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(fā)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(fā)項目經(jīng)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(zhì)劃分及應(yīng)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(fā)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(fā)項目經(jīng)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(jù)試油和試采結(jié)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(zhì)、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(zhì)劃分，明確在不同流體性質(zhì)下巖石熱解數(shù)據(jù)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(chǎn)動態(tài)資料，制定劃分儲層流體性質(zhì)的方法，建立一套適合輪南2油田JIV油組的流體性質(zhì)半定量劃分標準。生產(chǎn)動態(tài)資料分析證明流體性質(zhì)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(zhì)； 儲層

0 引言

輪南2油田JIV油組為構(gòu)造層狀邊水油藏，JIV1和JIV2是其主要產(chǎn)層段，電阻率普遍較低[1]，采用常規(guī)電阻率測井不能很好地識別油水層[2]。經(jīng)過多年注水開發(fā)，油田已經(jīng)進入高含水期[3]，JIV油組5口生產(chǎn)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(fā)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(fā)。為準確劃分儲層流體性質(zhì)，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(zhì)劃分研究。

目前，非測井儲層流體性質(zhì)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(shù)據(jù)建立含油性解釋標準[7-10],或通過熒光薄片顯微圖像技術(shù)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(zhì)存在一些不確定性。

以12口取心井的739個巖石熱解數(shù)據(jù)和719片熒光薄片分析資料為基礎(chǔ)，研究儲層巖石熱解和熒光薄片圖像分析鑒定流體性質(zhì)規(guī)律，輔助12.65 m巖心含油性觀察和427個物性分析數(shù)據(jù)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(zhì)標準，為油田高效開發(fā)提供含油性依據(jù)，也為其他油田的勘探開發(fā)提供技術(shù)參考。

1 巖石熱解

1.1 流體性質(zhì)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(fā)或熱裂解，得到單位質(zhì)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(zhì)和瀝青質(zhì)熱解烴含量(S23)、殘余有機碳量(S4)等分析參數(shù)，進而分析油(氣)總產(chǎn)率Pg(Pg=S0+S1+S2+S4/0.83)和油產(chǎn)率指數(shù)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(zhì)。

1.2 流體性質(zhì)劃分參數(shù)

輪南2油田JIV油組原油密度為0.842 g/cm3，屬偏中質(zhì)的輕質(zhì)油。根據(jù)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(jù)多口取心井巖石熱解參數(shù)，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(shù)，其中OPI1+21=(S1+S21)/Pg，為儲集巖中“可動油”含油豐度參數(shù)。

1.3 流體性質(zhì)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(qū)生產(chǎn)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(fā)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(jù)該井的巖石熱解多項參數(shù)與中子壽命測井的俘獲截面數(shù)據(jù)(Fsig)(見圖1)，確定油層的各項熱解參數(shù)閾值。

圖1 LN209井儲層熱解參數(shù)與Fsig關(guān)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(shù)明顯高于包括差油層在內(nèi)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(zhì)劃分結(jié)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(zhì)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(dǎo)致差油層含油飽和度較低，各項巖石熱解參數(shù)較低，與油水同層很難區(qū)分。一般情況下，由于干層物性差，多為中低孔、低滲儲層，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)油難以充注，僅部分儲層充注氣、汽油和煤油等輕質(zhì)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(shù)值近于0。

結(jié)合巖心含油性和試油試采結(jié)果，確定其他流體性質(zhì)各項熱解參數(shù)閾值，建立適用于輪南2油田JIV油組的流體性質(zhì)定量巖石熱解劃分標準(見表1)，熱解參數(shù)S1+21與OPI1+21關(guān)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(zhì)組分含量相差不大，難以用熱解方法區(qū)分，其他4種流體性質(zhì)區(qū)分明顯。

圖2 LN2-22-H2井取心段巖石熱解流體性質(zhì)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(zhì)的巖石熱解劃分標準

圖3 研究區(qū)儲層熱解參數(shù)S1+21與OPI1+21關(guān)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(zhì)劃分原理

