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———

东北石油大学学报第41卷第2期2017年4月JO URNAL OF NORTH EAST PET ROLEUM UNIVE RSI TY V o l.41No.2A pr.2017 DOI10.3969/j.is sn.2095-4107.2017.02.010
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)
摘　要: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。

关　键　词:轮南2油田J IV油组;岩石热解;荧光显微图像分析;流体性质;储层
中图分类号:TE33+1;TE133.1 文献标识码:A 文章编号:20954107(2017)02009409
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12.65m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
收稿日期:20161223;编辑:任志平
基金项目:国家科技重大专项(2016ZX05004-004)
作者简介: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。

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第2期 左小军等: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
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P g(P g=S0+S1+S2+S4/0.83)和油产率指数OPI(OPI=S1/P g)[8]。

其中,P g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0.842g/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、P g和OPI1+21作为评价标准参数,其中OPI1+21=(S1+S21)/P g,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19c.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(F sig)(见图1),确定油层的各项热解参数阈值。

图1　L N209井储层热解参数与F s ig关系
Fig.1T he relatio nship betw een the parameter s o f reserv oir py ro ly sis and F sig o f LN209well
由图1可以看出,轮南2油田JIV油组油层的S1+21和P g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,P g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
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OPI 1+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S 1+21与OPI 1+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　LN 2-22-H2井取心段岩石热解流体性质划分
Fig.2Division of r ock py ro ly sis fluid pr opertie s in co re of L N2-22-H 2w ell
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
Table 1Standard for the classif ication of rock pyrolysis of reservoir fluid properties of the oil
measure -JIV of well block No.2of Lunnan oilfield
流体类型S 21/(mg g -1)
S 1+21/(mg g -1)
P g /(mg g -1)
OPI 1+21油层
>4.0>5.0>8.0>0.5差油层或油水同层
2.0～4.0 2.0～5.0 4.0～8.00.4～0.5含油水层 1.0～2.0 1.0～2.0 1.0～4.00.1～0.4水层<1.0<1.0<1.00～0.4干层
<2.0
<2.0
<3.0
>0.5
96 东　北　石　油　大　学　学　报 第41卷　2017年
图3　研究区储层热解参数S 1+21与O PI 1+21关系Fig.3T he relationship between S 1+21and O PI 1+21
par amae te rs of re ser voir py rolysis
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 )
)。

图4　研究区显微镜下油层的荧光特征
Fig.4Fluo rescence cha racteristics o f oil re serv es unde r micro sco pe
(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
F ig.5Fluo rescence char acte ristics of poo r o il reserve s under micro scope in the study ar ea
(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
97 第2期 左小军等: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
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
Table2Standard for the classif ication of fluorescence analysis of reservoir fluid properties of the
oil measure-JIV of well block No.2of Lunnan oilfield
流体类型颜色亮度发光沥青类型发光部位孔隙中油质沥青发光面积/%
油层蓝白、淡蓝亮—中以油质为主粒间孔、杂基、
颗粒
>30
差油层浅蓝、浅绿中—中暗以油质为主粒内孔、杂基、
颗粒
30～10
油水同层以橙色为主,还
有黄橙、褐橙等
中暗
以油质和沥青
质为主
局部粒间孔、部
分杂基和颗粒
10～0
含油水层以褐色为主,还
有浅褐、橙褐等
暗—极暗沥青质局部杂基或颗粒0
干层和水层暗蓝极暗沥青质或无少量杂基或颗粒0
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)。

表3　轮南2油田JIV油组储集岩流体性质综合划分标准
Table3The division standard of semi-quantitative reservoir f luid properties of the oil measure-JIV of Wellblock No.2of Lunnan oilfield
流体类型
岩石热解分析荧光显微图像分析岩心分析
S1+21/
(m g
g-1)
P g/
(m g
g-1)
OPI1+21发光部位
孔隙荧光
亮度
孔隙油质
沥青质量
分数/%
杂基油质
沥青质量
分数/%
含油性
滴水
实验
渗透率/
10-3μm2
试油结论
油层>5.0>8.0>0.5
粒间孔隙、杂
基及部分颗粒
极亮—中亮>30.0
小于孔隙
油质沥青的
油浸—
饱含油
珠状,
不渗
>100
油层、含水
油层或低产
油层
差油层2.0～
5.0
4.0～
8.0
0.4～
0.5
粒间孔隙、杂
基及部分颗粒
中亮—中暗
10.0～
30.0
小于孔隙
油质沥青的
油斑
半珠状,
不渗
10～
100
油层、干层
或低产油层
油水同层2.0～
5.0
4.0～
8.0
0.3～
0.5
部分粒间孔隙、
杂基及颗粒
中亮—中暗
10.0～
30.0
不小于孔隙
油质沥青的
油迹—
油斑
半珠状,
缓渗
>10
油水层、水层
或水淹层
含油水层1.0～
2.0
1.0～
4.0
0.1～
0.4
(部分)杂基中—极暗
0～
10.0
大于孔隙
油质沥青的
油迹速渗>10
油水层或
水层<1.0<1.0
0～
0.4
少量杂基中暗—极暗
或无荧光
显示
少量
或无
无速渗>10
水层
干层<2.0<3.0>0.5少量杂基
或颗粒
极暗或
无荧光显示
0～
10.0
不小于孔隙
油质沥青的
无或
油迹
缓渗或
不渗
<10均可出现
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、P g值在4575.05m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4575.05m深度以下的井段轻质“可动油”含油丰度较低(见图6)。

在4575.05m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98
东　北　石　油　大　学　学　报 第41卷　2017年
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S 1+21和P g 偏低。

表征原油性质的OPI 1+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　LN 5井取心段半定量流体性质划分
Fig.6Semi -quantitative fluid pro per ties in co re of LN 5w
ell
图7　L N5井测井解释水层段荧光薄片和岩心含油性特征
Fig.7The characteristics o f oil content in fluor escent slice and co re in well log ging inter pre tation of LN 5w ell
LN5井取心段测井解释6.00m 油层,利用流体性质划分标准解释为油层5.38m /5层,差油层为0.20m /1层,其余为3.38m /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
99 第2期 左小军等: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
油从初期的150t 迅速增加到350t ,然后快速回落到80t ,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4568.40～4569.00m ,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LN 5井生产曲线
Fig.8Pr oductio n curv e of L N 5w ell in the study area
LN2-18-H 1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),4569.50～4575.00m 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　L N2-18-H1井取心段半定量流体性质划分
Fig.9Semi -quantitative fluid pro pe rties in cor e of L N2-18-H1we ll
100 东　北　石　油　大　学　学　报 第41卷　2017年
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4.52m /5层、差油层1.42m /6层、干层2.63m /3层,还有7.00m 的含水层(见图9)。

LN2-18-H 1井流体性质解释结果说明,在勘探开发28a 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　LN 2-18-H 1井荧光薄片与岩心含油性特征
Fig.10T he characteristics of oil co ntent in fluo rescent slice and co re in w ell log ging inter pretatio n o f LN 5well
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0.1m ,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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