基于地化热解录井和电阻率测井技术的江苏G油田水淹层实验响应特征和评价方法

宋延杰， 曹雅楠， 柯　涛， 赵　毅， 唐晓敏， 付　健

( 1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆　163318；　2. 东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆　163318；　3. 中国石化江苏石油工程有限公司 地质测井处，江苏 扬州　225007 )



基于地化热解录井和电阻率测井技术的江苏G油田水淹层实验响应特征和评价方法

宋延杰1,2， 曹雅楠1,2， 柯涛3， 赵毅3， 唐晓敏1,2， 付健1,2

( 1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆163318；2. 东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆163318；3. 中国石化江苏石油工程有限公司 地质测井处，江苏 扬州225007 )

江苏G油田某断块储层采用注淡水方式驱油，采用电阻率测井技术划分水淹层比较困难，而地化热解录井技术不受地层水矿化度变化影响，可以区分油层/弱水淹层与中水淹层、强水淹层。在模拟断块储层条件下，选用孔隙度相近的7块岩样作为一组,采用稳态法油水同驱制作不同产水率样品,测量样品地化热解参数和电阻率；选取岩样含油气总量(Pg)、原油轻重组分指数(PS)作为断块地化热解水淹敏感性参数，选取RFOC-RILD和RILD作为断块测井水淹敏感性参数，采用地化热解图版将油层/弱水淹层、中水淹层、强水淹层区分开，再利用电阻率图版将油层和弱水淹层区分开，建立录测结合水淹层评价图版，图版精度为83%，明显高于地化热解录井水淹层划分图版精度和测井水淹层划分图版精度。结果表明：随着产水率(Fw)升高，Pg、液态烃含量(S1)和热解烃含量(S2)降低，且Pg降低更明显；当注入水矿化度与原始水矿化度比为0.5时，0≤Fw≤10%样品的电阻率明显高于其他产水率范围样品的电阻率。随着水淹程度的增强，井壁取心样品PS呈现明显减小的趋势。地化热解录井与电阻率测井技术结合的水淹层评价方法可更好地实现G油田4级水淹级别的精细划分与解释。

淡水水淹； 地化热解和电阻率联测实验； 水淹实验响应特征； 水淹敏感性参数； 水淹级别划分图版； 地化热解录井技术； 电阻率测井技术

0　引言

江苏G油田某断块经过20年的开发，已进入高含水后期开采阶段，剩余油分布复杂且高度分散，油层开采难度逐步加大，寻找剩余油、评价油层的水淹级别成为首要任务[1-3]。该断块开采目的层主要为阜宁组一段和二段砂岩储层，主要岩性为细砂岩和粗粉砂岩，孔隙度为中等，渗透率低到中等，以低渗为主，原始地层水矿化度平均为8 g/L，注入水矿化度平均为4 g/L，属于淡水水淹层类型[4-6]。淡水水淹层类型的岩石电阻率随含水饱和度的变化呈非单调递减，基于注入水电阻率与原始水电阻率比值，呈现“U”或“L”或“S”型曲线变化[7-14]，易造成强水淹岩石电阻率随含水饱和度的增加而增加，强水淹层、中水淹层、弱水淹层的电性特征接近，储层水淹级别划分错误，其中油层电阻率一般高于弱水淹层电阻率。地化热解录井技术的录井响应特征与岩样的地层水矿化度无关，只与岩样的流体性质和相对含量有关，可较好地反映岩样孔隙的油气丰度及油、水饱和度的相对变化，对储层水淹程度变化较为敏感，可以区分油层/弱水淹层与中水淹层、强水淹层，但对于油层与弱水淹层区分效果较差[15-19]。

为了发挥测井技术与录井技术评价水淹层的优势[20-23]，将两种探测技术结合起来。在模拟该断块储层条件下，笔者制备不同产水率的岩心样品，测量岩样的电阻率和地化热解参数，分析地化热解参数和电阻率随产水率的变化规律，优选地化热解录井水淹敏感参数，建立地化热解水淹级别划分图版；再结合电阻率测井，实现储层的4级水淹级别划分，利用实际资料评价水淹层综合解释方法的应用效果。

