應(yīng)用錄井資料分析喇薩杏油田套損井巖芯進(jìn)水程度

馬德華

（大慶鉆探工程公司錄井一公司，黑龍江大慶163411）

應(yīng)用錄井資料分析喇薩杏油田套損井巖芯進(jìn)水程度

馬德華*

（大慶鉆探工程公司錄井一公司，黑龍江大慶163411）

大慶喇薩杏油田經(jīng)多年的注水開發(fā)，油水井套變現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，全油田套損率超過25%，部分區(qū)塊嫩二段發(fā)生了成片套損現(xiàn)象。為研究套損原因，在嫩二段進(jìn)行井壁取芯，對(duì)1251塊油頁(yè)巖樣品進(jìn)行熒光顯微圖像及地化色譜分析，通過熒光顯微圖像鏡下裂縫識(shí)別方法，建立了裂縫進(jìn)水程度分類標(biāo)準(zhǔn)。通過實(shí)物觀察及地化色譜分析資料，確定樣品的巖性與套損井段地層是否相符，進(jìn)行輔助分析判斷進(jìn)水情況，為油水井套損原因分析提供參考依據(jù)，對(duì)開發(fā)新鉆井提高固井質(zhì)量提供依據(jù)。

嫩二段；油頁(yè)巖；井壁取芯資料；裂縫；進(jìn)水程度

大慶喇薩杏油田隨著開發(fā)程度的深入，油水井生產(chǎn)過程中，受多種因素的影響，套管發(fā)生徑向凹陷、彎曲、破裂變形等套變現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，甚至出現(xiàn)活性錯(cuò)斷、多點(diǎn)變形、大段彎曲，斷口與魚頭同步、無通道等復(fù)雜的套損情況。目前全油田每年新增套損井700口左右，套損井與正常生產(chǎn)井的比也就是套損率超過25%，而修復(fù)率為70%左右，部分井修復(fù)成功率低，破壞了原注采關(guān)系，嚴(yán)重影響油田開發(fā)效果。因此迫切需要研究套損井成因，為套損井修復(fù)提供技術(shù)支撐，保證注水油田開發(fā)效果和穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。大慶喇薩杏油田嫩二段底部發(fā)育一套厚度為6～10m左右黑褐色油頁(yè)巖，為腐殖—腐泥型，按層理可分裂成薄片，可直接點(diǎn)燃。油頁(yè)巖夾少量泥巖和頁(yè)巖，呈互層分布。該層位由于固井質(zhì)量原因注水開發(fā)后造成地層進(jìn)水，部分地區(qū)發(fā)生了成片套損現(xiàn)象。錄井每年為油田水淹層解釋服務(wù)150口井左右，自2003年以來，有587口井在嫩二段底部位置進(jìn)行了井壁取芯，目前油頁(yè)巖、頁(yè)巖、泥巖樣品共1251塊，油頁(yè)巖樣品1143塊，頁(yè)巖、泥巖樣品108塊，對(duì)所有樣品進(jìn)行了熒光顯微圖像及地化色譜分析，研究該井段套損與巖性特性的相關(guān)性，為油頁(yè)巖井段套損防治及下一步修井工作提供依據(jù)。

