基于地化熱解錄井和電阻率測(cè)井技術(shù)的江蘇G油田水淹層實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征和評(píng)價(jià)方法

宋延杰， 曹雅楠， 柯　濤， 趙　毅， 唐曉敏， 付　健

( 1. 東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶　163318；　2. 東北石油大學(xué) 非常規(guī)油氣成藏與開(kāi)發(fā)省部共建國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室培育基地，黑龍江 大慶　163318；　3. 中國(guó)石化江蘇石油工程有限公司 地質(zhì)測(cè)井處，江蘇 揚(yáng)州　225007 )

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基于地化熱解錄井和電阻率測(cè)井技術(shù)的江蘇G油田水淹層實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征和評(píng)價(jià)方法

宋延杰1,2， 曹雅楠1,2， 柯濤3， 趙毅3， 唐曉敏1,2， 付健1,2

( 1. 東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶163318；2. 東北石油大學(xué) 非常規(guī)油氣成藏與開(kāi)發(fā)省部共建國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室培育基地，黑龍江 大慶163318；3. 中國(guó)石化江蘇石油工程有限公司 地質(zhì)測(cè)井處，江蘇 揚(yáng)州225007 )

江蘇G油田某斷塊儲(chǔ)層采用注淡水方式驅(qū)油，采用電阻率測(cè)井技術(shù)劃分水淹層比較困難，而地化熱解錄井技術(shù)不受地層水礦化度變化影響，可以區(qū)分油層/弱水淹層與中水淹層、強(qiáng)水淹層。在模擬斷塊儲(chǔ)層條件下，選用孔隙度相近的7塊巖樣作為一組,采用穩(wěn)態(tài)法油水同驅(qū)制作不同產(chǎn)水率樣品,測(cè)量樣品地化熱解參數(shù)和電阻率；選取巖樣含油氣總量(Pg)、原油輕重組分指數(shù)(PS)作為斷塊地化熱解水淹敏感性參數(shù)，選取RFOC-RILD和RILD作為斷塊測(cè)井水淹敏感性參數(shù)，采用地化熱解圖版將油層/弱水淹層、中水淹層、強(qiáng)水淹層區(qū)分開(kāi)，再利用電阻率圖版將油層和弱水淹層區(qū)分開(kāi)，建立錄測(cè)結(jié)合水淹層評(píng)價(jià)圖版，圖版精度為83%，明顯高于地化熱解錄井水淹層劃分圖版精度和測(cè)井水淹層劃分圖版精度。結(jié)果表明：隨著產(chǎn)水率(Fw)升高，Pg、液態(tài)烴含量(S1)和熱解烴含量(S2)降低，且Pg降低更明顯；當(dāng)注入水礦化度與原始水礦化度比為0.5時(shí)，0≤Fw≤10%樣品的電阻率明顯高于其他產(chǎn)水率范圍樣品的電阻率。隨著水淹程度的增強(qiáng)，井壁取心樣品PS呈現(xiàn)明顯減小的趨勢(shì)。地化熱解錄井與電阻率測(cè)井技術(shù)結(jié)合的水淹層評(píng)價(jià)方法可更好地實(shí)現(xiàn)G油田4級(jí)水淹級(jí)別的精細(xì)劃分與解釋。

淡水水淹； 地化熱解和電阻率聯(lián)測(cè)實(shí)驗(yàn)； 水淹實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征； 水淹敏感性參數(shù)； 水淹級(jí)別劃分圖版； 地化熱解錄井技術(shù)； 電阻率測(cè)井技術(shù)

