輕質油層錄井水淹評價方法研究

馬德華，孫秋霞

（大慶地質錄井一公司資料解釋評價中心，黑龍 江大慶 163411）

1 輕質油層井壁取芯取樣及識別方法

1.1 輕質油層井壁取芯取樣方法

錄井井壁取芯樣品現場取出后，到送至化驗室分析至少需要8～12h。輕質油層原油密度低，油質輕，易揮發，沒有樣品保護措施，烴類損失嚴重，影響解釋精度。選取輕質油層樣品在現場立即進行巖石熱解分析分析、無保護措施分別放置4h、8h、12h再次進行分析樣品在放置4h的時候，烴類損失最為嚴重，8h、12h烴類損失大致相當，實驗表明放置時間越長，烴類損失越嚴重，分析值越低。

目前常見、價格便宜、密封性好的材料有食品保鮮膜、塑料袋、蠟紙、石蠟等。在現場選取一口井中含油均勻的井壁取芯樣品，將樣品分成六份：①不加保護措施，②塑封法，③薄膜法，④蠟封法，⑤塑封+蠟封法，⑥薄膜+蠟封法，進行巖石熱解分析。實驗得出，樣品經過密封后比密封前巖石熱解分析P g值均有所提高，塑封+蠟封法與薄膜+蠟封法密封效果大致相當，P g值均提高3～7mg/g，P g值提高30%以上。由于塑封法操作需要封口機，井壁取芯人員一個人在現場取樣、描述再塑封不易操作，薄膜法相比之下更容易操作，為此選擇薄膜+蠟封法密封井壁取芯樣品。

1.2 輕質油層識別方法

根據實物觀察、地化色譜、氣測資料等，建立了輕質油層的識別方法。

1.2.1 實物觀察

通過對巖芯的觀察描述能直觀、及時地識別出輕質油層，輕質油層具有以下幾方面特點：①巖芯出筒時巖芯表面有氣泡，有時可聽見“嗤、嗤”的響聲（井壁取芯樣品現象不明顯）；②觀察巖芯，含油砂巖含油顏色淺。一般為淺棕灰色；③具有較濃的油氣味，刺鼻；④熒光普照以淺黃色為主，且熒光分布不均勻；⑤久置后二次觀察無油味無熒光[1]。

1.2.2 氣測資料

輕質油層巖屑受鉆井液的沖洗影響，烴類損失大，巖屑識別難度較大，用氣測錄井可以對此進行彌補。通過氣測錄井異常顯示判別輕質油層，全烴最大值與基值的比值一般大于3～5倍，甲烷相對含量一般在87%左右。

1.2.3 巖石熱解分析

輕質油層含油砂巖巖石熱解分析S1值明顯高于S2值，因此原油輕重組分指數PS(S1/S2)可以判斷儲層的原油性質，在分析及時的情況下，PS越大表明原油性質越好，PS越小表明油質越重。

1.2.4 飽和烴氣相色譜分析判別方法

輕質油層飽和烴氣相色譜分析一般主峰帶較窄，主峰碳響應值高，峰形為前三角形或正態峰型，碳數分布范圍為n C11～n C25，主峰碳數為n C17～n C19。

1.2.5 熒光顯微圖像識別方法

輕質油層發光較均勻，熒光強度中等，熒光顏色以綠、黃綠、黃色為主，基本見不到橙黃色，具微弱色差，發光瀝青主要以吸附狀、簇狀賦存于粒間。局部見原油輕質成分富集，熒光強度較高。

2 輕質油層原始油水同層識別方法

2.1 輕烴分析資料判別含水性

利用輕烴分析資料識別油水層時，在烴源巖有機質類型及熱演化程度一致的情況下，主要依據生物降解作用及化合物在水中的溶解度的差異識別油水層。原油中正常原油和天然氣的異構已烷濃度系列不受母質類型和成熟度的影響，也不受油氣運移的影響，始終保持2-MC5＞3-MC5＞2、3-DMC4＞2、2-DMC4的順序規律，若在油氣藏中存在喜氧細菌降解作用，異構己烷系列的順序發生變化，根據其變化可識別生物降解程度。新肇、新站、龍虎泡油田根據輕烴分析資料不屬于嚴重降解原油，因此采用長垣以西地區根據試油資料分正常原油和中等降解原油分別建立的輕烴分析參數IC/CYC～IC/NC及AC～CYC圖版判別油水層。

