大慶油田源212區(qū)塊扶、楊油層錄井評價方法研究

屈玲玲

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163412）

大慶油田源212區(qū)塊扶、楊油層錄井評價方法研究

屈玲玲*

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163412）

為了解決外圍“三低”油藏流體性質(zhì)識別的“瓶頸”技術(shù)難題，實現(xiàn)對儲層的精細評價，為此，我們充分應(yīng)用錄井新技術(shù)對儲層進行精細評價，通過應(yīng)用巖石熱解分析技術(shù)判斷原油性質(zhì)，應(yīng)用氣相色譜分析資料識別油水層，并結(jié)合測井資料建立了源212區(qū)塊扶楊油層油水層解釋標準。這些新技術(shù)、新方法在油田開發(fā)中起到了重要作用，成為油田開發(fā)中不可缺少的技術(shù)手段，效果顯著。

油田開發(fā)；新技術(shù)應(yīng)用；解釋評價

油田開發(fā)的首要任務(wù)之一就是要認識儲層，掌握油水分布規(guī)律，進而開發(fā)油層，提高產(chǎn)量。為經(jīng)濟有效地搞好肇源油田源212扶余油層的開發(fā)，開展了源212區(qū)塊扶余油層錄井評價方法研究工作，以便更好地指導油田開發(fā)。本研究以現(xiàn)場錄取的井壁取芯為基礎(chǔ)，通過對井壁取芯樣品進行巖石熱解分析、氣相色譜、鏡下熒光分析，綜合應(yīng)用錄井、測井、試油資料求取綜合解釋評價參數(shù)，建立油層解釋標準及儲層原油性質(zhì)評價方法，建立了油水層識別評價方法。

1　源212區(qū)塊扶余油層地質(zhì)特征

源212區(qū)塊為肇源油田東塊，屬裂縫性低孔、特低滲透、低豐度油藏。

1.1構(gòu)造、斷層特征

源212區(qū)塊位于肇源鼻狀構(gòu)造的西翼，扶余油層頂面構(gòu)造深度總體呈現(xiàn)為西高東低、南高北低的形態(tài)，扶頂埋深從-1297～-1550m，落差253m。區(qū)塊內(nèi)扶余油層頂面構(gòu)造斷層發(fā)育且皆為正斷層，主斷層斷穿層位多數(shù)為T1-1-T4層，斷距一般為25～70m，最大為140m。斷層在平面上分布的特點是鼻狀構(gòu)造軸部和西翼各發(fā)育一個斷層發(fā)育帶，將鼻狀構(gòu)造切割成地壘、地塹相間分布的格局。區(qū)塊的中部位于相對開闊的地壘斷塊上，東西兩側(cè)斷層較密集，斷層以南北向為主，其次也發(fā)育有北東和北西向斷層。區(qū)塊為裂縫最發(fā)育帶，密度達到0.05～0.06條/m，儲層發(fā)育高角度垂直縫，裂縫方向以東西向為主。

1.2扶余油層巖性、物性、沉積特征及油層發(fā)育情況

據(jù)錄井資料及巖石薄片鑒定表明，肇源地區(qū)扶余油層儲層巖性多為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖且多含泥局部含鈣，中部埋深1500～1700m，成巖作用強，巖性相對致密，物性差。巖石礦物成分以長石、巖屑為主，分選差，分選系數(shù)平均為3.7，粒度中值0.07～0.14mm，膠結(jié)物以泥質(zhì)膠結(jié)為主，局部為鈣質(zhì)膠結(jié)，膠結(jié)致密，油層孔喉小、連通性差。泥質(zhì)含量7%～15%，泥質(zhì)多具重結(jié)晶，呈團塊狀、薄膜狀及條帶狀分布。粘土礦物中伊利石含量為40%～90%，降低了儲層的滲透能力。據(jù)研究表明儲層具有水敏和鹽敏性，造成油層敏感性傷害，導致油層滲透率和單井產(chǎn)能進一步降低。扶余油層為低孔、特低滲透儲層，平均有效孔隙度12.4%，平均空氣滲透率2.0×10-3μm2，為“三低”油藏，為增儲上產(chǎn)帶來了很大難度。

