的开发，开展了源212区块扶余油层录井评价方法研究工作，以便更好地指导油田开发。本研究以现场录取的井壁取芯为基础，通过对井壁取芯样品进行岩石热解分析、气相色谱、镜下荧光分析，综合应用录井、测井、试油资料求取综合解释评价参数，建立油层解释标准及储层原油性质评价方法，建立了油水层识别评价方法。

1　源212区块扶余油层地质特征

源212区块为肇源油田东块，属裂缝性低孔、特低渗透、低丰度油藏。

1.1构造、断层特征

源212区块位于肇源鼻状构造的西翼，扶余油层顶面构造深度总体呈现为西高东低、南高北低的形态，扶顶埋深从-1297～-1550m，落差253m。区块内扶余油层顶面构造断层发育且皆为正断层，主断层断穿层位多数为T1-1-T4层，断距一般为25～70m，最大为140m。断层在平面上分布的特点是鼻状构造轴部和西翼各发育一个断层发育带，将鼻状构造切割成地垒、地堑相间分布的格局。区块的中部位于相对开阔的地垒断块上，东西两侧断层较密集，断层以南北向为主，其次也发育有北东和北西向断层。区块为裂缝最发育带，密度达到0.05～0.06条/m，储层发育高角度垂直缝，裂缝方向以东西向为主。

1.2扶余油层岩性、物性、沉积特征及油层发育情况

据录井资料及岩石薄片鉴定表明，肇源地区扶余油层储层岩性多为泥质粉砂岩、粉砂岩且多含泥局部含钙，中部埋深1500～1700m，成岩作用强，岩性相对致密，物性差。岩石矿物成分以长石、岩屑为主，分选差，分选系数平均为3.7，粒度中值0.07～0.14mm，胶结物以泥质胶结为主，局部为钙质胶结，胶结致密，油层孔喉小、连通性差。泥质含量7%～15%，泥质多具重结晶，呈团块状、薄膜状及条带状分布。粘土矿物中伊利石含量为40%～90%，降低了储层的渗透能力。据研究表明储层具有水敏和盐敏性，造成油层敏感性伤害，导致油层渗透率和单井产能进一步降低。扶余油层为低孔、特低渗透储层，平均有效孔隙度12.4%，平均空气渗透率2.0×10-3μm2，为“三低”油藏，为增储上产带来了很大难度。

砂体沉积类型以曲流河点砂坝和河道砂为主，古水流方向以南西—北东向为主。本区砂岩主要集中在源212-源501和源241区块，砂岩厚度在30m以上，有效厚度在8～20m之间，统计区块内的19口探井和11口评价控制井平均有效厚度10.2m，主力油层为扶Ⅰ7、扶Ⅱ1层，本区块平均有效厚度较西块大，砂岩较发育。

1.3油水分布

本区扶余油层纵向油水分布受重力分异控制，总体呈上油下水的分布特点，主力油层油层主要发育在FII1层以上，局部出现了油水同层、水层，水层多位于扶余油层下部及以下层位。垂向上有3种组合形式：①油层、干层组合；②上油下水组合；③上下油中间水。

平面上各井油注高度相差较大，扶余油层含油井段长在4.0（源354-338）～288.6m（源152），平均116.2m。各井无统一的油水界面，总体看与构造趋势一致，即构造高部位油水界面高，低部位油水界面低。

2　岩石热解及气相色谱分析技术评价方法

储层的含油丰度和原油性质是2个影响油层产液量及产能的主要因素，为此我们根据扶余油层储层特征，结合岩石热解、气相色谱资料的特点，经过分析研究共确定了ST、S1/S2、S0、S1、S2、Q、So、μ、HPI、OPI、RT、RT/Q、Φe、Sw、Swi等项定量参数。在此基础上建立了扶余油层地化录井评价方法。

2.1应用岩石热解分析技术判断原油性质

目前我们使用的油气显示评价仪分析的参数主要有：S0、S1、S2、RC。RC为单位质量岩石热解后残余有机碳含量占岩石质量的百分数，单位为%。根据上述热解参数可以得到ST、PS、OPI、HPI等定量评价参数，并应用这些参数建立了原油性质评价方法［1］。

