录井技术在长庆油田水淹层评价中的应用

苑洪瑞 肖海田 杨志博

(中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)

0 引 言

长庆油田位于中国中西部地区，是中国第二大沉积盆地，后备资源充足，勘探潜力较大。油藏具有低孔隙度、低储集层压力、低产量的特征，储集层的孔隙结构及油水关系复杂，非均质性强，自然产能低，经压裂改造后具有较好产能。

随着油田开发的不断深入，部分油井已进入高含水期。储集层平面、层间、层内非均质性严重,剩余油在空间上分布状况较为复杂[1],水淹也逐渐从均质体向非均质体及薄差层方向推进，厘清剩余油分布及水淹状况是油田开发需要解决的一个难题，因此水淹层识别对油田开发中后期剩余油挖潜具有重要意义[2]。

水淹层常规评价方法是采用实验室密闭取心分析化验资料，研究储集层油水分布规律及水淹程度。这种方法成本高，受限于密闭取心井少，一个区块只有少量的密闭取心井，不能满足实际生产的需求。地化、核磁共振及轻烃等录井技术的日益成熟，为长庆油田的水淹层评价提供了新的方法。

1 水淹机理

储集层发生水淹时，其油水饱和度分布、孔隙度与渗透率、岩石润湿性、地层水矿化度和阳离子交换能力等许多物理性质会发生较大变化[3]。

储集层水淹时渗透率较高的孔隙表面的黏土矿物会被携带走而减少，孔喉发生变化，孔隙度总体趋势变大。大庆油田、胜利油田及大港油田的岩心分析及水驱实验结论为：长期注水后，孔隙度总体变化趋势增大，增大率约为5%，而渗透率较低的岩石喉道较细小，高岭石等黏土矿物就可能堵塞在微小的喉道窄口上而造成渗透率降低的现象[4]。水淹层的这些变化反映在录井参数上是孔隙度和渗透率的异常。在实际录井水淹层评价过程中，主要应用核磁共振孔隙度参数来表征储集层物性变化情况。

储集层水淹时其流体性质会不断发生变化。水淹前储集层内主要充注原油及束缚水，随着水淹程度的增加，可动油逐渐减少，含油饱和度逐渐减小，可动水饱和度逐渐增大。

2 评价方法

长庆油田水淹层录井评价方法主要应用地化、核磁共振录井谱图，以及地化、核磁共振及轻烃录井数据及派生参数进行综合评价。其中地化、核磁共振及轻烃录井参数为岩心分析数据，并且所有数据均进行了归一化校正处理。

2.1 地化及核磁共振谱图评价

地化及核磁共振谱图评价是利用岩石热解气相色谱及核磁共振谱图的特征定性判断储集层水淹情况的一种录井评价方法。

当储集层未水淹或弱水淹时，录井参数表征为地化谱图组分齐全，峰值较高，峰型饱满呈规则梳状分布，基线相对平直；核磁共振谱图含油饱和度较高，储集层可动油较多，可动水较少。当储集层为中、强水淹层时，地化谱图轻组分相对不发育，峰值较低，峰型不饱满；核磁共振谱图含油饱和度相对较低，可动油不明显，储集层可动水较多，如图1所示。

图1 油层及强水淹层的地化及核磁共振谱图

2.2 核磁共振油水饱和度交会评价

储集层水淹时，油水饱和度发生变化，录井参数表征为核磁共振含油饱和度的降低及核磁共振含水饱和度的升高。根据这一特征，把核磁共振含油饱和度与含水饱和度两项参数进行交会，能够直观反映储集层水淹情况。如图2所示，当核磁共振含油饱和度曲线在右、含水饱和度曲线在左时，两者呈现正异常，以红色涂于两者交会处，反映储集层含油性较好，为油层或弱水淹层；当核磁共振含水饱和度曲线在右、含油饱和度曲线在左时，两者呈现负异常，以蓝色涂于两者交会处，反映储集层含水明显，为中、强水淹。储集层水淹程度与两者交会面积大小呈正比关系。

图2 流体判别水淹层示意

2.3 核磁共振孔隙度与剩余油指数交会评价

剩余油含量是水淹层评价中一个关键参数，而录井参数能够直观反映储集层剩余油含量变化情况。其中气测录井主要检测储集层被钻开后扩散到钻井液中的轻质烃含量；轻烃录井主要检测储集层保存在岩心中的轻中质烃含量；地化录井主要检测储集层保存在岩心中的中重质烃含量；核磁共振录井主要检测储集层保存在岩心中的烃含量。当储集层没有发生水淹或弱水淹时，归一化处理的录井参数值相对较高，而水淹后的值相对较低。

结合试油数据把录井参数与试油数据进行相关性计算，发现相关性均在0.4以上。将这些参数组合应用，提出使用剩余油指数Ido，其计算公式如下：

Ido=0.000 03Tlh+0.127 5Tg+0.653 2S1+0.157 8SNMR

式中：Tlh为轻烃总烃；Tg为气测全烃；S1为地化液态烃；SNMR为核磁共振含油饱和度。

经验证，剩余油指数与试采数据相关性较好，达到0.783 3，说明该项指数与水淹程度具有一定的趋势性，能够较好反映水淹层剩余油含量。

根据水淹机理，发生水淹后储集层孔隙度会有不同程度的变化[4]。据此可以判定：当储集层某段核磁共振孔隙度异常高于其他段核磁共振孔隙度时，储集层应该发生了水淹现象，而且异常幅度越大，水淹程度越高；当储集层核磁共振孔隙度相对稳定或变小时，说明储集层水淹程度较小或未发生水淹情况。