1　套損原因與機(jī)理分析

套變因素分為天然因素和人為因素，天然因素主要是注采引發(fā)地應(yīng)力、重力、斷層活動(dòng)和地下流體腐蝕等造成套管損壞；人為因素分為人為工程因素和地質(zhì)因素。工程因素為固井質(zhì)量、作業(yè)次數(shù)、注水水質(zhì)、套管強(qiáng)度等方面的影響；人為地質(zhì)因素主要是注水后斷層活化、注水后泥巖的膨脹、高壓注入地層破裂等。本地區(qū)主要是以注水后油頁(yè)巖、頁(yè)巖、泥巖發(fā)生變化的套管損壞為主。其機(jī)理為：當(dāng)注入水進(jìn)入巖層，破壞了其原始的含水狀態(tài)，使巖層出現(xiàn)浸水軟化，產(chǎn)生了蠕變變形，從而在套管周圍形成了隨時(shí)間而增大的類似橢圓型的徑向分布非均勻外載，對(duì)套管長(zhǎng)期擠壓造成損壞。頁(yè)巖或油頁(yè)巖或多或少有軟弱夾層，軟弱夾層一般具有較強(qiáng)的吸水能力，在油田注水開發(fā)過程中，當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值后，注入水通過裂縫竄到軟弱夾層，使它吸水，強(qiáng)度降低，頁(yè)巖水浸后會(huì)加速發(fā)生巖體滑移，從而造成套損，甚至發(fā)生成片套損。

2　熒光顯微圖像資料判斷裂縫進(jìn)水程度方法

純泥巖、頁(yè)巖在鏡下不發(fā)光，富含有機(jī)質(zhì)的生油泥巖、頁(yè)巖鏡下發(fā)光為黃色，縫內(nèi)進(jìn)水的泥巖、頁(yè)巖發(fā)光同樣為灰綠、綠色。

油頁(yè)巖中的石油主要為瀝青質(zhì)瀝青，因此發(fā)光顏色以暗黃、褐、黃褐色等為主，發(fā)光亮度一般較弱，通常以吸附狀態(tài)存在縫內(nèi)，水本身不具備發(fā)光特性，但由于芳烴類化合物及其衍生物具有微弱的親水性，作為分散的載體的水，把芳系化合物展布在縫內(nèi)，溶有微量芳烴類化合物的水就顯示出了特殊的熒光顏色，在藍(lán)光的激發(fā)下，芳烴類化合物為灰綠、綠色［3］。

油頁(yè)巖具有層理構(gòu)造，相對(duì)泥巖來說更容易遭受注入水的侵蝕，更容易產(chǎn)生次生裂縫，其裂縫的成因、類型及新老裂縫的相互切割關(guān)系前人已經(jīng)總結(jié)過［2］。本文通過大慶喇薩杏油田嫩二段1251塊油頁(yè)巖樣品鏡下熒光顯微圖像觀察與分析，把油頁(yè)巖、頁(yè)巖、泥巖裂縫進(jìn)水情況分為3級(jí)：未進(jìn)水、微進(jìn)水、進(jìn)水。

①未進(jìn)水：一般為頁(yè)理不發(fā)育—欠發(fā)育，致密，未發(fā)育縫隙。熒光顏色暗黃—黃褐色。

②微進(jìn)水：一般為頁(yè)理發(fā)育。發(fā)育兩—三期縫，縫內(nèi)有少量水進(jìn)，呈灰綠色。頁(yè)理熒光暗黃—黃褐色。

③進(jìn)水：一般為頁(yè)理發(fā)育。發(fā)育兩期以上縫，縫內(nèi)均有水進(jìn)，呈灰綠、黃綠色，縫壁附著溶解烴。局部頁(yè)理熒光暗黃—黃褐色。

統(tǒng)計(jì)嫩二段底部油頁(yè)巖位置井壁取芯587口井，經(jīng)過多年注水開發(fā)目前發(fā)生套損62口井，井壁取芯樣品356塊，經(jīng)熒光顯微圖像分析進(jìn)水樣品237塊，占樣品總數(shù)66.5%，微進(jìn)水樣品74塊，占樣品總數(shù)20.8%，未進(jìn)水樣品45塊，占樣品總數(shù)12.7%。未套損525口井，井壁取芯樣品895塊，經(jīng)熒光顯微圖像分析進(jìn)水樣品131塊，占樣品總數(shù)14.6%，微進(jìn)水樣品156塊，占樣品總數(shù)17.5%，未進(jìn)水樣品608塊，占樣品總數(shù)67.9%。