0　引言

江蘇G油田某斷塊經(jīng)過(guò)20年的開(kāi)發(fā)，已進(jìn)入高含水后期開(kāi)采階段，剩余油分布復(fù)雜且高度分散，油層開(kāi)采難度逐步加大，尋找剩余油、評(píng)價(jià)油層的水淹級(jí)別成為首要任務(wù)[1-3]。該斷塊開(kāi)采目的層主要為阜寧組一段和二段砂巖儲(chǔ)層，主要巖性為細(xì)砂巖和粗粉砂巖，孔隙度為中等，滲透率低到中等，以低滲為主，原始地層水礦化度平均為8 g/L，注入水礦化度平均為4 g/L，屬于淡水水淹層類(lèi)型[4-6]。淡水水淹層類(lèi)型的巖石電阻率隨含水飽和度的變化呈非單調(diào)遞減，基于注入水電阻率與原始水電阻率比值，呈現(xiàn)“U”或“L”或“S”型曲線變化[7-14]，易造成強(qiáng)水淹巖石電阻率隨含水飽和度的增加而增加，強(qiáng)水淹層、中水淹層、弱水淹層的電性特征接近，儲(chǔ)層水淹級(jí)別劃分錯(cuò)誤，其中油層電阻率一般高于弱水淹層電阻率。地化熱解錄井技術(shù)的錄井響應(yīng)特征與巖樣的地層水礦化度無(wú)關(guān)，只與巖樣的流體性質(zhì)和相對(duì)含量有關(guān)，可較好地反映巖樣孔隙的油氣豐度及油、水飽和度的相對(duì)變化，對(duì)儲(chǔ)層水淹程度變化較為敏感，可以區(qū)分油層/弱水淹層與中水淹層、強(qiáng)水淹層，但對(duì)于油層與弱水淹層區(qū)分效果較差[15-19]。

為了發(fā)揮測(cè)井技術(shù)與錄井技術(shù)評(píng)價(jià)水淹層的優(yōu)勢(shì)[20-23]，將兩種探測(cè)技術(shù)結(jié)合起來(lái)。在模擬該斷塊儲(chǔ)層條件下，筆者制備不同產(chǎn)水率的巖心樣品，測(cè)量巖樣的電阻率和地化熱解參數(shù)，分析地化熱解參數(shù)和電阻率隨產(chǎn)水率的變化規(guī)律，優(yōu)選地化熱解錄井水淹敏感參數(shù)，建立地化熱解水淹級(jí)別劃分圖版；再結(jié)合電阻率測(cè)井，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的4級(jí)水淹級(jí)別劃分，利用實(shí)際資料評(píng)價(jià)水淹層綜合解釋方法的應(yīng)用效果。

1　地化熱解和電阻率聯(lián)測(cè)實(shí)驗(yàn)

1.1設(shè)計(jì)

由于地化熱解分析需要截取一定長(zhǎng)度的巖樣，無(wú)法用同一塊巖樣完成不同產(chǎn)水率的熱解參數(shù)測(cè)量[24]，選用孔隙度相近的樣品作為一組產(chǎn)水率樣品。根據(jù)G油田阜寧組一段和二段砂巖儲(chǔ)層巖性物性特征，選取孔隙度為13.0%～14.0%(第1組)、15.8%～17.2%(第2組)、17.0%～17.7%(第3組)和19.6%～22.0%(第4組)等4組砂巖樣品，每組設(shè)計(jì)7塊巖樣。根據(jù)4級(jí)水淹產(chǎn)水率劃分界限及各級(jí)水淹產(chǎn)水率變化范圍，設(shè)計(jì)每組巖樣不同產(chǎn)水率(Fw)的樣品數(shù)分別為1塊(0≤Fw≤10%)、2塊(10%

1.2測(cè)量

圖1　巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1 Device diagram of oil and water displacement experiment of samples

在模擬該斷塊儲(chǔ)層條件(溫度為80 ℃，原始地層水礦化度為8 g/L，注入水礦化度為4 g/L，驅(qū)替油為脫水原油)下，實(shí)驗(yàn)采用非穩(wěn)態(tài)法油驅(qū)水制作純油樣，再采用穩(wěn)態(tài)法油水同驅(qū)制作不同產(chǎn)水率樣品。巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置見(jiàn)圖1。

