地化录井技术在大庆油田的应用-ok

地化录井技术在大庆油田的应用郭树生（大庆油田有限责任公司地质录井分公司）摘要：地化录井技术经过十几年的应用研究，经历了从室内到现场的发展过程，在油气勘探和开发领域发挥了巨大的作用，为油气层的发现和评价做出了贡献，探索出了开发井油层评价方法，本文介绍了地化录井技术在疑难油气层评价中的应用方法及在大庆油田的应用情况。主题词：地化录井油气勘探油气层引言地化录井是一项新录井技术，能快速、定时评价生、储油岩，其原理是在特殊热解炉中对生、储油岩样品按一定升温程序加热，使岩石样品中的烃类和干酪根在不同温度下挥发和裂解，并进行检测样品的气态烃、液态烃和裂解烃的含量，进而对生、储油层进行评价。地化录井技术自问世以来，先后在全国各油田广泛应用，并见到了较好的应用效果，为油气勘探工作做出了较大贡献，大庆油田从87年开始对地化录井技术进行基础研究，93年投入生产使用，在应用过程中同步开展资料采集处理及解释评价方法研究工作，到目前为止，已完成了参数环境校正、油气水层地化解释评价方法及应用研究、资料管理系统软件研制等项工作，使地化录井技术不断发展和完善。为综合解释评价上水平奠定了基础。一、地化录井技术在油气勘探及油田开发中的应用1、真假油气显示的识别钻井过程中，由于部分膨胀性地层的缩径或疏松地层的垮塌常造成卡钻工程事故，需在钻井液中添加原油、柴油或有机解卡剂。对于一些特殊评价井，为了最大限度地保护储层免遭污染，通常采用油基泥浆钻井。此外，由于钻井工艺的需要，在定向井、丛式井及水平井钻井过程中，经常使用有机添加剂及混油钻井液，这无疑给储层油气显示的识别及评价带来较大的困难。而应用地化录井技术可以较好的解决这一难题。1）应用烃产率指数和Tmax值区分混油造成的假显示各种钻井液添加剂、解卡剂及混入钻井液中的各类成品油与各种性质的原油在烃产率指数和Tmax值上能够明显的区分。各种性质原油的油产率指数（OPI）小于0.9，而解卡润滑剂RH-3、MRH-86D、加重解卡剂PIPELAX-N、生物聚合物、机油、柴油、煤油、液压油、汽油，其油产率指数OPI大于0.95，无Tmax值或Tmax值低于350℃，以此可以识别由于解卡剂和混油污染造成的假显示。2）应用各类烃产率指数与Tmax不匹配识别假显示应用各类烃产率指数与Tmax的不匹配识别假显示，如清泡剂RH-4、磺化沥青油产率指数分别为0.8和0.74，属轻质油和凝析油范畴，而Tmax值分别为438℃和435℃，却属重质油范畴。塑料球固体添加剂HZN-102，铁铬本质互磺酸盐，油产率指数分别为0.05和0.16，属稠油范畴，而Tmax值却分别为411℃和424℃，属轻质及中质油范畴。阴离子有机硅缩聚物油产率指数为0.10，属稠油范畴，而Tmax值为342℃，要较凝析油低得多。棕红色通用密封脂，油产率指数为0.69，属轻质油范畴，而Tmax值为470℃则属超重油范畴。应用这些不匹配关系在岩屑和井壁取心录井过程中，可以准确识别假荧光和假显示，并能初步确定是哪一类添加剂所造成的污染。3）一些无机添加剂，如PAC-HV、MAN-101、WFT-666及氧化铁解卡剂和降失水剂，其各温度区间热解烃含量近似为零，对储层各类样品不会构成污染，因而也就不会造成假荧光和假显示。该项技术应用后见到了较好的效果。4）添加剂氧化沥青、抗饱和盐高温稳定剂和磺甲基酚醛树脂污染所产生的假荧光和假显示，应用热解方法不易区分。此外，混油钻井液如果混油为原油，应用热解方法对真假荧光、真假显示不能区分。