2.2 巖石熱解分析參數特征

油水同層ST值10～15mg/g范圍內，變化相對較為穩定，S1/S2值在2.0～3.0范圍內。不同水洗程度熱解參數一般為ST值為4～15mg/g，S1/S2一般為1.3～2.5，變化范圍較大。

2.3 飽和烴氣相色譜分析譜圖特征

當儲層為原始油水同層時，水中含有的氧及細菌與部分烴類發生菌解和氧化作用，使正構烷烴減少，異構烴類與雜原子化合物增加，反映在譜圖上，色譜峰值降低、輕組分減少、碳數范圍變窄等特征，但相鄰正構烷烴的構成都是有規律的次序遞增或遞減，譜圖峰型常見前三角型、偶見大梯形等，而水洗油層由于油水接觸的時間較短，水對原油產生氧化、菌化作用較弱。

不同水洗程度飽和烴色譜圖特征為峰高值變化范圍隨水洗強度不同而變化，水洗強度越強，峰值越低，一般為0.4～1.5mV，峰帶較寬，具有純油層特征，峰型發生變化，相鄰正構烷烴的構成不再是有規律的次序遞增或遞減，一般為雙峰型、平頭峰、“V”字型等。

2.4 熒光顯微圖像特征

輕質油層純油層熒光顏色以淡黃、綠黃、黃色為主，原始油水同層隨著含水率的升高，熒光顏色由較均勻到不均勻，色差逐漸增大，熒光顏色逐漸紅移，熒光的亮度逐漸升高，發光瀝青由油質瀝青逐漸變為膠質瀝青，偶見瀝青質瀝青，多以吸附狀態存在，含水增加到一定程度，亮度降低，色差更大。

水洗油層發光瀝青的狀態變化較大，從原始油層的粒間吸附狀向簇狀、角隅狀、薄膜狀、孔表吸附狀轉變，弱水洗時，水浸呈條帶狀或斑狀，中水洗時，油水呈乳化狀或連通較好孔隙可見含水，強水洗時，水或以獨立狀態存在，或以“油包著水”的狀態存在，如一個物性相對均勻的正韻律層，由上至下，熒光圖像反映的是水洗程度由弱到強的變化過程，而原始油水同層由上至下反映的是一致的現象。

3 錄井水淹層綜合評價方法

錄井水淹響應機理分析表明，注水開發過程中，驅替作用是主要的，浸洗作用是次要的。浸洗作用對原油的輕質組分的變化影響較大，通過總結地化色譜譜圖和熒光顯微圖像的變化特征可建立單項資料直觀定性評價方法。驅替作用對巖石孔隙中含油飽和度的變化影響較大，地化熱解巖石產烴潛量Pg（mg/g）、輕烴總面積∑C（104Pa·s）、飽和烴總面積As（mV·s）和熒光顯微圖像熒光面積等參數都是反映含油飽和度的參數，應用錄井資料處理技術，求取巖石熱解法含油飽和度，飽和烴、輕烴、熒光顯微圖像量化參數，以驅替效率判別水洗狀況原理為指導，結合測井資料建立錄井水淹層評價的基本方法。

3.1 巖石熱解分析評價方法

在相同孔隙度條件下，隨剩余油飽和度的降低，水洗程度增大；在相同剩余油飽和度條件下，隨孔隙度的增加，水洗程度增大，因此，用孔隙度與剩余油飽和度參數可以快速定性判斷水洗程度。

3.2 輕烴氣相色譜譜圖直觀判別方法

以水驅油實驗為基礎，根據含油濃度近似的同一層樣品輕烴分析各項參數及譜圖差異，利用D69-J71、L10-J12井密閉取芯資料將分析譜圖與參數結合起來進行評價，建立了輕質油層輕烴分析譜圖直觀判別方法及判別標準（表1）。

表1 輕質油層不同水洗程度輕烴氣相色譜判別標準

3.3 飽和烴氣相色譜圖直觀判別方法

水驅油實驗提供了不同含水率條件下譜圖峰值的變化幅度以及峰型的變化趨勢，對于輕質油層，孔隙度相同的條件下，未洗油層主峰碳響應值達到1.0mV以上，正態峰型，而主峰碳響應值降至0.6mV，為強水洗特征。響應值每下降0.3～0.4mV，水洗程度相應上升一個級別，峰型變化趨勢是：正態型（半圓形或扇面形）—“V”字型—單峰突出型(“山”字型)—平頭峰型—不規則形。應用飽和烴數據處理軟件，對飽和烴氣相色譜圖形特征進行了量化表征[2]，求取了圖形特征參數二次函數(a1)，以新井投產資料及密閉取芯資料為依據，結合譜圖峰值的變化幅度以及峰型的變化趨勢建立了飽和烴氣相色譜量化參數評價標準（表2）。