1.2.1非穩(wěn)態(tài)法油驅(qū)水

打開(kāi)實(shí)驗(yàn)裝置，將已飽和原始地層水的巖樣塞入巖心夾持器，安裝電極并施加一定的軸向壓力，使巖樣與電極有良好的耦合。關(guān)閉實(shí)驗(yàn)裝置，按設(shè)定的地層壓力給巖樣施加環(huán)壓。連接電阻率儀，待溫度穩(wěn)定后由電阻率儀記錄巖樣的電阻率。啟動(dòng)推油恒流泵向巖樣注入原油，直到將巖樣中水驅(qū)替到束縛水為止，關(guān)閉恒流泵，取出油杯，量取油杯中排出的水體積，以計(jì)算巖樣的束縛水飽和度。

1.2.2穩(wěn)態(tài)法油水同驅(qū)

按給定的產(chǎn)水率分別設(shè)置2臺(tái)推油和推水恒流泵的驅(qū)動(dòng)速度，然后同時(shí)啟動(dòng)2臺(tái)恒流泵，讓油水同時(shí)驅(qū)替巖樣，保持設(shè)定驅(qū)動(dòng)速度不變而持續(xù)驅(qū)替，觀察量筒中流出的油水比例。如果油水比例與設(shè)定比例一致，表明巖樣內(nèi)部油水分布已經(jīng)均勻、穩(wěn)定，巖樣含水飽和度不再變化，由電阻率儀記錄巖樣電阻率。同時(shí)關(guān)閉2臺(tái)恒流泵。取出巖樣并稱(chēng)重，得到巖樣在給定的油水驅(qū)替比和穩(wěn)定的含水飽和度下的質(zhì)量，以計(jì)算巖樣的含水飽和度。將制備的某一產(chǎn)水率的巖樣進(jìn)行地化熱解實(shí)驗(yàn)測(cè)量。

2　水淹實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征

2.1地化熱解

4組巖樣熱解圖譜峰型隨產(chǎn)水率變化關(guān)系見(jiàn)圖2。由圖2可以看出，在孔隙度相近條件下，隨產(chǎn)水率升高，巖樣含油氣總量減小，巖樣熱解圖譜的峰面積減小。在產(chǎn)水率相同條件下，隨孔隙度增大，巖樣含油氣總量增加，巖樣熱解圖譜的峰面積增大，其中第2組巖樣受到油氣逸散影響，導(dǎo)致熱解圖譜的峰面積整體偏小，從而造成峰面積隨孔隙度變化規(guī)律異常。

4組巖樣地化熱解參數(shù)隨產(chǎn)水率變化關(guān)系見(jiàn)圖3。由圖3可以看出，隨產(chǎn)水率升高，含油氣總量Pg、液態(tài)烴含量S1和熱解烴含量S2下降，其中Pg和S1下降趨勢(shì)較為明顯，S2降低幅度小，原油輕重組分指數(shù)PS隨產(chǎn)水率升高無(wú)明顯變化。

圖2　G油田某斷塊4組巖樣地化熱解圖譜隨產(chǎn)水率變化關(guān)系Fig.2 Relationship of variation of geochemical pyrolysis spectra of samples of four groups of block X in G oilfield with water production rate

2.2電阻率

4組巖樣電阻率均值直方圖見(jiàn)圖4。由圖4可以看出，對(duì)于注入水礦化度與原始水礦化度比為0.5的巖樣，0≤Fw≤10%樣品的電阻率明顯高于10%

3　地化熱解水淹敏感性參數(shù)

分析G油田某斷塊地化熱解水淹實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征，Pg、S1、S2隨產(chǎn)水率升高而降低，Pg包含S1、S2，因此選取Pg作為該斷塊對(duì)產(chǎn)水率變化敏感的地化熱解參數(shù)。

