錄井技術(shù)在薩中X斷塊剩余油分析中的應(yīng)用

秦迎峰

（地質(zhì)錄井一公司資料采集一分公司，黑龍江 大慶 163411）

薩中開發(fā)區(qū)G油層是在總水退背景下形成的一套砂泥巖頻繁交互的陸相河流—三角洲沉積，屬于白堊系中部含油組合，這套儲層形成于松遼盆地整體坳陷過程中的一個顯著回返和充填時期。通過密閉取芯資料分析表明，G 油層長石含量約為40%，石英含量37%左右，其它碎屑約為16%。膠結(jié)物以粘土類礦物為主，接觸式膠結(jié)，砂巖粒度細。鈣質(zhì)及泥質(zhì)含量高，含油儲層滲透率較低，從整體上，表現(xiàn)為層與層之間滲透率差別較小，平面上砂體發(fā)育較穩(wěn)定，連續(xù)性較好，含油儲層相對較均質(zhì)。

X 斷塊G 油層共分4 個油層組，22 個砂巖組，82 個沉積單元。該油層于1980 年9 月投入開發(fā)，開采層位主要以高一組、高二組、高三組合采開發(fā)為主。截止2017年5月，綜合含水89.8%。由于在開發(fā)過程中存在注采井距大、層間矛盾突出等問題，導(dǎo)致了油層動用差異大、采出程度低，經(jīng)統(tǒng)計，該區(qū)塊G 油層采出程度僅為31.9%。為提高油層動用狀況、改善油層開發(fā)效果，應(yīng)用水淹層解釋評價技術(shù)對薩中X斷塊G油層動用狀況及剩余油潛力分布等進行了研究。錄井技術(shù)通過井壁取芯器從井壁取出樣品，應(yīng)用巖石熱解、飽和烴氣相色譜、熒光顯微圖像等技術(shù)對油層水淹程度進行定量評價，提高了厚層、薄差層、表外層的精細評價水平，彌補了測井軟件對薄差層及表外層適用性差的問題［1］，在實際生產(chǎn)中與測井資料結(jié)合應(yīng)用，為采油廠摸清厚油層層內(nèi)剩余油分布及潛力狀況、薄差及表外層的含油評價從而進行挖潛增效給予借鑒參考。

1 水淹層錄井評價技術(shù)

水淹層錄井評價技術(shù)是根據(jù)密閉取芯井分析資料和井壁取芯已投產(chǎn)井分析資料，通過井壁取芯地化分析及熒光顯微圖像分析等單項資料解釋，創(chuàng)建的一種應(yīng)用錄井技術(shù)綜合評價水淹層的新方法。

1.1 巖石熱解分析技術(shù)

巖石熱解分析技術(shù)是在儲層評價中應(yīng)用的一項錄井技術(shù)，可以定量測定巖石樣品中可熱蒸發(fā)和熱解的烴類。剩余油飽和度是目前儲層含油性的實際反映，從產(chǎn)能角度講，剩余油飽和度越高，挖潛增產(chǎn)的能力越大[1]。剩余油飽和度計算精度的關(guān)鍵在于烴類損失的恢復(fù)，當巖石樣品經(jīng)過巖石熱解分析后，首先要對損失的輕質(zhì)組分進行恢復(fù)校正，然后再對Pg值進行修正。利用修正后的Pg值可以通過公式計算得到剩余油飽和度。儲層的有效孔隙度是反映物性的重要指標，將有效孔隙度與剩余油飽和度結(jié)合起來應(yīng)用，根據(jù)它們的對應(yīng)關(guān)系可以綜合評估油層的實際水淹狀況。

1.2 飽和烴氣相色譜分析技術(shù)

飽和烴氣相色譜技術(shù)具有把混合物分離成單個組分的能力，巖石樣品經(jīng)過熱蒸發(fā)后的各組分進入色譜柱，經(jīng)過檢測器的信號處理可以得到巖樣中各組分的色譜峰和相對含量。譜圖中各正構(gòu)烷烴峰值反映巖石含油豐度，所有正構(gòu)烷烴峰面積總和反映可動烴的含量，其含量的高低反映含油飽和度的變化；譜圖的峰形反映各正構(gòu)烷烴的相對含量，峰形的異常變化反映原油組分的變化。通過對譜峰形態(tài)、峰值、包絡(luò)線形態(tài)、組份含量等參數(shù)的變化分析可以定性判斷油層水淹程度。