1　地化热解和电阻率联测实验

1.1设计

由于地化热解分析需要截取一定长度的岩样，无法用同一块岩样完成不同产水率的热解参数测量[24]，选用孔隙度相近的样品作为一组产水率样品。根据G油田阜宁组一段和二段砂岩储层岩性物性特征，选取孔隙度为13.0%～14.0%(第1组)、15.8%～17.2%(第2组)、17.0%～17.7%(第3组)和19.6%～22.0%(第4组)等4组砂岩样品，每组设计7块岩样。根据4级水淹产水率划分界限及各级水淹产水率变化范围，设计每组岩样不同产水率(Fw)的样品数分别为1块(0≤Fw≤10%)、2块(10%

1.2测量

图1　岩心驱替实验装置Fig.1 Device diagram of oil and water displacement experiment of samples

在模拟该断块储层条件(温度为80 ℃，原始地层水矿化度为8 g/L，注入水矿化度为4 g/L，驱替油为脱水原油)下，实验采用非稳态法油驱水制作纯油样，再采用稳态法油水同驱制作不同产水率样品。岩心驱替实验装置见图1。

1.2.1非稳态法油驱水

打开实验装置，将已饱和原始地层水的岩样塞入岩心夹持器，安装电极并施加一定的轴向压力，使岩样与电极有良好的耦合。关闭实验装置，按设定的地层压力给岩样施加环压。连接电阻率仪，待温度稳定后由电阻率仪记录岩样的电阻率。启动推油恒流泵向岩样注入原油，直到将岩样中水驱替到束缚水为止，关闭恒流泵，取出油杯，量取油杯中排出的水体积，以计算岩样的束缚水饱和度。

1.2.2稳态法油水同驱

按给定的产水率分别设置2台推油和推水恒流泵的驱动速度，然后同时启动2台恒流泵，让油水同时驱替岩样，保持设定驱动速度不变而持续驱替，观察量筒中流出的油水比例。如果油水比例与设定比例一致，表明岩样内部油水分布已经均匀、稳定，岩样含水饱和度不再变化，由电阻率仪记录岩样电阻率。同时关闭2台恒流泵。取出岩样并称重，得到岩样在给定的油水驱替比和稳定的含水饱和度下的质量，以计算岩样的含水饱和度。将制备的某一产水率的岩样进行地化热解实验测量。

2　水淹实验响应特征

2.1地化热解

4组岩样热解图谱峰型随产水率变化关系见图2。由图2可以看出，在孔隙度相近条件下，随产水率升高，岩样含油气总量减小，岩样热解图谱的峰面积减小。在产水率相同条件下，随孔隙度增大，岩样含油气总量增加，岩样热解图谱的峰面积增大，其中第2组岩样受到油气逸散影响，导致热解图谱的峰面积整体偏小，从而造成峰面积随孔隙度变化规律异常。

4组岩样地化热解参数随产水率变化关系见图3。由图3可以看出，随产水率升高，含油气总量Pg、液态烃含量S1和热解烃含量S2下降，其中Pg和S1下降趋势较为明显，S2降低幅度小，原油轻重组分指数PS随产水率升高无明显变化。

图2　G油田某断块4组岩样地化热解图谱随产水率变化关系Fig.2 Relationship of variation of geochemical pyrolysis spectra of samples of four groups of block X in G oilfield with water production rate

2.2电阻率

4组岩样电阻率均值直方图见图4。由图4可以看出，对于注入水矿化度与原始水矿化度比为0.5的岩样，0≤Fw≤10%样品的电阻率明显高于10%

3　地化热解水淹敏感性参数

分析G油田某断块地化热解水淹实验响应特征，Pg、S1、S2随产水率升高而降低，Pg包含S1、S2，因此选取Pg作为该断块对产水率变化敏感的地化热解参数。

PS对产水率的变化并不敏感。水驱油实验在短时间内完成，产水率变化对地化热解响应的影响主要还是含烃量的变化，原油的物理化学变化并不明显。在经历长时期的注水开采后，油田原油中轻质组分更易被采出，轻烃、苯系物等易被注入水溶解而含量减少，同时芳烃等与水发生氧化和菌解等化学反应而使非烃及沥青质成分增加，原油性质变差，原油轻重组分指数降低。在G油田9口井试油层井壁取心54块样品，原油轻重组分指数PS随水淹级别变化趋势见图5.由图5可以看出，随水淹程度增强，PS呈现明显减小趋势，说明PS是地化热解录井技术划分水淹级别的另一个敏感参数。

