基于岩石热解和荧光显微图像分析的储层流体性质划分及应用——以轮南2油田JIV油组为例

左小军， 袁文芳， 何巧林， 秦 红， 曹少芳， 邢 星，凡 闪， 张 文， 何虎庄

( 1. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 2. 中国石油塔里木油田分公司 塔中勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒 841000 )

基于岩石热解和荧光显微图像分析的储层流体性质划分及应用
——以轮南2油田JIV油组为例

左小军1， 袁文芳1， 何巧林1， 秦 红1， 曹少芳1， 邢 星1，凡 闪1， 张 文1， 何虎庄2

( 1. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 2. 中国石油塔里木油田分公司 塔中勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒 841000 )

塔里木盆地轮南2油田JIV油组电阻率普遍偏低，个别油层电阻率比水层电阻率还低，含油性评价主要根据试油和试采结论；未试油层段储层含油和油藏油水界面不明确。为精细解释储层流体性质、判断油水界面及解决采收率低等问题，利用轮南2油田JIV油组12口取心井的岩石热解和荧光薄片图像分析进行流体性质划分，明确在不同流体性质下岩石热解数据和荧光显微图像的变化特征。利用岩心含油性观察、岩心物性分析和生产动态资料，制定划分储层流体性质的方法，建立一套适合轮南2油田JIV油组的流体性质半定量划分标准。生产动态资料分析证明流体性质划分标准的准确性和方法的实用性。

轮南2油田JIV油组； 岩石热解； 荧光显微图像分析； 流体性质； 储层

0 引言

轮南2油田JIV油组为构造层状边水油藏，JIV1和JIV2是其主要产层段，电阻率普遍较低[1]，采用常规电阻率测井不能很好地识别油水层[2]。经过多年注水开发，油田已经进入高含水期[3]，JIV油组5口生产井平均含水率超过80%，其中一口井含水率达到99%以上。该油田开发存在主要问题：一方面是储量高(680万t)、采收率低(24.5%)、含水率高(98.9%)，低采出程度与高含水率的矛盾突出；另一方面是水淹模式、隔夹层展布、剩余油分布等不清楚，严重制约油田高效开发。为准确划分储层流体性质，识别隔夹层，判断油水界面，分析剩余油分布和高储低采原因，开展基于多种方法的流体性质划分研究。

目前，非测井储层流体性质评价方法较多，如利用热解气相色谱特征[4]、岩心氯化盐含量[5]、气测录井资料[6]等，主要采用岩石热解数据建立含油性解释标准[7-10],或通过荧光薄片显微图像技术判断储层含油性[11-17]。受取样位置、取样间隔和使用方法局限性等因素影响，单一方法解释储层流体性质存在一些不确定性。

以12口取心井的739个岩石热解数据和719片荧光薄片分析资料为基础，研究储层岩石热解和荧光薄片图像分析鉴定流体性质规律，辅助12.65 m岩心含油性观察和427个物性分析数据等资料，建立适合轮南2油田JIV油组的基于多种方法的半定量评价流体性质标准，为油田高效开发提供含油性依据，也为其他油田的勘探开发提供技术参考。

1 岩石热解

1.1 流体性质划分原理

岩石热解是模拟石油蒸馏原理，在热解装置中,把储集岩中油气按不同的温度范围蒸发或热裂解，得到单位质量岩石中含气量(S0)、汽油量(S1)、煤油和柴油量(S21)、蜡和重油量(S22)、胶质和沥青质热解烃含量(S23)、残余有机碳量(S4)等分析参数，进而分析油(气)总产率Pg(Pg=S0+S1+S2+S4/0.83)和油产率指数OPI(OPI=S1/Pg)[8]。其中，Pg为储集岩的含油气丰度，即视含油饱和度；OPI为储集岩的含油指标。在轮南2油田JIV油组岩石热解S0极低条件下，OPI越高，原油中的轻组分含量越高，可以判断原油性质。

1.2 流体性质划分参数

轮南2油田JIV油组原油密度为0.842 g/cm3，属偏中质的轻质油。根据LN5井JIV取心段岩石热解综合柱状图，储集岩中烃类成分主要是汽油(S1)、煤油和柴油(S21)、蜡和重油(S22)。其中煤油和柴油(S21)是原油的主要成分，占烃类总量的一半以上。

为更准确地分析储层含油性，根据多口取心井岩石热解参数，以及岩心含油性、物性、测井解释分析，选取S1、S21、Pg和OPI1+21作为评价标准参数，其中OPI1+21=(S1+S21)/Pg，为储集岩中“可动油”含油丰度参数。