PS對(duì)產(chǎn)水率的變化并不敏感。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)在短時(shí)間內(nèi)完成，產(chǎn)水率變化對(duì)地化熱解響應(yīng)的影響主要還是含烴量的變化，原油的物理化學(xué)變化并不明顯。在經(jīng)歷長(zhǎng)時(shí)期的注水開(kāi)采后，油田原油中輕質(zhì)組分更易被采出，輕烴、苯系物等易被注入水溶解而含量減少，同時(shí)芳烴等與水發(fā)生氧化和菌解等化學(xué)反應(yīng)而使非烴及瀝青質(zhì)成分增加，原油性質(zhì)變差，原油輕重組分指數(shù)降低。在G油田9口井試油層井壁取心54塊樣品，原油輕重組分指數(shù)PS隨水淹級(jí)別變化趨勢(shì)見(jiàn)圖5.由圖5可以看出，隨水淹程度增強(qiáng)，PS呈現(xiàn)明顯減小趨勢(shì)，說(shuō)明PS是地化熱解錄井技術(shù)劃分水淹級(jí)別的另一個(gè)敏感參數(shù)。

4　水淹層劃分圖版

4.1水淹層地化熱解

選擇PS和Pg參數(shù)建立不同水淹級(jí)別識(shí)別圖版。利用G油田9口井52個(gè)樣品點(diǎn)(油層9個(gè)、弱水淹層18個(gè)、中水淹層18個(gè)、強(qiáng)水淹層7個(gè))建立PS-Pg四級(jí)水淹級(jí)別劃分圖版(見(jiàn)圖6)，可將油層、弱水淹層、中水淹層和強(qiáng)水淹層區(qū)分開(kāi)，圖版精度為75%。

圖3　G油田某斷塊4組巖樣地化熱解參數(shù)隨產(chǎn)水率變化關(guān)系Fig.3 Relationship of variation of geochemical pyrolysis parameters of samples of block X in G oilfield with water production rate

圖4　G油田某斷塊4組巖樣電阻率均值直方圖

Fig.4 Histogram of average resistivity of four groups of samples of block X in G oilfield with different ranges of water production rate

圖5　G油田某斷塊原油輕重組分指數(shù)隨水淹級(jí)別變化趨勢(shì)Fig.5 Variation of index of light and heavy component of crude oil of sidewall samples of block X in G oilfield with water-flooded grades

圖6　G油田水淹層地化熱解錄井劃分圖版Fig.6 Chart of division of water-flooded zones in G oilfield with geochemical pyrolysis log

4.2水淹層電阻率

根據(jù)試油資料和產(chǎn)液剖面資料解釋成果，八側(cè)向電阻率(RFOC)與深感應(yīng)電阻率(RILD)之差和深感應(yīng)電阻率的交會(huì)圖對(duì)水淹級(jí)別識(shí)別比較敏感，利用G油田6口井45個(gè)小層(油層4個(gè)、弱水淹層18個(gè)、中水淹層16個(gè)、強(qiáng)水淹層7個(gè))的RILD和RFOC-RILD建立四級(jí)水淹層測(cè)井劃分圖版(見(jiàn)圖7)。該圖版可將油層、弱水淹層和中水淹層有效地區(qū)分開(kāi)，但無(wú)法區(qū)分強(qiáng)水淹層，圖版精度為71%。

圖7　G油田水淹層電阻率測(cè)井劃分圖版Fig.7 Chart of division of water-flooded zones in G oilfield with resistivity log

4.3水淹層地化熱解與電阻率綜合劃分

Pg隨產(chǎn)水率升高而降低。對(duì)于實(shí)際開(kāi)發(fā)井，在油層注水初期的低含水階段，地層壓力增大，油的流動(dòng)速度加快；與原始地層相比，單位體積巖石的含油量減少并不明顯，出現(xiàn)部分弱水洗巖樣的Pg與純油巖樣的Pg相近的現(xiàn)象，用Pg解釋實(shí)際井中油層與弱水淹層時(shí)，很難將兩者區(qū)分開(kāi)[5]，但用Pg可以很好地區(qū)分強(qiáng)水淹層與油層/弱水淹層和中水淹層(見(jiàn)圖6)。巖樣電阻率水淹實(shí)驗(yàn)響應(yīng)特征表明，0≤Fw≤10%樣品的電阻率明顯高于10%

