大庆油田长垣以东徐家围子地区薄差层录井解释评价方法研究

高晓臣，张积勇

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

大庆油田长垣以东徐家围子地区薄差层录井解释评价方法研究

高晓臣*，张积勇

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

随着油田开发工作的不断深入，所面对的开发对象越来越复杂，工作难度不断加大，因此，针对不同的开发对象要有相应的配套技术方法加以解决。大庆油田长垣以东徐家围子地区是油田开发重点区块，主要含油层位为葡萄花油层，其特点是储层多为高含泥低阻或高含钙高阻等薄差层，且该区水动力活跃、油水关系复杂。近年来，热解色谱、气相色谱、轻烃分析、荧光显微图像等录井新技术日趋成熟，并在生产中得到广泛应用，通过对该地区油水层气相色谱、轻烃分析、荧光显微图像特征分析总结，形成一套适合该地区的录井新技术识别油水层方法。针对高含泥、高含钙储层流体性质、薄层砂岩储层流体性质等建立起适合该区储层特点的油水层定量解释评价方法。

徐家围子；葡萄花油层；薄差层；解释评价

大庆油田长垣以东徐家围子地区是油田开发重点区块，主要含油层位为葡萄花油层，其特点是储层多为高含泥低阻或高含钙高阻等薄差层，且该区水动力活跃、油水关系复杂。主要存在重点和难点：①葡萄花油层油水分布规律；②油层、油水层、水层的轻烃分析资料、气相色谱、热解色谱、荧光显微图像特征；③油水层综合解释评价方法。为了实现对储层的精细评价，更好地为油田开发服务，有必要综合运用各项录井技术，结合这一地区油水层的特点，通过技术的研发与完善达到定量识别评价油水层。

1　徐家围子地区葡萄花油层油水分布基本特征

葡萄花油层总体上遵循重力分异原则，以上油下水为主，即多数井葡Ⅰ组上部油层组为油层、葡Ⅰ组下部油层组为水层；个别井点葡Ⅰ组上部油层组砂体不发育、葡Ⅰ组下部为油层或油水同层，如升53井，各井区之间没有统一的油水界面。平面上由于断层对油气运移的输导作用以及遮挡作用，加上砂体错叠分布，造成断块之间油水界面的不统一，地堑块多以上油下水，葡Ⅰ组上部多为油层而葡Ⅰ组下部多为水层；地垒块以及断层遮挡区油柱高度相对较大、油底相对较低，表现为葡Ⅰ组上部、葡Ⅰ组下部都有油层分布。在断块内部，位于向斜区部位油水分异较差，表现为上水下油或油水同层，随着构造的抬升，油水分异作用明显表现为上油、下油水同层和水层，到升平鼻状构造以及肇州油田变为上油下水。

全井纯油物性特点：岩芯观察砂岩胶结一般较致密，或含泥含钙，物性较差，原油一般沿部分物性较好处外渗。

全井纯水物性特点：砂岩物性较好，岩性较纯，粒度较粗，含油饱和度较低，可动水含量高，电性表现时差较好，岩性较纯，自然伽马值较低。

2　应用录井单项分析资料识别油水层方法

2.1应用轻烃分析技术识别葡萄花油层油水层方法

应用轻烃分析技术评价油水层是将分析谱图与比值参数结合起来进行评价的。轻烃谱峰的高低与油层的含油丰度相关，轻烃比值参数的变化反映储层是否含水，不同区块不同层位选择的评价参数略有差异。

2.1.1油层的特征

轻烃浓度和油层的含油丰度相关，在同一分析和取样条件下，同一地区油层与油水同层相比，遭受的次生演化程度较小，油层中的轻烃没有发生水的溶解作用，芳烃含量高。化学稳定性较差、带季碳的轻烃组分都能检出，组分较全且相对比值较高，轻烃出峰个数多（图1）。

