马德华，孙秋霞

（大庆地质录井一公司资料解释评价中心，黑龙 江大庆 163411）

1 轻质油层井壁取芯取样及识别方法

1.1 轻质油层井壁取芯取样方法

录井井壁取芯样品现场取出后，到送至化验室分析至少需要8～12h。轻质油层原油密度低，油质轻，易挥发，没有样品保护措施，烃类损失严重，影响解释精度。选取轻质油层样品在现场立即进行岩石热解分析分析、无保护措施分别放置4h、8h、12h再次进行分析样品在放置4h的时候，烃类损失最为严重，8h、12h烃类损失大致相当，实验表明放置时间越长，烃类损失越严重，分析值越低。

目前常见、价格便宜、密封性好的材料有食品保鲜膜、塑料袋、蜡纸、石蜡等。在现场选取一口井中含油均匀的井壁取芯样品，将样品分成六份：①不加保护措施，②塑封法，③薄膜法，④蜡封法，⑤塑封+蜡封法，⑥薄膜+蜡封法，进行岩石热解分析。实验得出，样品经过密封后比密封前岩石热解分析P g值均有所提高，塑封+蜡封法与薄膜+蜡封法密封效果大致相当，P g值均提高3～7mg/g，P g值提高30%以上。由于塑封法操作需要封口机，井壁取芯人员一个人在现场取样、描述再塑封不易操作，薄膜法相比之下更容易操作，为此选择薄膜+蜡封法密封井壁取芯样品。

1.2 轻质油层识别方法

根据实物观察、地化色谱、气测资料等，建立了轻质油层的识别方法。

1.2.1 实物观察

通过对岩芯的观察描述能直观、及时地识别出轻质油层，轻质油层具有以下几方面特点：①岩芯出筒时岩芯表面有气泡，有时可听见“嗤、嗤”的响声（井壁取芯样品现象不明显）；②观察岩芯，含油砂岩含油颜色浅。一般为浅棕灰色；③具有较浓的油气味，刺鼻；④荧光普照以浅黄色为主，且荧光分布不均匀；⑤久置后二次观察无油味无荧光[1]。

1.2.2 气测资料

轻质油层岩屑受钻井液的冲洗影响，烃类损失大，岩屑识别难度较大，用气测录井可以对此进行弥补。通过气测录井异常显示判别轻质油层，全烃最大值与基值的比值一般大于3～5倍，甲烷相对含量一般在87%左右。

1.2.3 岩石热解分析

轻质油层含油砂岩岩石热解分析S1值明显高于S2值，因此原油轻重组分指数PS(S1/S2)可以判断储层的原油性质，在分析及时的情况下，PS越大表明原油性质越好，PS越小表明油质越重。

1.2.4 饱和烃气相色谱分析判别方法

轻质油层饱和烃气相色谱分析一般主峰带较窄，主峰碳响应值高，峰形为前三角形或正态峰型，碳数分布范围为n C11～n C25，主峰碳数为n C17～n C19。

1.2.5 荧光显微图像识别方法

轻质油层发光较均匀，荧光强度中等，荧光颜色以绿、黄绿、黄色为主，基本见不到橙黄色，具微弱色差，发光沥青主要以吸附状、簇状赋存于粒间。局部见原油轻质成分富集，荧光强度较高。

2 轻质油层原始油水同层识别方法

2.1 轻烃分析资料判别含水性

利用轻烃分析资料识别油水层时，在烃源岩有机质类型及热演化程度一致的情况下，主要依据生物降解作用及化合物在水中的溶解度的差异识别油水层。原油中正常原油和天然气的异构已烷浓度系列不受母质类型和成熟度的影响，也不受油气运移的影响，始终保持2-MC5＞3-MC5＞2、3-DMC4＞2、2-DMC4的顺序规律，若在油气藏中存在喜氧细菌降解作用，异构己烷系列的顺序发生变化，根据其变化可识别生物降解程度。新肇、新站、龙虎泡油田根据轻烃分析资料不属于严重降解原油，因此采用长垣以西地区根据试油资料分正常原油和中等降解原油分别建立的轻烃分析参数IC/CYC～IC/NC及AC～CYC图版判别油水层。