1.3 熒光顯微圖像技術(shù)

熒光顯微圖像技術(shù)是用紫外光或藍光等光源，通過激發(fā)巖石中石油瀝青物質(zhì)后，產(chǎn)生出可見的熒光圖像，直觀觀察石油瀝青物質(zhì)在巖石孔隙中的分布狀況。評價含油儲層水淹的基礎(chǔ)為孔隙中是否能夠見到自由水，在原始儲層為純油層的前提下，只要連通孔隙中見到自由水，則表明儲層發(fā)生水淹，自由水的含量則反映油層的水淹程度。利用熒光顯微圖像識別孔隙中油水的分布狀態(tài)及其含量主要依靠定性指標（發(fā)光顏色、發(fā)光強度、油水分布特征）和半定量指標（含油率、含水率、面孔率），同時還有孔表結(jié)膜、油珠、油水乳化等一些特殊現(xiàn)象，這些也就是水淹層判斷的基本參數(shù)。

2 錄井技術(shù)分析資料在剩余油挖潛中的應(yīng)用

油田注水開發(fā)以后，隨水洗程度的增強，原油性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)、含油飽和度等都要發(fā)生變化。反映在井壁取芯實物上表現(xiàn)為，巖樣含油飽滿程度、染手級別、油氣味均對應(yīng)下降或減弱。巖石熱解分析Pg值反映含油豐度，飽和烴氣相色譜是對巖石熱解分析S1值的細分，因此巖石熱解、飽和烴氣相色譜均能反映含油飽和度的變化[2]。熒光顯微圖像可以觀察孔隙中的油水分布、剩余油產(chǎn)狀及孔隙結(jié)構(gòu)變化等[3]。在錄井單項資料的解釋基礎(chǔ)上，結(jié)合測井資料及區(qū)塊地質(zhì)特征、注水開發(fā)情況等進行綜合分析，找出開發(fā)效果差，油層水洗程度較弱，即剩余油相對富集區(qū)，從而得出剩余油的分布規(guī)律。

根據(jù)G油層水驅(qū)油實驗資料，隨水洗程度的增強，飽和烴氣相色譜峰型從正態(tài)峰型向扁平型變化，其峰值及巖石熱解分析參數(shù)均有不同程度降低。注入水以水膜形態(tài)鋪滿孔壁，連通較好的小孔隙容易被水充滿，大孔道中剩余油容易出現(xiàn)指進，剩余油為斑狀、柱狀或珠狀，連通較差的小孔隙剩余油為簇狀，熒光顯微圖像資料驗證了這一點（見圖1）。

圖1 飽和油與殘余油熒光顯微圖像特征

應(yīng)用井壁取芯分析技術(shù)，落實厚層、薄層及表外層的巖性、物性及含油性，進而評價儲層剩余油分布特征及產(chǎn)油潛力，在油田開發(fā)中提產(chǎn)增效具有重要意義。統(tǒng)計薩中開發(fā)區(qū)X斷塊G油層25口井的井壁取芯分析資料表明（表1），未—低水淹層占總解釋層的12.8%，中水淹占總解釋層的53.0%，高水淹占總解釋層的32.7%。通過對比采油廠提供的相鄰區(qū)塊北一、二排西部2015年新鉆井水淹解釋資料（表2），G油層高水淹有效厚度僅占到30.5%，而中、低水淹有效厚度比例達到了69.5%，與錄井解釋非常吻合。整體上來看，G 油層在下一步的產(chǎn)能增效上具有很大的挖潛價值。

表1 薩中開發(fā)區(qū)X斷塊G油層解釋情況統(tǒng)計表

表2 北一、二排西部G油層厚度分級水淹統(tǒng)計表（2015年新鉆井）

3 X斷塊剩余油分布特征

綜合評價，G 油層目前采出程度為31.9%，還有68.1%的地質(zhì)儲量剩余在地下，這部分剩余油大部分油層發(fā)育差，根據(jù)水淹層錄井評價分析結(jié)果，總體上主要有以下幾種分布形式。