采用地化熱解錄井技術(shù)先將油層/弱水淹層、中水淹層、強(qiáng)水淹層區(qū)分開(kāi)；再利用電阻率測(cè)井技術(shù)將油層和弱水淹層區(qū)分開(kāi)，從而將錄、測(cè)井兩種探測(cè)技術(shù)的優(yōu)勢(shì)結(jié)合起來(lái)，更好地實(shí)現(xiàn)4級(jí)水淹級(jí)別劃分。利用圖6和圖7的數(shù)據(jù)，建立G油田水淹層錄測(cè)井技術(shù)結(jié)合的4級(jí)水淹級(jí)別劃分圖版(見(jiàn)圖8)，圖版精度為83%，圖版評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表1。錄測(cè)井技術(shù)結(jié)合的水淹層劃分圖版精度明顯高于地化熱解錄井水淹層劃分圖版精度和電阻率測(cè)井水淹層劃分圖版精度。

圖8　G油田水淹層錄測(cè)井技術(shù)結(jié)合劃分圖版Fig.8 Chart of division for four water-flooded grades in G oilfield with combination of geochemical pyrolysis and resistivity log technology

Table 1 Division standard for four water-flooded grades in G oilfield with combination of geochemical pyrolysis and resistivity log technology

水淹級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)油層Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RILD>21Ω·m且RFOC-RILD≤-1Ω·m弱水淹層Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RILD≤21Ω·m或Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RFOC-RILD>-1Ω·m中水淹Pg≥8mg/g且PS<1.9強(qiáng)水淹Pg<8mg/g

5　應(yīng)用實(shí)例

利用地化熱解錄井技術(shù)與電阻率測(cè)井技術(shù)結(jié)合判斷4級(jí)水淹級(jí)別方法,識(shí)別G油田2口井的水淹層，并將解釋結(jié)果與試油結(jié)論進(jìn)行對(duì)比。

A井的Y584.0 m～Y610.0 m井段劃分為6個(gè)儲(chǔ)層，層號(hào)為10-15，其中，10、12、13號(hào)層的聲波時(shí)差小于該斷塊產(chǎn)層的物性下限標(biāo)準(zhǔn)，解釋為干層。對(duì)11、15號(hào)層進(jìn)行旋轉(zhuǎn)式井壁取心，巖性為灰褐色油斑粉砂巖，并進(jìn)行巖樣地化熱解分析。A井的錄井綜合圖見(jiàn)圖9，其中，GR為自然伽馬曲線，SP為自然電位曲線，CAL為井徑曲線，AC為聲波時(shí)差曲線，RILM為中感應(yīng)電阻率曲線，RMN、RMG分別為微電位和微梯度電阻率曲線。

圖9　G油田A井錄井綜合圖Fig.9 Comprehensive mud logging plot for well A in G oilfield

圖10　G油田2口井地化熱解水淹識(shí)別結(jié)果Fig.10 Result of determination of water-flooded grades for well A and well B in G oilfield with geochemical pyrolysis mud log

11號(hào)層地化熱解分析巖樣為10塊，Pg平均為3.52 mg/g，PS平均為2.65；15號(hào)層地化熱解分析巖樣為1塊，Pg為4.72 mg/g，PS為3.15。11、15號(hào)層地化熱解分析實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)點(diǎn)位于PS-Pg水淹級(jí)別判別圖版的強(qiáng)水淹區(qū)(見(jiàn)圖10)，判斷11、15號(hào)層為強(qiáng)水淹層。另外，11、15號(hào)層的微電極幅度差大，自然伽馬低，自然電位負(fù)異常幅度大，聲波時(shí)差較大，反映11、15號(hào)層物性較好。對(duì)Y584.8 m～Y610.0 m井段進(jìn)行試油，日產(chǎn)水25.2 m3，見(jiàn)油花，綜合含水率為100.0%，綜合試油結(jié)果和儲(chǔ)層物性特征，11、15號(hào)層的試油結(jié)論為強(qiáng)水淹層，錄測(cè)井技術(shù)水淹判別結(jié)果與試油結(jié)論相符。

