基于巖石熱解和熒光顯微圖像分析的儲層流體性質劃分及應用
——以輪南2油田JIV油組為例

左小軍， 袁文芳， 何巧林， 秦 紅， 曹少芳， 邢 星，凡 閃， 張 文， 何虎莊

( 1. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發研究院，新疆 庫爾勒 841000； 2. 中國石油塔里木油田分公司 塔中勘探開發項目經理部，新疆 庫爾勒 841000 )

基于巖石熱解和熒光顯微圖像分析的儲層流體性質劃分及應用
——以輪南2油田JIV油組為例

左小軍1， 袁文芳1， 何巧林1， 秦 紅1， 曹少芳1， 邢 星1，凡 閃1， 張 文1， 何虎莊2

( 1. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發研究院，新疆 庫爾勒 841000； 2. 中國石油塔里木油田分公司 塔中勘探開發項目經理部，新疆 庫爾勒 841000 )

塔里木盆地輪南2油田JIV油組電阻率普遍偏低，個別油層電阻率比水層電阻率還低，含油性評價主要根據試油和試采結論；未試油層段儲層含油和油藏油水界面不明確。為精細解釋儲層流體性質、判斷油水界面及解決采收率低等問題，利用輪南2油田JIV油組12口取心井的巖石熱解和熒光薄片圖像分析進行流體性質劃分，明確在不同流體性質下巖石熱解數據和熒光顯微圖像的變化特征。利用巖心含油性觀察、巖心物性分析和生產動態資料，制定劃分儲層流體性質的方法，建立一套適合輪南2油田JIV油組的流體性質半定量劃分標準。生產動態資料分析證明流體性質劃分標準的準確性和方法的實用性。

輪南2油田JIV油組； 巖石熱解； 熒光顯微圖像分析； 流體性質； 儲層

0 引言

輪南2油田JIV油組為構造層狀邊水油藏，JIV1和JIV2是其主要產層段，電阻率普遍較低[1]，采用常規電阻率測井不能很好地識別油水層[2]。經過多年注水開發，油田已經進入高含水期[3]，JIV油組5口生產井平均含水率超過80%，其中一口井含水率達到99%以上。該油田開發存在主要問題：一方面是儲量高(680萬t)、采收率低(24.5%)、含水率高(98.9%)，低采出程度與高含水率的矛盾突出；另一方面是水淹模式、隔夾層展布、剩余油分布等不清楚，嚴重制約油田高效開發。為準確劃分儲層流體性質，識別隔夾層，判斷油水界面，分析剩余油分布和高儲低采原因，開展基于多種方法的流體性質劃分研究。

目前，非測井儲層流體性質評價方法較多，如利用熱解氣相色譜特征[4]、巖心氯化鹽含量[5]、氣測錄井資料[6]等，主要采用巖石熱解數據建立含油性解釋標準[7-10],或通過熒光薄片顯微圖像技術判斷儲層含油性[11-17]。受取樣位置、取樣間隔和使用方法局限性等因素影響，單一方法解釋儲層流體性質存在一些不確定性。

以12口取心井的739個巖石熱解數據和719片熒光薄片分析資料為基礎，研究儲層巖石熱解和熒光薄片圖像分析鑒定流體性質規律，輔助12.65 m巖心含油性觀察和427個物性分析數據等資料，建立適合輪南2油田JIV油組的基于多種方法的半定量評價流體性質標準，為油田高效開發提供含油性依據，也為其他油田的勘探開發提供技術參考。

1 巖石熱解

1.1 流體性質劃分原理

巖石熱解是模擬石油蒸餾原理，在熱解裝置中,把儲集巖中油氣按不同的溫度范圍蒸發或熱裂解，得到單位質量巖石中含氣量(S0)、汽油量(S1)、煤油和柴油量(S21)、蠟和重油量(S22)、膠質和瀝青質熱解烴含量(S23)、殘余有機碳量(S4)等分析參數，進而分析油(氣)總產率Pg(Pg=S0+S1+S2+S4/0.83)和油產率指數OPI(OPI=S1/Pg)[8]。其中，Pg為儲集巖的含油氣豐度，即視含油飽和度；OPI為儲集巖的含油指標。在輪南2油田JIV油組巖石熱解S0極低條件下，OPI越高，原油中的輕組分含量越高，可以判斷原油性質。

1.2 流體性質劃分參數

輪南2油田JIV油組原油密度為0.842 g/cm3，屬偏中質的輕質油。根據LN5井JIV取心段巖石熱解綜合柱狀圖，儲集巖中烴類成分主要是汽油(S1)、煤油和柴油(S21)、蠟和重油(S22)。其中煤油和柴油(S21)是原油的主要成分，占烴類總量的一半以上。

為更準確地分析儲層含油性，根據多口取心井巖石熱解參數，以及巖心含油性、物性、測井解釋分析，選取S1、S21、Pg和OPI1+21作為評價標準參數，其中OPI1+21=(S1+S21)/Pg，為儲集巖中“可動油”含油豐度參數。