4　水淹层划分图版

4.1水淹层地化热解

选择PS和Pg参数建立不同水淹级别识别图版。利用G油田9口井52个样品点(油层9个、弱水淹层18个、中水淹层18个、强水淹层7个)建立PS-Pg四级水淹级别划分图版(见图6)，可将油层、弱水淹层、中水淹层和强水淹层区分开，图版精度为75%。

图3　G油田某断块4组岩样地化热解参数随产水率变化关系Fig.3 Relationship of variation of geochemical pyrolysis parameters of samples of block X in G oilfield with water production rate

图4　G油田某断块4组岩样电阻率均值直方图

Fig.4 Histogram of average resistivity of four groups of samples of block X in G oilfield with different ranges of water production rate

图5　G油田某断块原油轻重组分指数随水淹级别变化趋势Fig.5 Variation of index of light and heavy component of crude oil of sidewall samples of block X in G oilfield with water-flooded grades

图6　G油田水淹层地化热解录井划分图版Fig.6 Chart of division of water-flooded zones in G oilfield with geochemical pyrolysis log

4.2水淹层电阻率

根据试油资料和产液剖面资料解释成果，八侧向电阻率(RFOC)与深感应电阻率(RILD)之差和深感应电阻率的交会图对水淹级别识别比较敏感，利用G油田6口井45个小层(油层4个、弱水淹层18个、中水淹层16个、强水淹层7个)的RILD和RFOC-RILD建立四级水淹层测井划分图版(见图7)。该图版可将油层、弱水淹层和中水淹层有效地区分开，但无法区分强水淹层，图版精度为71%。

图7　G油田水淹层电阻率测井划分图版Fig.7 Chart of division of water-flooded zones in G oilfield with resistivity log

4.3水淹层地化热解与电阻率综合划分

Pg随产水率升高而降低。对于实际开发井，在油层注水初期的低含水阶段，地层压力增大，油的流动速度加快；与原始地层相比，单位体积岩石的含油量减少并不明显，出现部分弱水洗岩样的Pg与纯油岩样的Pg相近的现象，用Pg解释实际井中油层与弱水淹层时，很难将两者区分开[5]，但用Pg可以很好地区分强水淹层与油层/弱水淹层和中水淹层(见图6)。岩样电阻率水淹实验响应特征表明，0≤Fw≤10%样品的电阻率明显高于10%

采用地化热解录井技术先将油层/弱水淹层、中水淹层、强水淹层区分开；再利用电阻率测井技术将油层和弱水淹层区分开，从而将录、测井两种探测技术的优势结合起来，更好地实现4级水淹级别划分。利用图6和图7的数据，建立G油田水淹层录测井技术结合的4级水淹级别划分图版(见图8)，图版精度为83%，图版评价标准见表1。录测井技术结合的水淹层划分图版精度明显高于地化热解录井水淹层划分图版精度和电阻率测井水淹层划分图版精度。

图8　G油田水淹层录测井技术结合划分图版Fig.8 Chart of division for four water-flooded grades in G oilfield with combination of geochemical pyrolysis and resistivity log technology

Table 1 Division standard for four water-flooded grades in G oilfield with combination of geochemical pyrolysis and resistivity log technology

水淹级别划分标准油层Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RILD>21Ω·m且RFOC-RILD≤-1Ω·m弱水淹层Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RILD≤21Ω·m或Pg≥8mg/g且PS≥1.9且RFOC-RILD>-1Ω·m中水淹Pg≥8mg/g且PS<1.9强水淹Pg<8mg/g

5　应用实例

利用地化热解录井技术与电阻率测井技术结合判断4级水淹级别方法,识别G油田2口井的水淹层，并将解释结果与试油结论进行对比。

A井的Y584.0 m～Y610.0 m井段划分为6个储层，层号为10-15，其中，10、12、13号层的声波时差小于该断块产层的物性下限标准，解释为干层。对11、15号层进行旋转式井壁取心，岩性为灰褐色油斑粉砂岩，并进行岩样地化热解分析。A井的录井综合图见图9，其中，GR为自然伽马曲线，SP为自然电位曲线，CAL为井径曲线，AC为声波时差曲线，RILM为中感应电阻率曲线，RMN、RMG分别为微电位和微梯度电阻率曲线。