2.2 岩石热解分析参数特征

油水同层ST值10～15mg/g范围内，变化相对较为稳定，S1/S2值在2.0～3.0范围内。不同水洗程度热解参数一般为ST值为4～15mg/g，S1/S2一般为1.3～2.5，变化范围较大。

2.3 饱和烃气相色谱分析谱图特征

当储层为原始油水同层时，水中含有的氧及细菌与部分烃类发生菌解和氧化作用，使正构烷烃减少，异构烃类与杂原子化合物增加，反映在谱图上，色谱峰值降低、轻组分减少、碳数范围变窄等特征，但相邻正构烷烃的构成都是有规律的次序递增或递减，谱图峰型常见前三角型、偶见大梯形等，而水洗油层由于油水接触的时间较短，水对原油产生氧化、菌化作用较弱。

不同水洗程度饱和烃色谱图特征为峰高值变化范围随水洗强度不同而变化，水洗强度越强，峰值越低，一般为0.4～1.5mV，峰带较宽，具有纯油层特征，峰型发生变化，相邻正构烷烃的构成不再是有规律的次序递增或递减，一般为双峰型、平头峰、“V”字型等。

2.4 荧光显微图像特征

轻质油层纯油层荧光颜色以淡黄、绿黄、黄色为主，原始油水同层随着含水率的升高，荧光颜色由较均匀到不均匀，色差逐渐增大，荧光颜色逐渐红移，荧光的亮度逐渐升高，发光沥青由油质沥青逐渐变为胶质沥青，偶见沥青质沥青，多以吸附状态存在，含水增加到一定程度，亮度降低，色差更大。

水洗油层发光沥青的状态变化较大，从原始油层的粒间吸附状向簇状、角隅状、薄膜状、孔表吸附状转变，弱水洗时，水浸呈条带状或斑状，中水洗时，油水呈乳化状或连通较好孔隙可见含水，强水洗时，水或以独立状态存在，或以“油包着水”的状态存在，如一个物性相对均匀的正韵律层，由上至下，荧光图像反映的是水洗程度由弱到强的变化过程，而原始油水同层由上至下反映的是一致的现象。

3 录井水淹层综合评价方法

录井水淹响应机理分析表明，注水开发过程中，驱替作用是主要的，浸洗作用是次要的。浸洗作用对原油的轻质组分的变化影响较大，通过总结地化色谱谱图和荧光显微图像的变化特征可建立单项资料直观定性评价方法。驱替作用对岩石孔隙中含油饱和度的变化影响较大，地化热解岩石产烃潜量Pg（mg/g）、轻烃总面积∑C（104Pa·s）、饱和烃总面积As（mV·s）和荧光显微图像荧光面积等参数都是反映含油饱和度的参数，应用录井资料处理技术，求取岩石热解法含油饱和度，饱和烃、轻烃、荧光显微图像量化参数，以驱替效率判别水洗状况原理为指导，结合测井资料建立录井水淹层评价的基本方法。

3.1 岩石热解分析评价方法

在相同孔隙度条件下，随剩余油饱和度的降低，水洗程度增大；在相同剩余油饱和度条件下，随孔隙度的增加，水洗程度增大，因此，用孔隙度与剩余油饱和度参数可以快速定性判断水洗程度。

3.2 轻烃气相色谱谱图直观判别方法

以水驱油实验为基础，根据含油浓度近似的同一层样品轻烃分析各项参数及谱图差异，利用D69-J71、L10-J12井密闭取芯资料将分析谱图与参数结合起来进行评价，建立了轻质油层轻烃分析谱图直观判别方法及判别标准（表1）。

表1 轻质油层不同水洗程度轻烃气相色谱判别标准

3.3 饱和烃气相色谱图直观判别方法

水驱油实验提供了不同含水率条件下谱图峰值的变化幅度以及峰型的变化趋势，对于轻质油层，孔隙度相同的条件下，未洗油层主峰碳响应值达到1.0mV以上，正态峰型，而主峰碳响应值降至0.6mV，为强水洗特征。响应值每下降0.3～0.4mV，水洗程度相应上升一个级别，峰型变化趋势是：正态型（半圆形或扇面形）—“V”字型—单峰突出型(“山”字型)—平头峰型—不规则形。应用饱和烃数据处理软件，对饱和烃气相色谱图形特征进行了量化表征[2]，求取了图形特征参数二次函数(a1)，以新井投产资料及密闭取芯资料为依据，结合谱图峰值的变化幅度以及峰型的变化趋势建立了饱和烃气相色谱量化参数评价标准（表2）。