砂體沉積類型以曲流河點砂壩和河道砂為主，古水流方向以南西—北東向為主。本區(qū)砂巖主要集中在源212-源501和源241區(qū)塊，砂巖厚度在30m以上，有效厚度在8～20m之間，統(tǒng)計區(qū)塊內(nèi)的19口探井和11口評價控制井平均有效厚度10.2m，主力油層為扶Ⅰ7、扶Ⅱ1層，本區(qū)塊平均有效厚度較西塊大，砂巖較發(fā)育。

1.3油水分布

本區(qū)扶余油層縱向油水分布受重力分異控制，總體呈上油下水的分布特點，主力油層油層主要發(fā)育在FII1層以上，局部出現(xiàn)了油水同層、水層，水層多位于扶余油層下部及以下層位。垂向上有3種組合形式：①油層、干層組合；②上油下水組合；③上下油中間水。

平面上各井油注高度相差較大，扶余油層含油井段長在4.0（源354-338）～288.6m（源152），平均116.2m。各井無統(tǒng)一的油水界面，總體看與構(gòu)造趨勢一致，即構(gòu)造高部位油水界面高，低部位油水界面低。

2　巖石熱解及氣相色譜分析技術(shù)評價方法

儲層的含油豐度和原油性質(zhì)是2個影響油層產(chǎn)液量及產(chǎn)能的主要因素，為此我們根據(jù)扶余油層儲層特征，結(jié)合巖石熱解、氣相色譜資料的特點，經(jīng)過分析研究共確定了ST、S1/S2、S0、S1、S2、Q、So、μ、HPI、OPI、RT、RT/Q、Φe、Sw、Swi等項定量參數(shù)。在此基礎(chǔ)上建立了扶余油層地化錄井評價方法。

2.1應(yīng)用巖石熱解分析技術(shù)判斷原油性質(zhì)

目前我們使用的油氣顯示評價儀分析的參數(shù)主要有：S0、S1、S2、RC。RC為單位質(zhì)量巖石熱解后殘余有機碳含量占巖石質(zhì)量的百分數(shù)，單位為%。根據(jù)上述熱解參數(shù)可以得到ST、PS、OPI、HPI等定量評價參數(shù)，并應(yīng)用這些參數(shù)建立了原油性質(zhì)評價方法［1］。

應(yīng)用熱解分析得到S1值表示為輕質(zhì)組分的含量，S2值表示為重質(zhì)組分的含量。

PS=S1/S2

式中：PS——輕重組分指數(shù)，無量綱。

PS越大表明原油性質(zhì)越好，PS越小表明原油越重。因此應(yīng)用PS指數(shù)可以判斷儲層的原油性質(zhì)。

油產(chǎn)率指數(shù)OPI：

OPI=S1/（S0+S1+S2）

式中：OPI——油產(chǎn)率指數(shù)，無量綱。

經(jīng)統(tǒng)計地化分析資料，建立了該區(qū)扶余油層原油性質(zhì)識別標準（見表1）。

表1　應(yīng)用PS指數(shù)及油產(chǎn)率指數(shù)OPI識別原油性質(zhì)標準

2.2應(yīng)用氣相色譜分析資料識別低滲透油水層

應(yīng)用氣相色譜資料的多項分析參數(shù)（如峰形、碳數(shù)范圍、主峰碳數(shù)、Pr/nC17、Pn/nC18、∑C21-/∑C22+等），通過總結(jié)規(guī)律，在識別低滲透儲層油水層方面有了以下幾點新認識：

峰值標準：峰值高過1.0×105，基本定為油層；低于此標準則考慮峰型。

①油層：峰形呈明顯的正態(tài)分布特征，前后均較飽滿，基線較為平直，后部無明顯穹窿。

②油水同層：峰形分布不對稱，前部峰型較飽滿，后假側(cè)峰值跌落明顯，基線不平直，后部有明顯穹窿。

③水層：基線后部有明顯的穹窿，峰形不飽滿，主峰碳突出明顯。

3　錄井油水層解釋標準的建立

為適應(yīng)油田開發(fā)的需要，統(tǒng)計了肇源地區(qū)源212區(qū)塊扶余油層49口探井及開發(fā)井錄井、測井及試油資料，建立了應(yīng)用于本區(qū)塊的錄井井壁取芯實物油層解釋評價標準（表2）；并綜合應(yīng)用井壁取芯巖石地化熱解分析資料、氣相色譜分析等資料，定性地建立了肇源地區(qū)源212區(qū)塊扶余油層錄井油水層解釋評價標準（表3）。