3　地化色譜分析資料輔助判斷

烴源巖通常習(xí)慣叫做生油巖，指已經(jīng)生成或具有生成油氣潛力的巖石。泥巖、頁(yè)巖均屬于生油巖，頁(yè)巖分為油頁(yè)巖、泥頁(yè)巖。泥頁(yè)巖是泥巖與頁(yè)巖之間過渡的巖性，是具有紋層及有頁(yè)理構(gòu)造的泥質(zhì)巖，油頁(yè)巖為含有一定數(shù)量干酪根（＞10%）的頁(yè)巖［4］。油頁(yè)巖又稱油母頁(yè)巖，含有少量可溶性的液態(tài)烴類、瀝青類及不溶性的油母質(zhì)，油母質(zhì)是一種不溶性的焦性瀝青質(zhì)。大慶喇薩杏嫩二段生油巖為成熟生油巖，邊生成油氣邊運(yùn)移，巖石熱解分析是評(píng)價(jià)生油巖有機(jī)質(zhì)豐度的指標(biāo)，分析統(tǒng)計(jì)情況見表1。

表1　大慶喇薩杏嫩二段烴源巖巖石地化色譜分析情況

巖石熱解及飽和烴氣相色譜分析可以輔助判斷巖性，如果嫩二段油頁(yè)巖樣品巖石熱解分析S1值及飽和烴氣相色譜分析正構(gòu)烷烴響應(yīng)值高于典型樣品分析范圍值，熒光顯微圖像分析具裂隙見水浸特征，說明樣品中有可動(dòng)油，水中含有輕質(zhì)組份，樣品進(jìn)水可能為生產(chǎn)過程中油層水竄造成的；巖石熱解分析S1值及飽和烴氣相色譜分析正構(gòu)烷烴響應(yīng)值極低，說明樣品中無可動(dòng)油，熒光顯微圖像分析具裂隙見水浸特征，應(yīng)為注水造成的樣品進(jìn)水。嫩二段油頁(yè)巖未水浸，自然電位無異常，如果發(fā)生水浸，部分區(qū)塊如杏樹崗油田自然電位出現(xiàn)異常。生產(chǎn)井生產(chǎn)一段時(shí)間后，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，綜合判斷套損情況，及時(shí)修井。

生油巖巖石熱解分析參數(shù)意義：

①S0：90℃時(shí)檢測(cè)的單位質(zhì)量生油巖中氣態(tài)烴的含量，mg/g；

②S1：300℃時(shí)檢測(cè)的單位質(zhì)量生油巖中液態(tài)烴的含量，mg/g；

③S2：300℃～600℃時(shí)檢測(cè)的單位質(zhì)量生油巖中裂解的干酪根含量，mg/g；

④Pg：Pg=S0+S1+S2，產(chǎn)烴潛量，mg/g。

4　應(yīng)用實(shí)例

實(shí)例1：杏2-丁1-P60井嫩二段885.4～886.8m井壁取芯4顆，均為油頁(yè)巖，巖樣質(zhì)純，性脆，頁(yè)理較發(fā)育。熒光顯微圖像分析樣品（885.8m、886.8m）具層間收縮縫，順層成組出現(xiàn)，局部見溶蝕擴(kuò)大，縫內(nèi)含水發(fā)光，晚期縫正交或斜交切割早期縫，并具動(dòng)力作用形成的網(wǎng)狀，部分基質(zhì)切割成塊，已溶蝕擴(kuò)大，圖像解釋進(jìn)水。巖石熱解分析S1值1.05～2.18mg/g，S2值49.35～70.23mg/g，Pg值50.39～72.34mg/g。飽和烴色譜分析響應(yīng)值低于0.2mV。巖石熱解及飽和烴色譜分析均為正常油頁(yè)巖特征，說明無可動(dòng)油。微電極曲線上對(duì)應(yīng)嫩二段底部油頁(yè)巖為6組尖峰，熒光顯微圖像油頁(yè)巖樣品發(fā)生水浸的位置集中在第二到第四個(gè)尖峰之間，自然電位曲線也出現(xiàn)正異常，綜合判斷該部位（嫩二段885.4～886.8m）出現(xiàn)了水浸現(xiàn)象。相鄰的同井組井距300m的兩口2004年的老井在嫩二段油頁(yè)巖位置已發(fā)生套損，本井熒光顯微圖像分析具水浸特征，巖石熱解分析S1值及飽和烴色譜分析值均低，說明無可動(dòng)油，本井為注水開發(fā)嫩二段地層油頁(yè)巖進(jìn)水造成的，為此本井提出了固井質(zhì)量措施，截止2014年12月未套損。本井為查找套損原因、套損機(jī)理分析及防治成片套損提供了可靠依據(jù)。