表2 轻质油层不同水洗程度饱和烃气相色谱判别标准

3.4 荧光显微图像的直观判别方法

统计新站、新肇、龙虎泡油田实际投产井荧光显微图像资料，主要依靠荧光图像中的荧光颜色、发光强度、发光面积、剩余油产状等特征直观定性判断水淹程度[3]。总结了轻质油层不同水洗程度的荧光显微图像特征及判别标准（表3）。

表3 轻质油层不同水洗程度荧光图像特征

4 应用效果

应用本项目研究成果，在大庆外围新肇、新站、龙虎泡油田新钻调整井共解释了17口井175层，经16口井81层投产验证，水淹层解释符合率达86.4%，提高11.8%，应用效果较好。

L15-J04井：萨Ⅰ油层组SⅠ3、SⅠ4、SⅠ52号层钻井取芯见油浸0.81m，油斑1.13m，地化校正计算含油饱和度为37.2%～53.3%。轻烃色谱资料显示SⅠ4号层轻质组分较完整，响应值较高，呈弱洗特征。饱和烃资料显示SⅠ3号层谱图组分完整，峰值中等呈差油层特征；SⅠ4、SⅠ52号层谱图峰型发生变化呈小“V”字型，峰值下降较明显，均呈弱—中水洗特征。荧光显微图像资料显示SⅠ3号层为含泥粉砂岩，孔隙欠发育，发光沥青主要以簇状、粒间吸附状赋存，发光强度中等，色差较小；发光沥青主要以油质沥青为主，胶质沥青次之，油质沥青荧光颜色为黄、棕黄色，胶质沥青发褐黄色荧光，为差油层特征；SⅠ4、SⅠ52号层含碳酸盐粉砂岩，孔隙欠发育，储层发光不均；发光沥青主要以簇状、角隅状赋存，发光强度中等，弱色差；发光沥青主要以油质沥青为主，胶质沥青和水溶烃次之，油质沥青荧光颜色为黄、棕黄色，胶质沥青发褐黄色荧光，为弱水洗特征；剩余油饱和度参数反映SⅠ3号层为未洗，SⅠ4、SⅠ52号层为弱洗区。录井综合解释SⅠ3号层为差油层；SⅠ4、SⅠ52号层均为低水淹层。

萨Ⅱ油层组SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4、SⅡ82号层钻井取芯见油浸1.88m，油迹1.22m，地化校正计算含油饱和度为23.8%～50.0%，轻烃色谱资料显示SⅡ3号层轻质组分缺失明显，响应值较低，呈中洗特征。饱和烃资料显示SⅡ1、SⅡ4号层反映为响应值较高、峰型损失幅度较小的弱水洗特征，SⅡ3号层响应值重点、峰型损失幅度明显，为中水洗特征，SⅡ82号层饱和烃气相色谱分析均反应为响应值中等，未分辨化合物含量较高的油水同层特征。荧光显微图像资料显示SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4号层均为粉砂岩，孔隙较发育，储层发光较均，发光沥青主要以簇状、喉道状赋存，发光强度中等，弱色差；发光沥青含量以水溶烃为主，油质沥青和胶质沥青次之，水溶烃荧光颜色为绿、黄绿色；油质沥青发黄、棕黄色荧光，为中水洗特征。剩余油饱和度参数反映上SⅡ3号层为中洗，SⅡ1、SⅡ4号层为弱洗。录井综合解释水淹程度SⅡ1、SⅡ3、SⅡ4为低—中水淹，SⅡ82号层为水层。

投产符合情况SⅠ1到SⅠ5、SⅡ1到SⅡ4层均射孔投产，日产油1.0t/d，日产水7.9m3/d，含水88.9%，基本与解释情况符合。

5 结论

实际应用结果表明，该项技术经济实用，为采油厂射孔、压裂选层投产和加密区综合调整方案的编制提供了可靠的地质依据，实现了对轻质油层水淹程度的精细评价，提高了油田的开发效果，同时为分公司创造了较高的经济效益，可在大庆外围油田同类储层中推广应用，具有较好的应用前景。