表2 輕質油層不同水洗程度飽和烴氣相色譜判別標準

3.4 熒光顯微圖像的直觀判別方法

統計新站、新肇、龍虎泡油田實際投產井熒光顯微圖像資料，主要依靠熒光圖像中的熒光顏色、發光強度、發光面積、剩余油產狀等特征直觀定性判斷水淹程度[3]。總結了輕質油層不同水洗程度的熒光顯微圖像特征及判別標準（表3）。

表3 輕質油層不同水洗程度熒光圖像特征

4 應用效果

應用本項目研究成果，在大慶外圍新肇、新站、龍虎泡油田新鉆調整井共解釋了17口井175層，經16口井81層投產驗證，水淹層解釋符合率達86.4%，提高11.8%，應用效果較好。

L15-J04井：薩Ⅰ油層組SⅠ3、SⅠ4、SⅠ52號層鉆井取芯見油浸0.81m，油斑1.13m，地化校正計算含油飽和度為37.2%～53.3%。輕烴色譜資料顯示SⅠ4號層輕質組分較完整，響應值較高，呈弱洗特征。飽和烴資料顯示SⅠ3號層譜圖組分完整，峰值中等呈差油層特征；SⅠ4、SⅠ52號層譜圖峰型發生變化呈小“V”字型，峰值下降較明顯，均呈弱—中水洗特征。熒光顯微圖像資料顯示SⅠ3號層為含泥粉砂巖，孔隙欠發育，發光瀝青主要以簇狀、粒間吸附狀賦存，發光強度中等，色差較小；發光瀝青主要以油質瀝青為主，膠質瀝青次之，油質瀝青熒光顏色為黃、棕黃色，膠質瀝青發褐黃色熒光，為差油層特征；SⅠ4、SⅠ52號層含碳酸鹽粉砂巖，孔隙欠發育，儲層發光不均；發光瀝青主要以簇狀、角隅狀賦存，發光強度中等，弱色差；發光瀝青主要以油質瀝青為主，膠質瀝青和水溶烴次之，油質瀝青熒光顏色為黃、棕黃色，膠質瀝青發褐黃色熒光，為弱水洗特征；剩余油飽和度參數反映SⅠ3號層為未洗，SⅠ4、SⅠ52號層為弱洗區。錄井綜合解釋SⅠ3號層為差油層；SⅠ4、SⅠ52號層均為低水淹層。

薩Ⅱ油層組SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4、SⅡ82號層鉆井取芯見油浸1.88m，油跡1.22m，地化校正計算含油飽和度為23.8%～50.0%，輕烴色譜資料顯示SⅡ3號層輕質組分缺失明顯，響應值較低，呈中洗特征。飽和烴資料顯示SⅡ1、SⅡ4號層反映為響應值較高、峰型損失幅度較小的弱水洗特征，SⅡ3號層響應值重點、峰型損失幅度明顯，為中水洗特征，SⅡ82號層飽和烴氣相色譜分析均反應為響應值中等，未分辨化合物含量較高的油水同層特征。熒光顯微圖像資料顯示SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4號層均為粉砂巖，孔隙較發育，儲層發光較均，發光瀝青主要以簇狀、喉道狀賦存，發光強度中等，弱色差；發光瀝青含量以水溶烴為主，油質瀝青和膠質瀝青次之，水溶烴熒光顏色為綠、黃綠色；油質瀝青發黃、棕黃色熒光，為中水洗特征。剩余油飽和度參數反映上SⅡ3號層為中洗，SⅡ1、SⅡ4號層為弱洗。錄井綜合解釋水淹程度SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4為低—中水淹，SⅡ82號層為水層。

投產符合情況SⅠ1到SⅠ5、SⅡ1到SⅡ4層均射孔投產，日產油1.0t/d，日產水7.9m3/d，含水88.9%，基本與解釋情況符合。

5 結論

實際應用結果表明，該項技術經濟實用，為采油廠射孔、壓裂選層投產和加密區綜合調整方案的編制提供了可靠的地質依據，實現了對輕質油層水淹程度的精細評價，提高了油田的開發效果，同時為分公司創造了較高的經濟效益，可在大慶外圍油田同類儲層中推廣應用，具有較好的應用前景。