實(shí)例2：杏5-1-側(cè)斜341井（原井杏5-1-341因套損報(bào)廢）嫩二段796.8～816.2m井壁取芯44顆，其中34顆油頁(yè)巖，10顆泥巖。油頁(yè)巖巖樣質(zhì)純，性脆，頁(yè)理較發(fā)育；泥巖巖樣質(zhì)純，性脆，無頁(yè)理。熒光顯微圖像分析油頁(yè)巖樣品11顆進(jìn)水，具層間收縮縫，順層成組出現(xiàn)，縫內(nèi)含水發(fā)光，二期縫切割一期縫，局部形成網(wǎng)狀并溶蝕擴(kuò)大，縫寬0.01～0.03mm，縫內(nèi)有溶蝕水進(jìn)入，灰綠色，縫壁附著溶解烴。油頁(yè)巖巖石熱解分析S1值0.76～2.28mg/g，S2值 32.15～112.31mg/g，Pg值34.54～113.77mg/g。泥巖巖石熱解分析S1值0.12～0.56mg/g，S2值 1.20～4.23mg/g，Pg值為 1.34～4.86mg/g，S1值低，S2值略高，分析認(rèn)為泥巖中含有有機(jī)質(zhì)。飽和烴色譜分析油頁(yè)巖、泥巖響應(yīng)值均低于0.2mV。巖石熱解及飽和烴色譜分析均為正常油頁(yè)巖、泥巖特征，說明無可動(dòng)油。11顆進(jìn)水樣品集中在802～810m之間，發(fā)育Ⅱ期縫樣品9顆，占進(jìn)水樣品81.8%，判斷該井段為套損位置，因巖石熱解分析S1值及飽和烴色譜分析值均低，未見異常，判斷套損為嫩二段油頁(yè)巖地層存在裂縫通過注入水人為因素造成的套損。后經(jīng)修井確認(rèn)該井段為錯(cuò)斷位置。本為通過錄井資料分析為修井提供了準(zhǔn)確位置。

5　結(jié)束語(yǔ)

本文對(duì)大慶喇薩杏油田油水井套損機(jī)理進(jìn)行了分析，研究了套損與巖性特性及巖樣進(jìn)水關(guān)系。通過實(shí)物觀察及地化色譜分析，可以準(zhǔn)確判斷巖性，通過熒光顯微圖像資料分析，判斷樣品的進(jìn)水程度，分析判斷巖性與套損井段地層是否相符，并且通過飽和烴色譜分析確定裂縫中是否進(jìn)入可動(dòng)油，分析水浸的原因，為開發(fā)新鉆井套損防治、提高固井質(zhì)量及下步修井工作提供地質(zhì)依據(jù)。

［1］郎東升，張文生，岳興舉，等.油田開發(fā)錄井水淹層評(píng)價(jià)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：1-149.

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TE2

A

1004-5716（2016）07-0030-03

2015-07-22

2015-08-12

馬德華（1972-），女（漢族），黑龍江巴彥人，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事解釋評(píng)價(jià)工作。