表2　源212區(qū)塊扶余油層井壁取芯錄井資料解釋標準

3.1現(xiàn)場實巖節(jié)育物觀察解釋評價標準

通過及時觀察井壁取芯實物的巖性、物性、含油性、油氣味、含水性、熒光系列對比以及儲層厚度等判斷油水層，結(jié)合試油資料，經(jīng)統(tǒng)計分析建立解釋標準（表2）。

3.2參數(shù)解釋評價標準的建立

不同地區(qū)、不同層位所選取的評價參數(shù)不同，針對本區(qū)扶余油層的特點，通過優(yōu)選評價參數(shù)，建立了參數(shù)解釋評價標準（表3）［2］。

4　應(yīng)用效果分析

表3　肇源地區(qū)扶余油層解釋參數(shù)表

通過錄井新技術(shù)應(yīng)用，總結(jié)出了該區(qū)的有效解釋標準，發(fā)揮了重要作用。肇源油田源212區(qū)塊扶余油層錄井油水層解釋評價標準的建立，對該地區(qū)扶余油層油水層的準確判斷起到了積極的重要作用，該方法在試油的14口井、40層中應(yīng)用見到了較好的效果，提高了油層解釋符合率。

源241-1井為井壁取芯錄井，1、7、9、11號層分別取了4、4、4、3顆井壁取芯，除7號層未見含油顯示外，其他均為含油砂巖。1號層4顆含油砂巖，砂巖疏松，含油顏色呈灰棕色及棕灰色，油質(zhì)分布均勻，油味濃，地化熱解分析反映含油豐度較高，氣相色譜分析結(jié)果呈差油層特征，且該層含油厚度大，為本井的主力產(chǎn)油層，錄井解釋為油層。9號層4顆含油砂巖反映該層頂?shù)咨皫r含泥重，油質(zhì)呈條帶狀分布，中部油質(zhì)分布均勻，含油較飽滿，油味濃，地化熱解分析反映含油豐度中等，氣相色譜分析結(jié)果呈差油層特征，錄井解釋為差油層。11號層3顆井壁取芯均為褐灰色含油粉砂巖，砂巖疏松，油質(zhì)分布均勻，含油較干枯，油味淡，普照無熒光，滴照呈黃色，地化熱解分析反映含油豐度較好，氣相色譜分析結(jié)果呈差油層特征，錄井綜合分析，解釋該層為差油層。7號層4顆井壁取芯均為灰色粉砂巖，巖性致密，物性差，綜合解釋為干層。經(jīng)試油驗證1、7、9、11號層壓后抽汲，日產(chǎn)油1.686t/d，結(jié)論為低產(chǎn)工業(yè)油層，與我們解釋結(jié)果符合。

5　結(jié)論

（1）應(yīng)用項目研究成果可以較大地提高源21區(qū)塊扶余油層的油水層解釋符合率，從而為油田開發(fā)帶來較大的經(jīng)濟效益。

（2）項目研究成果為完井方法及制定合理的試油方案提供了可靠依據(jù)，下套管之前可測知疑難儲層的流體性質(zhì)，從而決定是否下套管，節(jié)約了試油費用及后期堵水費用，因此也減少了因試油、壓裂而帶來的巨大投資，并且對提高鉆井成功率也具有重要的指導意義。

（3）本方法緊密結(jié)合油田開發(fā)生產(chǎn)實際、在實際生產(chǎn)中得到了驗證，見到了較好的效果，因此在今后的推廣應(yīng)用中必將創(chuàng)造出較大的經(jīng)濟效益。

［1］郎東升.儲層流體的熱解及氣相色譜評價技術(shù)［M］.石油工業(yè)出版社，1999：108-152.

［2］郎東升.油氣水層定量評價錄井新技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004.

TE122.2

A

1004-5716（2016）10-0042-03

2015-11-18

屈玲玲（1983-），女（漢族），黑龍江大慶人，助理工程師，現(xiàn)從事錄井技術(shù)研究工作。