1.3 流體性質劃分標準

中子壽命測井可以較好地識別低阻油藏的油、水層和水淹層。綜合考慮完井時間及該井或鄰區生產史等，LN209井是12口取心井中唯一一口在首次中子壽命測井時未發生水淹，即鉆井取心時的油水分布與首次中子壽命測井時的油水分布一致。輪南2油田JIV油組中子壽命測井解釋油層閾值為19 c.u.，根據該井的巖石熱解多項參數與中子壽命測井的俘獲截面數據(Fsig)(見圖1)，確定油層的各項熱解參數閾值。

圖1 LN209井儲層熱解參數與Fsig關系Fig.1 The relationship between the parameters of reservoir pyrolysis and Fsig of LN209 well

由圖1可以看出，輪南2油田JIV油組油層的S1+21和Pg與差油層、油水同層、水層有明顯差別，油層各項熱解參數明顯高于包括差油層在內的其他儲層，S1+21大于5.0，Pg大于8.0，OPI1+21大于0.5。LN2-22-H2井取心段巖石熱解流體性質劃分結果見圖2。由圖2可以看出，在上部含油層段中，受砂體非均質性影響，存在一些滲透率較差的差油層，同時輪南2油田油氣充注能量不足,導致差油層含油飽和度較低，各項巖石熱解參數較低，與油水同層很難區分。一般情況下，由于干層物性差，多為中低孔、低滲儲層，膠質、瀝青質等重質油難以充注，僅部分儲層充注氣、汽油和煤油等輕質油，但豐度很低。因此，一些干層的OPI1+21與油層的接近(大于0.5)，而其他參數值近于0。

結合巖心含油性和試油試采結果，確定其他流體性質各項熱解參數閾值，建立適用于輪南2油田JIV油組的流體性質定量巖石熱解劃分標準(見表1)，熱解參數S1+21與OPI1+21關系見圖3。由圖3可以看出，差油層和油水同層的含油豐度和輕質組分含量相差不大，難以用熱解方法區分，其他4種流體性質區分明顯。

圖2 LN2-22-H2井取心段巖石熱解流體性質劃分Fig.2 Division of rock pyrolysis fluid properties in core of LN2-22-H2 well

表1 輪南2油田JIV油組儲集巖流體性質的巖石熱解劃分標準

圖3 研究區儲層熱解參數S1+21與OPI1+21關系Fig.3 The relationship between S1+21 and OPI1+21 paramaeters of reservoir pyrolysis

2 熒光薄片圖像分析

2.1 流體性質劃分原理

石油瀝青按照成熟度可以劃分為油質瀝青、膠質瀝青、瀝青質瀝青和炭質瀝青。在紫外光照射下，石油瀝青中某些具有共軛雙鍵的有機物質(含生色團和助色團)可被激發而發熒光[18]。在熒光顯微鏡下，儲層中瀝青物質的發光顏色反映瀝青的組分，發光強度反映瀝青的含量，發光產狀反映瀝青在巖石中分布[19]。

2.2 流體性質熒光特征

(1)粒間孔隙中熒光的顏色、發光強弱與含油性有密切關系，顏色偏白、藍代表油質輕，發光強代表含油豐度高(見圖4(a))。

(2)粒間孔隙含油，并浸染雜基與顆粒，浸染范圍越大，熒光越亮，預示含油豐度越高，顏色越偏白、藍，油質越輕，越能獲得高產油流(見圖4(b))。

(3)有時鏡下無粒間孔(粒間孔被雜基充滿)，雜基被油質侵染(見圖5)，熒光亮度、顏色與油層孔隙中的熒光類似，儲層為差油層。

圖5 研究區顯微鏡下差油層的熒光特征Fig.5 Fluorescence characteristics of poor oil reserves under microscope in the study area

(4)油水同層或含油水層的熒光薄片,在鏡下可見熒光主要集中在較細的喉道或吸附在顆?；螂s基表面，亮度偏暗，顏色多為藍色或橙黃色。

2.3 熒光含油性解釋標準

文獻[11-17]利用熒光顯微圖像特征判別油層、油水同層、水層和不同級別水淹層。根據不同流體性質下熒光特征與巖心含油性、試油、試采數據，粒間孔隙和雜基中油質瀝青質量分數，以及熒光亮度、顏色、發光部位等參數，建立適用于輪南2油田JIV油組的流體性質定量熒光顯微圖像分析劃分標準(見表2)。

表2 輪南2油田JIV油組儲集巖流體性質的熒光顯微圖像分析劃分標準

3 綜合劃分標準及應用

3.1 劃分標準

根據輪南2油田12口取心井巖心含油性觀察、物性分析和試油成果，結合微觀巖石熱解標準和熒光顯微圖像分析標準，建立儲層流體性質綜合劃分標準(見表3)。

3.2 現場應用

在12口取心井中挑選最有代表性的LN5和LN2-18-H1井進行儲層流體綜合評價。完鉆于1989年的LN5井是研究區內第二口探井、第一口生產井，也是唯一一口完井后即在JIV油組進行生產的取心井。該井生產時油藏保持原始油水狀態，未發生水淹，生產數據最能說明儲層流體性質解釋的準確性。

