特低滲儲層流體賦存狀態可視化研究與應用

付連明 朱喜萍 甘仁忠，周杰，鄭以華 金庭科

(中石油新疆油田分公司勘探公司，新疆 克拉瑪依 834000) (中石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 昌吉 831511) (中石油新疆油田分公司勘探公司，新疆 克拉瑪依 834000) (中石油西部鉆探工程有限公司錄井工程公司，新疆 克拉瑪依 834000)

特低滲儲層流體賦存狀態可視化研究與應用

付連明 朱喜萍 甘仁忠，周杰，鄭以華 金庭科

(中石油新疆油田分公司勘探公司，新疆 克拉瑪依 834000) (中石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 昌吉 831511) (中石油新疆油田分公司勘探公司，新疆 克拉瑪依 834000) (中石油西部鉆探工程有限公司錄井工程公司，新疆 克拉瑪依 834000)

針對準噶爾盆地腹部侏羅系碎屑巖儲層流體含量精細化評價難度大的問題，通過試驗數據分析，對錄井參數進行刻畫，利用核磁定量化參數及巖心流動試驗精細刻畫儲層流體含量，顯微熒光薄片觀察油水在儲層滲流通道中的微觀分布特征，形成碎屑巖儲層流體性質的定量化與可視化評價方法，從而提高碎屑巖儲層流體評價準確性。D13井、F003井及M23井的現場應用表明，碎屑巖儲層流體性質的定量化與可視化評價方法能夠從微觀角度直觀展示儲層流體賦存狀態，為試油選層、優選改造工藝提供決策依據。

碎屑巖；流體識別；核磁定量化；顯微熒光薄片；可視化

低滲透油藏在我國已探明儲量中所占比例越來越大，具有很大的勘探開發潛力，是當前和今后一段時間內石油勘探開發的主要領域。從開發特征上看，所儲油氣開采率主要受儲層流體賦存狀態影響，包括儲層微觀特征、流體性質判別、可動流體飽和度等[1]。目前，大多通過錄井技術、測井技術來定性識別儲層流體性質。但由于儲層巖性多樣化、孔隙結構差異化，尤其在油藏關系復雜、油(氣)水層測井響應分異小時，儲層流體性質的判別存在很多局限性和挑戰性，對于油(氣)層中是否含水、含水量等參數難以精確定量計算，導致儲層流體認識不夠，嚴重影響試油選層、儲層改造工藝的實施[2]。針對準噶爾盆地腹部侏羅系碎屑巖儲層流體含量精細化評價難度大的問題，筆者通過精細刻畫儲層流體含量，定量分析儲層含油性，觀察油、水在儲層滲流通道中的微觀分布特征，形成了碎屑巖儲層微觀孔隙特征及流體性質的定量化與可視化評價方法，提高了碎屑巖儲層流體評價的準確性。

1 工區概況

目前，準噶爾盆地腹部侏羅系錄井流體識別主要從巖性、物性、含油氣性、含水性和地層能量幾個方面進行描述，錄井絕對解釋符合率偏低，主要表現在流體性質判別把握比較大，但對油水比例及流體在微觀孔隙結構中的賦存狀態不清楚。2013～2014年，準噶爾盆地腹部侏羅系試油17層，絕對解釋符合率僅為41.2%，主要表現為油水比例判斷不精確，流體含量精細化評價難度大，解釋含油(氣)水層、試油油(氣)水同層4層，解釋油水同層、試油含油水層3層。

2 巖心顯微熒光薄片數字化應用系統的建立

2.1利用原油刻度顯微熒光制定油質的判定標準

利用顯微鏡對巖心樣品進行熒光顯微成像，得到一定波長范圍內巖心表面熒光各波長的單色圖像，利用相應的軟件做進一步的數據處理，得到發光顏色、發光強度及發光部位等多維信息[3]。通過選取不同密度的凝析油、中質油及(超)重質油巖心樣品進行熒光顯微成像分析，結果如圖1所示。根據不同密度原油在熒光顯微成像中發光顏色和發光強度的不同，分別制定發光強度分級標準和熒光顏色分級標準，能夠自動對比確定量化值和自動識別確定色階值。

圖1 不同密度原油的在顯微熒光下的發光顏色及發光強度

圖2 J208井顯微照片

2.2地層流體在儲層中的賦存特征

熒光顯微圖像技術是應用錄井技術評價儲層的新方法之一，其目的是評價儲層微觀特征及流體性質，利用巖心顯微熒光薄片建立儲層流體賦存狀態的可視化評價方法，并實現數據的定量化采集。地層流體在巖石中的分布特征多種多樣，主要分布于粒間孔、構造裂縫、膠結物內微孔和粒內縫，對碎屑巖來講主要分布于粒間孔、粒內溶孔、膠結物內微孔，可根據熒光的產狀及組合準確判斷產層的流體性質[4，5]。圖2為J208井4074.35m的顯微照片，可以看出，主孔喉主要被烴類占據，可動水較明顯，基質未受浸染，孔隙發育，儲集空間相對較小，滲流能力差。

2.3儲集層油水量化識別

石油的發光性質取決于它的化學成分。一般情況下，水是不發熒光的，如果水中混入一定濃度的烴類物質，就會發出熒光。由于水中烴類物質含量很低，它發出的熒光無論從色調、亮度、飽和度上都與石油熒光有差別，這也是利用熒光顯微圖像技術對油水進行識別、判定的基礎。通過物性、熒光薄片的系統取樣、對比分析，對圖像的熒光與非熒光顯示進行分割，結合人工識別進行修正，并進行熒光特征的提取和矩陣劃分，再利用熒光特征矩陣進行求和計算，所得之和即為含油面積。