3.1 富集在有效層厚度大于1m的油層頂部

該類層有效厚度相對較大，儲層巖性、物性較好，砂體之間的連通性較強，屬于中—高滲層，即使注采井距較大也不會對水淹程度和區(qū)域有太大的影響。經(jīng)過長期注水開發(fā)后，儲層中連通性較好的地方油井見效快，易形成大范圍水淹，而儲層的頂部則通常屬于低滲層段，與下部層內(nèi)流動能力的差異，造成層內(nèi)低滲帶未能動用，從而形成了剩余油富集區(qū)。因此，該類油層剩余油多富集在油層頂部的位置。如G113-285 井GⅠ11-12 號層厚度4.8m，中上部及頂部取芯3 顆油浸砂巖，Pg值在36.84~47.93mg/g，均解釋為中低淹；投產(chǎn)后日產(chǎn)油1.72t，含水89.6%。

3.2 分布在物性差的鈣層頂?shù)撞课?/h3>

薩中X 斷塊G 油層廣泛發(fā)育著含鈣儲層，此類儲層屬于中低滲透、物性差的薄差油層，由于層頂或底部致密鈣層的影響，受到油水運動的屏蔽，同時受平面非均質(zhì)和層間干擾等影響，注水過程中因注入水沿阻力較小的物性好部位流動，致使物性變差部位水淹程度較低，從而形成剩余油富集。如G425-X505 井GⅡ油層組，多處出現(xiàn)頂?shù)撞繛楹}砂巖，鈣上下為油浸砂巖，解釋為低—中水淹；投產(chǎn)GⅡ2～GⅢ1層后，日產(chǎn)油1.33t，含水83.6%。

3.3 集中在厚度小于0.5m的薄差層

根據(jù)G油層的注水井近年連續(xù)吸水資料，G油層整體動用狀況一般，動用差及未動用砂巖比例達到53.0%，有效厚度比例達到51.5%。油層性質(zhì)越差，動用狀況也隨之變差，有效厚度大于等于0.5m 油層動用差和未動用砂巖比例為47.3%，而有效厚度小于0.5m 及表外油層動用差和未動用砂巖厚度比例達到了55.5%（見表3）。

表3 薩中開發(fā)區(qū)X斷塊G各油層組解釋情況統(tǒng)計表

從現(xiàn)場取得井壁取芯樣品來看，有效厚度小于0.5m的層樣品產(chǎn)狀以油浸砂巖為主，表外層樣品產(chǎn)狀以油斑砂巖為主。從資料綜合分析解釋結(jié)果來看（表3），GⅠ、GⅡ、GⅢ油層組解釋為高水淹以上級別的厚度所占百分比分別為42.29%、41.62%、35.56%，而且均為厚度大于0.5m的有效層。中水淹及以下級別的厚度百分比均在60%左右，其中有效層厚度小于0.5m 及表外層多呈未—中水淹特征，這類層屬于物性差、泥質(zhì)含量高且分布不穩(wěn)定的薄砂層及表外層，是剩余油的主要聚集區(qū)。

這類儲層砂體分布廣且層段跨度大，雖然有多口井鉆遇，但由于儲層物性差而造成開采效果差；還有一部分由于砂體之間連通性差而沒有射孔投產(chǎn)，因此，沒有構(gòu)成有效的注采關(guān)系，形成剩余油。

如G301-534井GⅠ1-GⅡ9號層，取芯油浸砂巖為主，Pg值5.91~30.68mg/g，解釋主要為中水淹；投產(chǎn)后日產(chǎn)油2.40t，綜合含水80.8%。

通過對G 油層分析可以看出，雖然G 油層主要以薄差層為主，巖性、物性均較差，但是在注水開發(fā)后，往往綜合含水上升快，通過注水很快能達到中水淹，G油層水淹級別主要為低—中高淹，因此，G油層具有廣大的開發(fā)前景。

4 結(jié)束語

通過研究，可以得出以下結(jié)論：

（1）水淹層錄井評價技術(shù)在薩中X 斷塊G 油層剩余油分析中應(yīng)用效果明顯；

（2）薩中X 斷塊G 油層剩余油分布特征主要有以下幾種形式：①富集在有效層厚度大于1m 的油層頂部；②分布在物性差的鈣層頂?shù)撞课?；③集中在厚度小?.5m的薄差層；

（3）水淹層錄井評價技術(shù)可以推廣應(yīng)用到其他油田或區(qū)塊剩余油挖潛中，對于采油廠提產(chǎn)增效，具有重要意義。