核磁共振孔隙度与剩余油指数都能够指示水淹程度，因此可以利用核磁共振孔隙度与剩余油指数进行交会定性判别水淹程度。交会情况如图3所示。交会判别标准如表1所示。

图3 核磁共振孔隙度与剩余油指数交会判别水淹示意

表1 核磁共振孔隙度与剩余油指数判别水淹标准

3 应用效果与实例

应用录井水淹层识别方法，开展了长庆油田水淹层的评价工作，截至2018年底，共评价35层，试油验证30层，符合25层，符合率为83.3%。

以J 89-834井为例，该井位于长庆油田伊陕斜坡，油藏为岩性油气藏，目的层为长4+5段，邻井此层段注水开发。评价井段为2 521.0～2 524.0 m、2 532.0～2 534.0 m，岩性均为油斑细砂岩，全烃均值为1.17%～2.57%。测井解释两段均为弱水淹层。

地化谱图识别：2 521.0～2 524.0 m井段，储集层顶部地化谱图特征为烃类组分齐全，幅度较高，峰型饱满呈规则梳状分布，基线相对平直，含油明显，为油层特征，未水淹；储集层底部色谱图组分相对齐全，但幅度较低，峰型不饱满，含油相对较差，为弱水淹特征。2 532.0～2 534.0 m井段地化谱图幅度更低，组分不全，不饱满，为中重水淹层(图4)。

核磁共振谱图识别：2 521.0～2 524.0 m井段，储集层顶部核磁共振谱图含油明显，可动油发育，储集层可动水较少，为油层特征，未水淹；储集层底部核磁共振谱图含油相对变差，可动油含量变少，可动水发育，为弱水淹特征；2 532.0～2 534.0 m井段，核磁共振谱图反映储集层大孔隙发育，可动水明显发育，具有一定的可动油，说明水淹严重，为中重水淹层(图5)。

图4 J 89-834井地化谱图

核磁共振油水饱和度交会识别：图6所示为J 89-834井录井图，其中2 521.0～2 524.0 m井段，顶部核磁共振含油饱和度曲线与含水饱和度曲线交会，正异常非常明显，为油层特征；底部交会呈小幅度负异常，为弱水淹特征；2 532.0～2 534.0 m井段，核磁共振含油饱和度曲线与含水饱和度曲线交会，负异常明显，交会面积较大，为中重水淹特征。

图5 J 89-834井核磁共振谱图

图6 J 89-834井录井图

核磁共振孔隙度与剩余油指数交会识别:2 521.0～2 524.0 m井段，顶部核磁共振孔隙度曲线与剩余油指数曲线交会，核磁共振孔隙度变小，剩余油指数变大，为差油层特征；底部为核磁共振孔隙度变大，剩余油指数变大，为弱水淹特征；2 532.0～2 534.0 m井段，核磁共振孔隙度曲线与剩余油曲线交会，孔隙度变大，剩余油指数变小，为中重水淹特征。

综合以上3种方法，该井2 521.0～2 524.0 m井段顶部解释为油层，底部解释为弱水淹层；2 532.0～2 534.0 m井段综合解释为中水淹层。

该井于2018年1月开始对井段2 521.0～2 524.0 m、2 532.0～2 534.0 m两段合采，第一个月产油1.19 t/d，含水率为71.3%，第二个月产油0.71 t/d，含水率为73.7%，开采后日产油量不断减少，含水率不断增加，储集层综合试采结果为中水淹层。根据录井水淹层评价情况，建议封堵中水淹层2 532.0～2 534.0 m井段，保留2 521.0～2 524.0 m井段继续开采，甲方采纳了该建议。于2018年5月对2 532.0～2 534.0 m井段封堵后，日产油量和含水率都见到了明显成效，起到了控水增油的作用(图7)。封堵后，储集层综合试采结果为弱水淹层。两次试采结论与录井解释基本吻合，验证了录井解释的准确性。

图7 J 89-834井采油示意

4 结 论

通过在长庆油田水淹层录井评价研究，得出以下结论：

(1) 地化录井谱图能够直观反映储集层剩余油变化情况；核磁共振谱图能够直观反映储集层物性变化、可动油变化及可动水变化情况。

(2)剩余油指数是轻烃总烃、气测全烃、地化液态烃、核磁共振含油饱和度参数与试油参数回归后获得的，该项指数与水淹程度具有一定的趋势性，能够较好反映水淹层剩余油含量。

(3)核磁共振油水饱和度交会及核磁孔隙度与剩余油指数交会方法，能够精细刻画储集层的物性变化特征，流体变化特征以及相互之间的变化趋势。

(4)三种水淹层录井识别方法综合应用，可以实时、快速、准确识别储集层的水淹情况，为油田开发中的控水增油提供有力支持。