录井技术在萨中X断块剩余油分析中的应用

秦迎峰

（地质录井一公司资料采集一分公司，黑龙江 大庆 163411）

萨中开发区G油层是在总水退背景下形成的一套砂泥岩频繁交互的陆相河流—三角洲沉积，属于白垩系中部含油组合，这套储层形成于松辽盆地整体坳陷过程中的一个显著回返和充填时期。通过密闭取芯资料分析表明，G 油层长石含量约为40%，石英含量37%左右，其它碎屑约为16%。胶结物以粘土类矿物为主，接触式胶结，砂岩粒度细。钙质及泥质含量高，含油储层渗透率较低，从整体上，表现为层与层之间渗透率差别较小，平面上砂体发育较稳定，连续性较好，含油储层相对较均质。

X 断块G 油层共分4 个油层组，22 个砂岩组，82 个沉积单元。该油层于1980 年9 月投入开发，开采层位主要以高一组、高二组、高三组合采开发为主。截止2017年5月，综合含水89.8%。由于在开发过程中存在注采井距大、层间矛盾突出等问题，导致了油层动用差异大、采出程度低，经统计，该区块G 油层采出程度仅为31.9%。为提高油层动用状况、改善油层开发效果，应用水淹层解释评价技术对萨中X断块G油层动用状况及剩余油潜力分布等进行了研究。录井技术通过井壁取芯器从井壁取出样品，应用岩石热解、饱和烃气相色谱、荧光显微图像等技术对油层水淹程度进行定量评价，提高了厚层、薄差层、表外层的精细评价水平，弥补了测井软件对薄差层及表外层适用性差的问题［1］，在实际生产中与测井资料结合应用，为采油厂摸清厚油层层内剩余油分布及潜力状况、薄差及表外层的含油评价从而进行挖潜增效给予借鉴参考。

1 水淹层录井评价技术

水淹层录井评价技术是根据密闭取芯井分析资料和井壁取芯已投产井分析资料，通过井壁取芯地化分析及荧光显微图像分析等单项资料解释，创建的一种应用录井技术综合评价水淹层的新方法。

1.1 岩石热解分析技术

岩石热解分析技术是在储层评价中应用的一项录井技术，可以定量测定岩石样品中可热蒸发和热解的烃类。剩余油饱和度是目前储层含油性的实际反映，从产能角度讲，剩余油饱和度越高，挖潜增产的能力越大[1]。剩余油饱和度计算精度的关键在于烃类损失的恢复，当岩石样品经过岩石热解分析后，首先要对损失的轻质组分进行恢复校正，然后再对Pg值进行修正。利用修正后的Pg值可以通过公式计算得到剩余油饱和度。储层的有效孔隙度是反映物性的重要指标，将有效孔隙度与剩余油饱和度结合起来应用，根据它们的对应关系可以综合评估油层的实际水淹状况。

1.2 饱和烃气相色谱分析技术

饱和烃气相色谱技术具有把混合物分离成单个组分的能力，岩石样品经过热蒸发后的各组分进入色谱柱，经过检测器的信号处理可以得到岩样中各组分的色谱峰和相对含量。谱图中各正构烷烃峰值反映岩石含油丰度，所有正构烷烃峰面积总和反映可动烃的含量，其含量的高低反映含油饱和度的变化；谱图的峰形反映各正构烷烃的相对含量，峰形的异常变化反映原油组分的变化。通过对谱峰形态、峰值、包络线形态、组份含量等参数的变化分析可以定性判断油层水淹程度。

1.3 荧光显微图像技术

荧光显微图像技术是用紫外光或蓝光等光源，通过激发岩石中石油沥青物质后，产生出可见的荧光图像，直观观察石油沥青物质在岩石孔隙中的分布状况。评价含油储层水淹的基础为孔隙中是否能够见到自由水，在原始储层为纯油层的前提下，只要连通孔隙中见到自由水，则表明储层发生水淹，自由水的含量则反映油层的水淹程度。利用荧光显微图像识别孔隙中油水的分布状态及其含量主要依靠定性指标（发光颜色、发光强度、油水分布特征）和半定量指标（含油率、含水率、面孔率），同时还有孔表结膜、油珠、油水乳化等一些特殊现象，这些也就是水淹层判断的基本参数。

2 录井技术分析资料在剩余油挖潜中的应用

油田注水开发以后，随水洗程度的增强，原油性质、孔隙结构、含油饱和度等都要发生变化。反映在井壁取芯实物上表现为，岩样含油饱满程度、染手级别、油气味均对应下降或减弱。岩石热解分析Pg值反映含油丰度，饱和烃气相色谱是对岩石热解分析S1值的细分，因此岩石热解、饱和烃气相色谱均能反映含油饱和度的变化[2]。荧光显微图像可以观察孔隙中的油水分布、剩余油产状及孔隙结构变化等[3]。在录井单项资料的解释基础上，结合测井资料及区块地质特征、注水开发情况等进行综合分析，找出开发效果差，油层水洗程度较弱，即剩余油相对富集区，从而得出剩余油的分布规律。