图9　G油田A井录井综合图Fig.9 Comprehensive mud logging plot for well A in G oilfield

图10　G油田2口井地化热解水淹识别结果Fig.10 Result of determination of water-flooded grades for well A and well B in G oilfield with geochemical pyrolysis mud log

11号层地化热解分析岩样为10块，Pg平均为3.52 mg/g，PS平均为2.65；15号层地化热解分析岩样为1块，Pg为4.72 mg/g，PS为3.15。11、15号层地化热解分析实验数据点位于PS-Pg水淹级别判别图版的强水淹区(见图10)，判断11、15号层为强水淹层。另外，11、15号层的微电极幅度差大，自然伽马低，自然电位负异常幅度大，声波时差较大，反映11、15号层物性较好。对Y584.8 m～Y610.0 m井段进行试油，日产水25.2 m3，见油花，综合含水率为100.0%，综合试油结果和储层物性特征，11、15号层的试油结论为强水淹层，录测井技术水淹判别结果与试油结论相符。

B井的Y021.6 m～Y027.5 m井段划分为一个储层，层号为6。对6号层进行旋转式井壁取心，岩性为浅灰色油迹粉砂岩，并进行岩样地化热解分析。B井的录井综合图见图11。

6号层地化热解分析岩样为2块，Pg平均为9.62 mg/g，PS平均为2.82。6号层的地化热解分析实验数据点均位于PS-Pg水淹级别判别图版的油层/弱水淹层区(见图10)，判断6号层为油层/弱水淹层。6号层下部(Y025.0 m～Y027.0 m)的微电极幅度差大，自然伽马低，声波时差较大，反映6号层下部储层物性较好，为该层主要产液贡献部位。该部位的深感应电阻率为26.0 Ω·m，八侧向电阻率为22.3 Ω·m，在G油田油层与弱水淹层的测井水淹识别图版(见图12)中，该层数据位于油层区，判断6号层为油层。对Y021.6 m～Y027.5 m井段进行试油，日产油4.5 m3，综合含水率为0，6号层的试油结论为油层，录测井技术水淹判别结果与试油结论相符。

图11　G油田B井录井综合图Fig.11 Comprehensive mud logging plot for well B in G oilfield

图12　G油田B井测井水淹识别结果

6　结论

(1)在模拟江苏G油田某断块储层条件下，选用孔隙度相近的样品作为一组,采用非稳态法油驱水制作纯油样品，再采用稳态法油水同驱制作不同产水率样品,测量不同产水率样品的地化热解参数。该实验测量方法能模拟注水开发过程中不同水淹阶段含油量变化对地化热解分析参数的影响，其测量结果可用于研究地化热解Pg、S1、S2随产水率变化规律，以指导水淹敏感参数的选择。

(2)随岩样产水率升高，地化热解参数Pg、S1、S2降低，且Pg降低更明显。对于注入水矿化度与原始水矿化度比为0.5的岩样，0≤Fw≤10%样品的电阻率明显高于其他产水率范围样品的。随水淹程度增强，井壁取心样品地化热解参数——PS呈现明显减小趋势。

(3)Pg、PS为G油田某断块地化热解水淹敏感性参数，RFOC-RILD和RILD为该断块测井水淹敏感性参数。

(4)采用地化热解Pg-PS水淹图版先将油层/弱水淹层、中水淹层、强水淹层区分开，再利用RFOC-RILD和RILD测井水淹图版将油层和弱水淹层区分开，建立录测井技术结合水淹评价图版,其精度明显高于地化热解录井或电阻率测井水淹划分图版精度。

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2016-03-29；编辑：陆雅玲

黑龙江省自然科学基金项目(D2015012)

宋延杰(1963-)，男，博士，教授，主要从事测井方法与资料解释方面的研究。

唐晓敏，E-mail: txmdqpi@163.com

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.004

P618.13

A

2095-4107(2016)03-0024-08