1.3 流体性质划分标准

中子寿命测井可以较好地识别低阻油藏的油、水层和水淹层。综合考虑完井时间及该井或邻区生产史等，LN209井是12口取心井中唯一一口在首次中子寿命测井时未发生水淹，即钻井取心时的油水分布与首次中子寿命测井时的油水分布一致。轮南2油田JIV油组中子寿命测井解释油层阈值为19 c.u.，根据该井的岩石热解多项参数与中子寿命测井的俘获截面数据(Fsig)(见图1)，确定油层的各项热解参数阈值。

图1 LN209井储层热解参数与Fsig关系Fig.1 The relationship between the parameters of reservoir pyrolysis and Fsig of LN209 well

由图1可以看出，轮南2油田JIV油组油层的S1+21和Pg与差油层、油水同层、水层有明显差别，油层各项热解参数明显高于包括差油层在内的其他储层，S1+21大于5.0，Pg大于8.0，OPI1+21大于0.5。LN2-22-H2井取心段岩石热解流体性质划分结果见图2。由图2可以看出，在上部含油层段中，受砂体非均质性影响，存在一些渗透率较差的差油层，同时轮南2油田油气充注能量不足,导致差油层含油饱和度较低，各项岩石热解参数较低，与油水同层很难区分。一般情况下，由于干层物性差，多为中低孔、低渗储层，胶质、沥青质等重质油难以充注，仅部分储层充注气、汽油和煤油等轻质油，但丰度很低。因此，一些干层的OPI1+21与油层的接近(大于0.5)，而其他参数值近于0。

结合岩心含油性和试油试采结果，确定其他流体性质各项热解参数阈值，建立适用于轮南2油田JIV油组的流体性质定量岩石热解划分标准(见表1)，热解参数S1+21与OPI1+21关系见图3。由图3可以看出，差油层和油水同层的含油丰度和轻质组分含量相差不大，难以用热解方法区分，其他4种流体性质区分明显。

图2 LN2-22-H2井取心段岩石热解流体性质划分Fig.2 Division of rock pyrolysis fluid properties in core of LN2-22-H2 well

表1 轮南2油田JIV油组储集岩流体性质的岩石热解划分标准

图3 研究区储层热解参数S1+21与OPI1+21关系Fig.3 The relationship between S1+21 and OPI1+21 paramaeters of reservoir pyrolysis

2 荧光薄片图像分析

2.1 流体性质划分原理

石油沥青按照成熟度可以划分为油质沥青、胶质沥青、沥青质沥青和炭质沥青。在紫外光照射下，石油沥青中某些具有共轭双键的有机物质(含生色团和助色团)可被激发而发荧光[18]。在荧光显微镜下，储层中沥青物质的发光颜色反映沥青的组分，发光强度反映沥青的含量，发光产状反映沥青在岩石中分布[19]。

2.2 流体性质荧光特征

(1)粒间孔隙中荧光的颜色、发光强弱与含油性有密切关系，颜色偏白、蓝代表油质轻，发光强代表含油丰度高(见图4(a))。

(2)粒间孔隙含油，并浸染杂基与颗粒，浸染范围越大，荧光越亮，预示含油丰度越高，颜色越偏白、蓝，油质越轻，越能获得高产油流(见图4(b))。

(3)有时镜下无粒间孔(粒间孔被杂基充满)，杂基被油质侵染(见图5)，荧光亮度、颜色与油层孔隙中的荧光类似，储层为差油层。

图5 研究区显微镜下差油层的荧光特征Fig.5 Fluorescence characteristics of poor oil reserves under microscope in the study area

(4)油水同层或含油水层的荧光薄片,在镜下可见荧光主要集中在较细的喉道或吸附在颗粒或杂基表面，亮度偏暗，颜色多为蓝色或橙黄色。

2.3 荧光含油性解释标准

文献[11-17]利用荧光显微图像特征判别油层、油水同层、水层和不同级别水淹层。根据不同流体性质下荧光特征与岩心含油性、试油、试采数据，粒间孔隙和杂基中油质沥青质量分数，以及荧光亮度、颜色、发光部位等参数，建立适用于轮南2油田JIV油组的流体性质定量荧光显微图像分析划分标准(见表2)。

表2 轮南2油田JIV油组储集岩流体性质的荧光显微图像分析划分标准

3 综合划分标准及应用

3.1 划分标准

根据轮南2油田12口取心井岩心含油性观察、物性分析和试油成果，结合微观岩石热解标准和荧光显微图像分析标准，建立储层流体性质综合划分标准(见表3)。

3.2 现场应用

在12口取心井中挑选最有代表性的LN5和LN2-18-H1井进行储层流体综合评价。完钻于1989年的LN5井是研究区内第二口探井、第一口生产井，也是唯一一口完井后即在JIV油组进行生产的取心井。该井生产时油藏保持原始油水状态，未发生水淹，生产数据最能说明储层流体性质解释的准确性。