2.1.2油水同层的特征

由于油水同层中油水长期共存，在水的作用下，遭受的次生演化程度高，导致易溶于水和化学性质不稳定的轻烃减少或消失。所以轻烃浓度比油层低；轻烃出峰个数一般在55～85个之间；化学稳定性差的季碳轻烃组分在水的作用下减少的趋势非常明显（图1）。

图1　轻烃分析谱图

2.1.3水层的特征

由于在水的作用下，油遭受次生演化程度强烈，导致了易溶于水和化学性质不稳定的轻烃减少或消失，所以轻烃浓度比油水同层低；轻烃出峰个数少；芳烃、带季碳官能团的异构烷烃及较易溶解于水的多支链异构烷烃与稳定的环烷烃的相对比值低于油水同层。真正的水层是很难检测到轻烃组分的（图1）。

2.2应用气相色谱分析技术识别葡萄花油层油水层方法

2.2.1应用气相色谱分析谱图识别油水层的基本方法气相色谱分析由于能把混合物分离成单个组分的能力而得到广泛的应用。利用气相色谱分析能够将石油分离成其组成的单个组份，并能检测各组份相对百分含量，所以我们应用该项技术从微观角度分析各类产液性质储层烃类分布特征，总结出储层产液性质气相色谱识别方法。

研究表明，不同产液性质的储层其气相色谱的谱图形态具明显的分类特征。

（1）油层特征：主峰碳明显，碳数范围C12-C30，正构烷烃分布呈规则尖梳状，正构烷烃峰值较高,谱图基线下未分辨化合物含量低，∑C21-/∑C22+值较高(图2)。

图2　气相色谱分析谱图

（2）油水层特征：水中含氧气和各类细菌，在漫长的地质历史时期，由于温度、压力作用，水中细菌与烃类发生菌解和氧化作用，使异构烃类及杂原子化合物增加，正构烷烃减少，有的导致基线下未分辨化合物含量增高，正构烷烃峰值降低。在水的作用下使部分烃组分含量减少或丢失，导致主峰碳前移或后移，碳数范围变窄，正构烷烃分布呈非正态。

主峰碳明显，碳量范围C13-C29，正构烷烃分布呈较规则尖峰状结构，基线下未分辨化合物高，基线呈穹窿状(见图2)。

（3）水层特征：主峰碳不明显，碳数范围C14-C27，∑C21-/∑C22+值较低（图2）。

2.2.2徐家围子地区油层、油水同层、水层气相色谱分析谱图特征

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、基线形态、Pr/nC17、Ph/nC18、∑C21-/∑C22+等），通过对徐家围子地区2010年以来所有录井有试油资料的井的气相色谱谱图进行收集、整理、分析、研究、总结规律，建立了徐家围子地区气相色谱分析油水层解释标准（表1）。

2.3应用荧光显微图像特征识别油水层基本方法

应用荧光显微图像技术，通过对该地区2010年以来所有录井试油井显微图像的发光颜色、发光强度、含油饱满程度、油水分布状态及含油率、含水率、面孔率等镜下荧光特征的统计、分析、研究，建立了徐家围子地区识别油层、油水同层的荧光显微图像特征、规律，可作为该地区油水层判别的重要依据和标准。

徐家围子地区油层荧光显微图像特征：发光颜色、发光强度比较均匀，具色晕，不同的油质发光颜色不同，大部分孔隙被油充填，并通过喉道与粒缘线连通成片，部分油层局部可见轻质组分集聚亮点，且发光沥青与矿物颗粒边缘清晰，水相对较少。对于中质油，由于荧光的自蚀现象，原油的重质族份掩盖了芳烃族组分的荧光，致使油层发光颜色比较浓重，呈黄、棕黄色，发光强度中等。

表1　徐家围子区块葡萄花油层气相色谱分析仪色谱资料特征

徐家围子地区油水同层荧光显微图像特征：发光较普遍、较均匀，荧光颜色以黄绿色为主，和油层相比，荧光颜色变暗，镜下可见到孤立的含水孔隙和连通的含水区片共存，油水共存，含水饱和度较纯油层高，孔渗条件均较好。