根据G油层水驱油实验资料，随水洗程度的增强，饱和烃气相色谱峰型从正态峰型向扁平型变化，其峰值及岩石热解分析参数均有不同程度降低。注入水以水膜形态铺满孔壁，连通较好的小孔隙容易被水充满，大孔道中剩余油容易出现指进，剩余油为斑状、柱状或珠状，连通较差的小孔隙剩余油为簇状，荧光显微图像资料验证了这一点（见图1）。

图1 饱和油与残余油荧光显微图像特征

应用井壁取芯分析技术，落实厚层、薄层及表外层的岩性、物性及含油性，进而评价储层剩余油分布特征及产油潜力，在油田开发中提产增效具有重要意义。统计萨中开发区X断块G油层25口井的井壁取芯分析资料表明（表1），未—低水淹层占总解释层的12.8%，中水淹占总解释层的53.0%，高水淹占总解释层的32.7%。通过对比采油厂提供的相邻区块北一、二排西部2015年新钻井水淹解释资料（表2），G油层高水淹有效厚度仅占到30.5%，而中、低水淹有效厚度比例达到了69.5%，与录井解释非常吻合。整体上来看，G 油层在下一步的产能增效上具有很大的挖潜价值。

表1 萨中开发区X断块G油层解释情况统计表

表2 北一、二排西部G油层厚度分级水淹统计表（2015年新钻井）

3 X断块剩余油分布特征

综合评价，G 油层目前采出程度为31.9%，还有68.1%的地质储量剩余在地下，这部分剩余油大部分油层发育差，根据水淹层录井评价分析结果，总体上主要有以下几种分布形式。

3.1 富集在有效层厚度大于1m的油层顶部

该类层有效厚度相对较大，储层岩性、物性较好，砂体之间的连通性较强，属于中—高渗层，即使注采井距较大也不会对水淹程度和区域有太大的影响。经过长期注水开发后，储层中连通性较好的地方油井见效快，易形成大范围水淹，而储层的顶部则通常属于低渗层段，与下部层内流动能力的差异，造成层内低渗带未能动用，从而形成了剩余油富集区。因此，该类油层剩余油多富集在油层顶部的位置。如G113-285 井GⅠ11-12 号层厚度4.8m，中上部及顶部取芯3 颗油浸砂岩，Pg值在36.84~47.93mg/g，均解释为中低淹；投产后日产油1.72t，含水89.6%。

3.2 分布在物性差的钙层顶底部位

萨中X 断块G 油层广泛发育着含钙储层，此类储层属于中低渗透、物性差的薄差油层，由于层顶或底部致密钙层的影响，受到油水运动的屏蔽，同时受平面非均质和层间干扰等影响，注水过程中因注入水沿阻力较小的物性好部位流动，致使物性变差部位水淹程度较低，从而形成剩余油富集。如G425-X505 井GⅡ油层组，多处出现顶底部为含钙砂岩，钙上下为油浸砂岩，解释为低—中水淹；投产GⅡ2～GⅢ1层后，日产油1.33t，含水83.6%。

3.3 集中在厚度小于0.5m的薄差层

根据G油层的注水井近年连续吸水资料，G油层整体动用状况一般，动用差及未动用砂岩比例达到53.0%，有效厚度比例达到51.5%。油层性质越差，动用状况也随之变差，有效厚度大于等于0.5m 油层动用差和未动用砂岩比例为47.3%，而有效厚度小于0.5m 及表外油层动用差和未动用砂岩厚度比例达到了55.5%（见表3）。

表3 萨中开发区X断块G各油层组解释情况统计表

从现场取得井壁取芯样品来看，有效厚度小于0.5m的层样品产状以油浸砂岩为主，表外层样品产状以油斑砂岩为主。从资料综合分析解释结果来看（表3），GⅠ、GⅡ、GⅢ油层组解释为高水淹以上级别的厚度所占百分比分别为42.29%、41.62%、35.56%，而且均为厚度大于0.5m的有效层。中水淹及以下级别的厚度百分比均在60%左右，其中有效层厚度小于0.5m 及表外层多呈未—中水淹特征，这类层属于物性差、泥质含量高且分布不稳定的薄砂层及表外层，是剩余油的主要聚集区。

这类储层砂体分布广且层段跨度大，虽然有多口井钻遇，但由于储层物性差而造成开采效果差；还有一部分由于砂体之间连通性差而没有射孔投产，因此，没有构成有效的注采关系，形成剩余油。

如G301-534井GⅠ1-GⅡ9号层，取芯油浸砂岩为主，Pg值5.91~30.68mg/g，解释主要为中水淹；投产后日产油2.40t，综合含水80.8%。

通过对G 油层分析可以看出，虽然G 油层主要以薄差层为主，岩性、物性均较差，但是在注水开发后，往往综合含水上升快，通过注水很快能达到中水淹，G油层水淹级别主要为低—中高淹，因此，G油层具有广大的开发前景。

4 结束语

通过研究，可以得出以下结论：

（1）水淹层录井评价技术在萨中X 断块G 油层剩余油分析中应用效果明显；

（2）萨中X 断块G 油层剩余油分布特征主要有以下几种形式：①富集在有效层厚度大于1m 的油层顶部；②分布在物性差的钙层顶底部位；③集中在厚度小于0.5m的薄差层；

（3）水淹层录井评价技术可以推广应用到其他油田或区块剩余油挖潜中，对于采油厂提产增效，具有重要意义。