LN5井的岩石热解参数S21、S1+21、Pg值在4 575.05 m深度降为0，说明从该深度向下“可动油”含油丰度值为0；OPI1+21在该深度也出现明显下降，且没有再次回升，说明在4 575.05 m深度以下的井段轻质“可动油”含油丰度较低(见图6)。在4 575.05 m深度岩石热解参数OPI1+21为0.6，其他参数在解释标准差油层范围内，因此岩石热解分析结果为差油层。该深度的荧光显微图像(见图7)显示，荧光颜色以蓝、白色为主，亮度为亮，粒间孔中油质沥青质量分数为73.94%，为典型油层。根据岩心含油性观察结果，该深度岩心为浅褐灰色含油中砂岩，呈松散块状，滴酸不起泡，新鲜面滴水呈珠状，也是典型的油层。岩心含油性观察与荧光显微图像分析的含油性一致，岩石热解出现偏差是因为岩心为松散块状，轻烃组分有一定的散失而造成表征含油丰度的S1+21和Pg偏低。表征原油性质的OPI1+21基本不受影响，由取样方式的差异造成两者结论矛盾，侧面反映两种微观评价方法的准确性，以及与宏观划分方法的互补性。

图6 LN5井取心段半定量流体性质划分Fig.6 Semi-quantitative fluid properties in core of LN5 well

图7 LN5井测井解释水层段荧光薄片和岩心含油性特征

LN5井取心段测井解释6.00 m油层，利用流体性质划分标准解释为油层5.38 m/5层，差油层为0.20 m/1层，其余为3.38 m/3层的干层；与测井解释结果差别较大，测井解释油层内含有大量不产油干层或低产油的差油层，导致计算储量偏大、采收率偏低。根据该井JIV油组的生产曲线(见图8)，该井日产油从初期的150 t迅速增加到350 t，然后快速回落到80 t，说明该井主力产油层较薄，无法支持长期高效生产。根据岩石热解数据，取心段含油丰度最高的井段为4 568.40～4 569.00 m，该井段为该井JIV油组的主力产层；其他层段含油丰度相对较低，应为次产层或不产油的干层。这与试采结论符合，表明新建立的适用于轮南2油田JIV油组的流体性质划分标准是可靠的。

图8 研究区LN5井生产曲线Fig.8 Production curve of LN5 well in the study area

LN2-18-H1井完钻于2008年6月，位于构造低部位，测井解释JIV1+2全部为干层和水层。根据岩石热解参数(见图9)，4 569.50～4 575.00 m井段岩石热解参数高于流体性质划分标准中油层的下限值，

图9 LN2-18-H1井取心段半定量流体性质划分Fig.9 Semi-quantitative fluid properties in core of LN2-18-H1 well

且超过LN5井主力产油层的。荧光显微图像含油性分析(见图10)结果表明，该井段多属于油层(见图9)，岩心粒度较粗，多为粗砂岩—小砾岩，含油级别多为油浸—含油，呈滴水珠状或半珠状，不渗或局部缓渗。根据流体综合划分标准，该井取心段新增油层4.52 m/5层、差油层1.42 m/6层、干层2.63 m/3层，还有7.00 m的含水层(见图9)。LN2-18-H1井流体性质解释结果说明，在勘探开发28 a后，位于构造低部位的该井及附近区域原油基本未动用，可以作为上返井进行开发。

图10 LN2-18-H1井荧光薄片与岩心含油性特征

4 结论

(1)根据油藏原油参数建立的流体性质综合划分标准更贴合实际，能有效识别油层、水层和隔夹层，准确率更高；适用范围广，尤其对低阻油层的识别；解释精度高，单位层厚取决于取样间隔，最小层厚度可小于0.1 m，可解释油藏原始油水界面和开发中后期水淹层位。

(2)轮南2油田JIV油组流体性质划分结果表明，测井资料无法准确识别油层中的干层和低产油层，使得上交油层厚度偏大，含油丰度偏高；局部区域和层位原油未动用；开发井高渗储层生产过快，造成边底水快速锥进，使低产油层无法生产，附近原油被水封堵而无法采出。

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2016-12-23；编辑：任志平

国家科技重大专项(2016ZX05004-004)

左小军(1985-)，男，硕士，工程师，主要从事沉积储层地质方面的研究。

TE33+1；TE133.1

A

2095-4107(2017)02-0094-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.02.010