2.4岩石热解分析技术

使用POCK-EVAL6型热解仪分析获得的参数为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%。

经统计分析、研究徐家围子区块所有录井试油岩石热解分析资料，建立了该区原油性质识别标准(表2)。

表2　应用PS指数及含油丰度Pg识别评价储层的标准

3　油水层综合解释方法

我们应用表示含油丰度、油质的录井参数ST、S1/S2分别与表示物性的测井参数微梯度幅度的关系用于油水层综合解释结论如下：微梯度幅度与ST关系：油层：ST＞9且微梯度幅度＞1.7；油水同层：ST＞11且微梯度幅度＞1.0；水层：ST＜11且微梯度幅度＜1.7。微梯度幅度与S1/S2关系：油层：S1/S2＜1.8或者S1/S2＞1.8，微梯度幅度＞1.7；油水同层：S1/S2＞1.8，微梯度幅度＜1.7。

另外我们针对本地区高含泥、高含钙的储层特点，在确定了定量解释评价参数的基础上，依据泥质、钙质含量分别建立油水层解释评价图版。

3.1建立高含泥储层油水层解释图版

对于高含泥储层来说,含泥的程度是影响储层产液量和流体性质的主要因素之一。经研究将泥质含量≥13%的储层作为高含泥储层，选取Vsh、ST、Фe、S1/S2、RT等评价参数，分压前、压后2种情况，得出各参数交会关系确定油水层。

我们选了近几年徐家围子地区试油的井20口，试油高含泥层25个层做葡萄花油层RT-ST关系，精度为88.0%。结论如下：油层：RT＞10,ST＞10；油水同层：RT＜8,ST＜12；干层：RT＞8,ST＜15。

我们选了近几年徐家围子地区试油的井20口，试油高含泥层25个层做葡萄花油层PORE-S1/S2解释图版，精度为90.0%。结论如下：油层：PORE＞14,S1/S2＞1.4；油水同层：PORE＞14,S1/S2＜1.4；干层：PORE＜17,S1/S2＜1.4。

3.2建立高含钙储层油水层解释图版

对于高含钙储层来说,含钙的程度影响储层产液量。经研究以钙质含量不小于15%（肉眼观察）作为高含钙储层，选取ST、Фe、S1/S2、RT等评价参数，得出各参数交会关系来确定油水层。

我们选了近几年徐家围子地区试油井17口，21个致密层做葡萄花油层RT-ST解释图版、PORE-S1/S2解释图版，精度为90.5%，结论如下：RT-ST关系：油层：RT＞11,ST＞15；干层RT＜11,ST＜15；PORE-S1/S2关系：油层：PORE＞10,S1/S2＞1.25；干层：PORE＜10。

3.3录井综合解释标准

通过对徐家围子区块录井及试油资料统计，总结归纳出各油层录井解释标准（表3）。

表3　徐家围子区块葡萄花油层录井解释标准表

4　结论

（1）本标准的建立为完井方法及制定合理的试油方案提供了可靠依据，下套管之前可测知疑难储层的流体性质，从而决定是否下套管，节约了试油费用及后期堵水费用，因此也减少了因试油、压裂而带来的巨大投资，并且对提高钻井成功率也具有重要的指导意义。同时对试采方案亦提出了合理的建议，可以避免对无意义层的开采，节约了投资。

（2）本标准的建立紧密结合油田开发生产实际、在实际生产中得到了验证，见到了较好的效果，因此在今后的推广应用中必将创造出较大的经济效益。

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[4] 耿长喜，赵淑英，等.录井资料处理技术方法研究[E].内部资料，2008.

TE2

A

1004-5716(2016)11-0058-04

2015-12-16

2015-12-18

高晓臣（1968-），男（汉族），黑龙江大庆人，工程师，现从事油气水解释评价工作。