石油瀝青按照成熟度可以劃分為油質(zhì)瀝青、膠質(zhì)瀝青、瀝青質(zhì)瀝青和炭質(zhì)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(zhì)(含生色團和助色團)可被激發(fā)而發(fā)熒光[18]。在熒光顯微鏡下，儲層中瀝青物質(zhì)的發(fā)光顏色反映瀝青的組分，發(fā)光強度反映瀝青的含量，發(fā)光產(chǎn)狀反映瀝青在巖石中分布[19]。

2.2 流體性質(zhì)熒光特征

(1)粒間孔隙中熒光的顏色、發(fā)光強弱與含油性有密切關(guān)系，顏色偏白、藍代表油質(zhì)輕，發(fā)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(yù)示含油豐度越高，顏色越偏白、藍，油質(zhì)越輕，越能獲得高產(chǎn)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(zhì)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(qū)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(jù)不同流體性質(zhì)下熒光特征與巖心含油性、試油、試采數(shù)據(jù)，粒間孔隙和雜基中油質(zhì)瀝青質(zhì)量分數(shù)，以及熒光亮度、顏色、發(fā)光部位等參數(shù)，建立適用于輪南2油田JIV油組的流體性質(zhì)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(zhì)的熒光顯微圖像分析劃分標準

3 綜合劃分標準及應(yīng)用

3.1 劃分標準

根據(jù)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(jié)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(zhì)綜合劃分標準(見表3)。

3.2 現(xiàn)場應(yīng)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(qū)內(nèi)第二口探井、第一口生產(chǎn)井，也是唯一一口完井后即在JIV油組進行生產(chǎn)的取心井。該井生產(chǎn)時油藏保持原始油水狀態(tài)，未發(fā)生水淹，生產(chǎn)數(shù)據(jù)最能說明儲層流體性質(zhì)解釋的準確性。

LN5井的巖石熱解參數(shù)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(xiàn)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(zhì)“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(shù)OPI1+21為0.6，其他參數(shù)在解釋標準差油層范圍內(nèi)，因此巖石熱解分析結(jié)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(zhì)瀝青質(zhì)量分數(shù)為73.94%，為典型油層。根據(jù)巖心含油性觀察結(jié)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(xiàn)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(zhì)的OPI1+21基本不受影響，由取樣方式的差異造成兩者結(jié)論矛盾，側(cè)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(zhì)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(zhì)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(jié)果差別較大，測井解釋油層內(nèi)含有大量不產(chǎn)油干層或低產(chǎn)油的差油層，導(dǎo)致計算儲量偏大、采收率偏低。根據(jù)該井JIV油組的生產(chǎn)曲線(見圖8)，該井日產(chǎn)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(chǎn)油層較薄，無法支持長期高效生產(chǎn)。根據(jù)巖石熱解數(shù)據(jù)，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(chǎn)層；其他層段含油豐度相對較低，應(yīng)為次產(chǎn)層或不產(chǎn)油的干層。這與試采結(jié)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(zhì)劃分標準是可靠的。

圖8 研究區(qū)LN5井生產(chǎn)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(gòu)造低部位，測井解釋JIV1+2全部為干層和水層。根據(jù)巖石熱解參數(shù)(見圖9)，4 569.50～4 575.00 m井段巖石熱解參數(shù)高于流體性質(zhì)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(zhì)劃分Fig.9 Semi-quantitative fluid properties in core of LN2-18-H1 well

且超過LN5井主力產(chǎn)油層的。熒光顯微圖像含油性分析(見圖10)結(jié)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(jù)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(zhì)解釋結(jié)果說明，在勘探開發(fā)28 a后，位于構(gòu)造低部位的該井及附近區(qū)域原油基本未動用，可以作為上返井進行開發(fā)。

圖10 LN2-18-H1井熒光薄片與巖心含油性特征

4 結(jié)論

(1)根據(jù)油藏原油參數(shù)建立的流體性質(zhì)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(fā)中后期水淹層位。

(2)輪南2油田JIV油組流體性質(zhì)劃分結(jié)果表明，測井資料無法準確識別油層中的干層和低產(chǎn)油層，使得上交油層厚度偏大，含油豐度偏高；局部區(qū)域和層位原油未動用；開發(fā)井高滲儲層生產(chǎn)過快，造成邊底水快速錐進，使低產(chǎn)油層無法生產(chǎn)，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(zhì)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