以顯微熒光薄片圖像為基礎，以計算機圖像處理技術為工具，對熒光圖像的發光顏色、發光強度、發光面積進行量化統計分析，結合巖心樣品喉道、微細裂縫理化參數，開發了《巖心顯微熒光薄片數字化應用系統》，實現了顯微熒光圖像智能對比分析處理、展示及輸出成果報告。

3 巖心流動試驗結合核磁數據評價可動流體飽和度

根據核磁共振弛豫時間界限，可將賦集于巖石孔隙中的流體分為可動流體與束縛流體。該次研究采用離心法確定可動流體飽和度、束縛流體飽和度及錄井核磁橫向弛豫時間截止值(τ2,cutoff)[6]，并根據測量結果對錄井核磁τ2,cutoff進行標定，通過稱重法驗證所測孔隙度和滲透率結果。試驗測出巖樣可動流體飽和度和束縛流體飽和度后，再通過巖心流動試驗測量巖樣的可動流體，在不同流速下進行巖心驅替試驗，得出儲層產出程度[7]。試驗結果表明，核磁共振分析結果與巖心流動試驗計算結果基本符合，核磁共振測試的巖樣產出率、殘余油飽和度數據準確性較高(見表1)。

表1 不同流速(壓差)水驅油流動試驗與核磁共振測試對比表

4 顯微熒光圖像的殘余油賦存狀態對比分析

取驅替前的原始巖樣，驅替后巖樣的進口端(前端)、中間以及出口端(后端)磨制巖樣薄片，在偏光顯微鏡下觀察巖石結構、孔隙分布，再通過熒光顯微鏡觀察，對樣品進行粗略描述，判斷孔隙中剩余油和水的分布狀況。根據偏光顯微鏡和熒光顯微鏡下的巖石顆粒結構及油水分布，可觀察巖石顆粒磨圓度、接觸類型、喉道類型等。對比分析顯微熒光圖像的殘余油賦存狀態，指導原始圖像進行特征刻畫。如圖3所示，原始巖樣的熒光圖像特征：發光面積2.69%，發光強度2，色階值2，主要發綠黃、黃綠、褐等色，熒光賦存狀態主要為基質侵染、簇狀、喉道狀吸附，主孔喉見可動水；驅替后巖樣的熒光圖像特征：發光面積1.23%，發光強度1，色階值1，主要發灰白、暗褐等色，殘余熒光賦存狀態主要為角隅狀、孔表薄膜狀吸附。通過肉眼觀察與驅替前、后熒光量化數據分析表明，巖樣驅替前、后水洗作用較明顯，有極少量油被水所驅替。

圖3 巖樣驅替前、后顯微熒光圖像

5 顯微熒光薄片解釋評價標準的建立

通過巖心顯微熒光薄片數字化應用系統，對油層、油水同層、含油層、含油水層、水層等進行儲層流體賦存狀態顯微熒光表征參數識別，觀察熒光顏色、色差、亮度及產狀，量化發光面積，分析孔隙特征及主孔喉流體特征，初步建立顯微熒光圖像表征參數評價標準(見表2)。

表2顯微熒光圖像表征參數評價標準

6 現場應用

將顯微熒光圖像表征參數評價標準與巖心核磁數據進行有機結合，形成了一套適用于現場的儲層流體賦存狀態微觀可視化解釋標準。利用該標準對D13井不同層位進行分析(圖4)，可以看出，巖心熒光薄片主孔喉見明顯可動水，基質受浸染，熒光顏色為綠黃色，不均勻，色差明顯，可溶烴呈角隅狀、簇狀吸附；發光面積為1.05%～3.96%，孔隙度為2.67%～11.30%，滲透率為0.01～1.08mD，含油飽和度為33.73%～56.99%，束縛水飽和度為42.52%～55.18%，含水飽和度為43.01%～66.27%，可動流體飽和度為17.39%～19.12%。D13井試油結果表明，百口泉組(4175～4280m)獲得高產工業油氣流，平均日產油氣流達30m3，日產水5.67m3。初步預測，研究區百口泉組有利勘探面積達700km2，勘探前景非常廣闊。

圖4 D13井微觀可視化解釋標準評價示意圖

7 結論

1)以顯微熒光薄片圖像為基礎，以計算機圖像處理技術為工具，對熒光圖像的發光顏色、發光強度、發光面積進行量化統計分析，結合巖心樣品喉道、微細裂縫理化參數，開發了錄井巖心顯微熒光薄片數字化應用系統，建立了顯微熒光圖像表征參數評價標準。

2)將顯微熒光圖像表征參數評價標準與巖心核磁數據進行有機結合，形成了一套適用于現場的儲層流體賦存狀態微觀可視化解釋標準，實現了對儲層流體賦存狀態可視化評價。

3)儲層流體賦存狀態微觀可視化解釋標準從微觀角度直觀展示流體賦存狀態，為試油選層、優選改造工藝提供決策依據，建議在新疆油田進一步推廣使用。

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[編輯] 龔丹

P631.84

A

1673-1409(2017)19-0035-05

2016-06-03

付連明(1986-)，男，工程師，主要從事油氣勘探方面的研究工作，fulming@petrochina.com.cn。

[引著格式]付連明，朱喜萍，甘仁忠，等.特低滲儲層流體賦存狀態可視化研究與應用[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(19):35～39.