LN5井的巖石熱解參數S21、S1+21、Pg值在4 575.05 m深度降為0，說明從該深度向下“可動油”含油豐度值為0；OPI1+21在該深度也出現明顯下降，且沒有再次回升，說明在4 575.05 m深度以下的井段輕質“可動油”含油豐度較低(見圖6)。在4 575.05 m深度巖石熱解參數OPI1+21為0.6，其他參數在解釋標準差油層范圍內，因此巖石熱解分析結果為差油層。該深度的熒光顯微圖像(見圖7)顯示，熒光顏色以藍、白色為主，亮度為亮，粒間孔中油質瀝青質量分數為73.94%，為典型油層。根據巖心含油性觀察結果，該深度巖心為淺褐灰色含油中砂巖，呈松散塊狀，滴酸不起泡，新鮮面滴水呈珠狀，也是典型的油層。巖心含油性觀察與熒光顯微圖像分析的含油性一致，巖石熱解出現偏差是因為巖心為松散塊狀，輕烴組分有一定的散失而造成表征含油豐度的S1+21和Pg偏低。表征原油性質的OPI1+21基本不受影響，由取樣方式的差異造成兩者結論矛盾，側面反映兩種微觀評價方法的準確性，以及與宏觀劃分方法的互補性。

圖6 LN5井取心段半定量流體性質劃分Fig.6 Semi-quantitative fluid properties in core of LN5 well

圖7 LN5井測井解釋水層段熒光薄片和巖心含油性特征

LN5井取心段測井解釋6.00 m油層，利用流體性質劃分標準解釋為油層5.38 m/5層，差油層為0.20 m/1層，其余為3.38 m/3層的干層；與測井解釋結果差別較大，測井解釋油層內含有大量不產油干層或低產油的差油層，導致計算儲量偏大、采收率偏低。根據該井JIV油組的生產曲線(見圖8)，該井日產油從初期的150 t迅速增加到350 t，然后快速回落到80 t，說明該井主力產油層較薄，無法支持長期高效生產。根據巖石熱解數據，取心段含油豐度最高的井段為4 568.40～4 569.00 m，該井段為該井JIV油組的主力產層；其他層段含油豐度相對較低，應為次產層或不產油的干層。這與試采結論符合，表明新建立的適用于輪南2油田JIV油組的流體性質劃分標準是可靠的。

圖8 研究區LN5井生產曲線Fig.8 Production curve of LN5 well in the study area

LN2-18-H1井完鉆于2008年6月，位于構造低部位，測井解釋JIV1+2全部為干層和水層。根據巖石熱解參數(見圖9)，4 569.50～4 575.00 m井段巖石熱解參數高于流體性質劃分標準中油層的下限值，

圖9 LN2-18-H1井取心段半定量流體性質劃分Fig.9 Semi-quantitative fluid properties in core of LN2-18-H1 well

且超過LN5井主力產油層的。熒光顯微圖像含油性分析(見圖10)結果表明，該井段多屬于油層(見圖9)，巖心粒度較粗，多為粗砂巖—小礫巖，含油級別多為油浸—含油，呈滴水珠狀或半珠狀，不滲或局部緩滲。根據流體綜合劃分標準，該井取心段新增油層4.52 m/5層、差油層1.42 m/6層、干層2.63 m/3層，還有7.00 m的含水層(見圖9)。LN2-18-H1井流體性質解釋結果說明，在勘探開發28 a后，位于構造低部位的該井及附近區域原油基本未動用，可以作為上返井進行開發。

圖10 LN2-18-H1井熒光薄片與巖心含油性特征

4 結論

(1)根據油藏原油參數建立的流體性質綜合劃分標準更貼合實際，能有效識別油層、水層和隔夾層，準確率更高；適用范圍廣，尤其對低阻油層的識別；解釋精度高，單位層厚取決于取樣間隔，最小層厚度可小于0.1 m，可解釋油藏原始油水界面和開發中后期水淹層位。

(2)輪南2油田JIV油組流體性質劃分結果表明，測井資料無法準確識別油層中的干層和低產油層，使得上交油層厚度偏大，含油豐度偏高；局部區域和層位原油未動用；開發井高滲儲層生產過快，造成邊底水快速錐進，使低產油層無法生產，附近原油被水封堵而無法采出。

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2016-12-23；編輯：任志平

國家科技重大專項(2016ZX05004-004)

左小軍(1985-)，男，碩士，工程師，主要從事沉積儲層地質方面的研究。

TE33+1；TE133.1

A

2095-4107(2017)02-0094-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.02.010