应用热解分析得到S1值表示为轻质组分的含量，S2值表示为重质组分的含量。

PS=S1/S2

式中：PS——轻重组分指数，无量纲。

PS越大表明原油性质越好，PS越小表明原油越重。因此应用PS指数可以判断储层的原油性质。

油产率指数OPI：

OPI=S1/（S0+S1+S2）

式中：OPI——油产率指数，无量纲。

经统计地化分析资料，建立了该区扶余油层原油性质识别标准（见表1）。

表1　应用PS指数及油产率指数OPI识别原油性质标准

2.2应用气相色谱分析资料识别低渗透油水层

应用气相色谱资料的多项分析参数（如峰形、碳数范围、主峰碳数、Pr/nC17、Pn/nC18、∑C21-/∑C22+等），通过总结规律，在识别低渗透储层油水层方面有了以下几点新认识：

峰值标准：峰值高过1.0×105，基本定为油层；低于此标准则考虑峰型。

①油层：峰形呈明显的正态分布特征，前后均较饱满，基线较为平直，后部无明显穹窿。

②油水同层：峰形分布不对称，前部峰型较饱满，后假侧峰值跌落明显，基线不平直，后部有明显穹窿。

③水层：基线后部有明显的穹窿，峰形不饱满，主峰碳突出明显。

3　录井油水层解释标准的建立

为适应油田开发的需要，统计了肇源地区源212区块扶余油层49口探井及开发井录井、测井及试油资料，建立了应用于本区块的录井井壁取芯实物油层解释评价标准（表2）；并综合应用井壁取芯岩石地化热解分析资料、气相色谱分析等资料，定性地建立了肇源地区源212区块扶余油层录井油水层解释评价标准（表3）。

表2　源212区块扶余油层井壁取芯录井资料解释标准

3.1现场实岩节育物观察解释评价标准

通过及时观察井壁取芯实物的岩性、物性、含油性、油气味、含水性、荧光系列对比以及储层厚度等判断油水层，结合试油资料，经统计分析建立解释标准（表2）。

3.2参数解释评价标准的建立

不同地区、不同层位所选取的评价参数不同，针对本区扶余油层的特点，通过优选评价参数，建立了参数解释评价标准（表3）［2］。

4　应用效果分析

表3　肇源地区扶余油层解释参数表

通过录井新技术应用，总结出了该区的有效解释标准，发挥了重要作用。肇源油田源212区块扶余油层录井油水层解释评价标准的建立，对该地区扶余油层油水层的准确判断起到了积极的重要作用，该方法在试油的14口井、40层中应用见到了较好的效果，提高了油层解释符合率。

源241-1井为井壁取芯录井，1、7、9、11号层分别取了4、4、4、3颗井壁取芯，除7号层未见含油显示外，其他均为含油砂岩。1号层4颗含油砂岩，砂岩疏松，含油颜色呈灰棕色及棕灰色，油质分布均匀，油味浓，地化热解分析反映含油丰度较高，气相色谱分析结果呈差油层特征，且该层含油厚度大，为本井的主力产油层，录井解释为油层。9号层4颗含油砂岩反映该层顶底砂岩含泥重，油质呈条带状分布，中部油质分布均匀，含油较饱满，油味浓，地化热解分析反映含油丰度中等，气相色谱分析结果呈差油层特征，录井解释为差油层。11号层3颗井壁取芯均为褐灰色含油粉砂岩，砂岩疏松，油质分布均匀，含油较干枯，油味淡，普照无荧光，滴照呈黄色，地化热解分析反映含油丰度较好，气相色谱分析结果呈差油层特征，录井综合分析，解释该层为差油层。7号层4颗井壁取芯均为灰色粉砂岩，岩性致密，物性差，综合解释为干层。经试油验证1、7、9、11号层压后抽汲，日产油1.686t/d，结论为低产工业油层，与我们解释结果符合。