B井的Y021.6 m～Y027.5 m井段劃分為一個(gè)儲(chǔ)層，層號(hào)為6。對(duì)6號(hào)層進(jìn)行旋轉(zhuǎn)式井壁取心，巖性為淺灰色油跡粉砂巖，并進(jìn)行巖樣地化熱解分析。B井的錄井綜合圖見(jiàn)圖11。

6號(hào)層地化熱解分析巖樣為2塊，Pg平均為9.62 mg/g，PS平均為2.82。6號(hào)層的地化熱解分析實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)點(diǎn)均位于PS-Pg水淹級(jí)別判別圖版的油層/弱水淹層區(qū)(見(jiàn)圖10)，判斷6號(hào)層為油層/弱水淹層。6號(hào)層下部(Y025.0 m～Y027.0 m)的微電極幅度差大，自然伽馬低，聲波時(shí)差較大，反映6號(hào)層下部?jī)?chǔ)層物性較好，為該層主要產(chǎn)液貢獻(xiàn)部位。該部位的深感應(yīng)電阻率為26.0 Ω·m，八側(cè)向電阻率為22.3 Ω·m，在G油田油層與弱水淹層的測(cè)井水淹識(shí)別圖版(見(jiàn)圖12)中，該層數(shù)據(jù)位于油層區(qū)，判斷6號(hào)層為油層。對(duì)Y021.6 m～Y027.5 m井段進(jìn)行試油，日產(chǎn)油4.5 m3，綜合含水率為0，6號(hào)層的試油結(jié)論為油層，錄測(cè)井技術(shù)水淹判別結(jié)果與試油結(jié)論相符。

圖11　G油田B井錄井綜合圖Fig.11 Comprehensive mud logging plot for well B in G oilfield

圖12　G油田B井測(cè)井水淹識(shí)別結(jié)果

6　結(jié)論

(1)在模擬江蘇G油田某斷塊儲(chǔ)層條件下，選用孔隙度相近的樣品作為一組,采用非穩(wěn)態(tài)法油驅(qū)水制作純油樣品，再采用穩(wěn)態(tài)法油水同驅(qū)制作不同產(chǎn)水率樣品,測(cè)量不同產(chǎn)水率樣品的地化熱解參數(shù)。該實(shí)驗(yàn)測(cè)量方法能模擬注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中不同水淹階段含油量變化對(duì)地化熱解分析參數(shù)的影響，其測(cè)量結(jié)果可用于研究地化熱解Pg、S1、S2隨產(chǎn)水率變化規(guī)律，以指導(dǎo)水淹敏感參數(shù)的選擇。

(2)隨巖樣產(chǎn)水率升高，地化熱解參數(shù)Pg、S1、S2降低，且Pg降低更明顯。對(duì)于注入水礦化度與原始水礦化度比為0.5的巖樣，0≤Fw≤10%樣品的電阻率明顯高于其他產(chǎn)水率范圍樣品的。隨水淹程度增強(qiáng)，井壁取心樣品地化熱解參數(shù)——PS呈現(xiàn)明顯減小趨勢(shì)。

(3)Pg、PS為G油田某斷塊地化熱解水淹敏感性參數(shù)，RFOC-RILD和RILD為該斷塊測(cè)井水淹敏感性參數(shù)。

(4)采用地化熱解Pg-PS水淹圖版先將油層/弱水淹層、中水淹層、強(qiáng)水淹層區(qū)分開(kāi)，再利用RFOC-RILD和RILD測(cè)井水淹圖版將油層和弱水淹層區(qū)分開(kāi)，建立錄測(cè)井技術(shù)結(jié)合水淹評(píng)價(jià)圖版,其精度明顯高于地化熱解錄井或電阻率測(cè)井水淹劃分圖版精度。

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2016-03-29；編輯：陸雅玲

黑龍江省自然科學(xué)基金項(xiàng)目(D2015012)

宋延杰(1963-)，男，博士，教授，主要從事測(cè)井方法與資料解釋方面的研究。

唐曉敏，E-mail: txmdqpi@163.com

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.004

P618.13

A

2095-4107(2016)03-0024-08