如萨53井使用硅酸盐钻井液，在钻井液中添加了新配硅酸岩、润滑剂等有机添加剂，为了识别这些有机添加剂对地化录井的影响，我们把未受污染的岩心样品在硅酸盐钻井液中浸泡，进行多次分析，发现受污染的样品S2值较高，S1/S2＜0.3，OPI＜0.3，如在该井1957m处地质及气测显示为含油气特征，地化录井值也较高，S0为0.00mg/g，S1为0.77mg/g，S2为6.09mg/g，ST为6.86mg/g，OPI为0.11，S1/S2为0.12mg/g，从地化分析值看，其显示为残余油或添加剂特征，经与泥浆添加剂分析对比确定其不是含油显示，是钻井液添加剂污染造成的，通过上述试验我们可以识别该层为假显示。又如萨53井1896m处，岩屑热解S0为0.00mg/g，S1为1.17mg/g，S2为2.13mg/g，OPI为0.35，为油气显示特征，由于含油岩屑细小，当时地质录井无法确定是含油特征还是混油造成的假显示，只定为深灰色泥质粉砂岩，后来现场根据地化显示特征，打井壁取心，井壁取心为棕色含油粉砂岩，热解值S0为0.00mg/g，S1为2.94mg/g，S2为2.80mg/g，ST为5.74mg/g，OPI为0.51，证实地化判断正确。2、轻质油层及稠油层的识别方法随着勘探工作的进一步深入，勘探对象不断向深层和外围转移，油气层分布规律复杂多变，不易识别，其中轻质油层的评价就更加困难，这样的油层在井口可以观察到较好的显示，但后续评价较为困难，而稠油层往往可观察到较好的显示，但无法确定其含油丰度，造成解释失误。现场应用地化录井技术能较好地解决这一问题。由地化分析的原理可知，在地化分析时原油各组分按照轻重顺序先后从样品中分离出来并被记录下来S0、S1、S2的含量，根据上述三项参数的高低可以轻质油进行识别。1）应用原油产率指数判断经过对不同性质原油地化分析的原油产率指数统计得出判别标准：不同性质原油产率指数烃产率原油性质GPZOPITPI凝析油0.15~0.40.6~0.850.95~1.0轻质油0.05~0.20.8~0.80.8~0.9中质油0.03~0.10.55~0.70.6~0.8重质油0.01~0.050.4~0.550.45~0.6稠油0.00~0.030.35~0.450.52）应用原油性质指数判别P10.9为凝析油；P20.9为轻质油；P3=0.5-0.8为中质油；P4=0.5-0.7为重质油；P40.7为残余油。该方法应用后，在轻质油层发现和稠油层评价方面见到了较好效果。如海拉尔盆地霍3井南屯组64、65号层，现场录井见到灰棕色含油粉砂岩，颜色浅、油味浓，短时间后观察这些现象消失，当现场管理和解释人员上井观察时任何含油迹象，气测录井全烃为0.38、基值为0.06，甲烷为69.58，在这种情况下，只有现场地化录井显示S0为0.10、S1为2.06mg/g，S2为0.49mg/g，轻重比S1/S2为4.2，GPI为0.04、OPI为0.78、TPI为0.96具明显的轻质油层特征，具此判断为油层。经试油，压后抽汲日产油7.413t/d，原油密度为0.7971g/cm3，为典型的轻质油层。又如英86井葡萄花油层19、21号层，从测井曲线上看为纯油层特征，地质录井见含油粉砂岩，但经地化分析S0为0.63mg/g，S1为4.88mg/g，S2为1.97mg/g，轻重比S1/S2为2.47，GPI为0.08、OPI为0.65、TPI为0.92具轻质油含气特征，经试油日产油2.55t/d，日产气6586m3，这充分说明在现场应用地化录井不但对轻质油可识别及评价，而且对油层气也能进行初步的识别。3）应用S1/S2与S1+S2图版法识别稠油层S1/S2代表原油中烃组分比，它们的大小反映原油的轻重，而S1+S2代表储层中的原油丰度，二者结合使用能有效的识别稠油层。如英331井，葡萄花油层23号层，地质录井为含油粉砂层，测井曲线上反映为纯油层特征，经地化分析S1为0.12mg/g，S2为0.22mg/g，ST为0.34mg/g，反映原油丰度较低，且S1S2具残余油特征，经试油日产水2.57m3。3、应用热解分析值（S1+S2）与孔隙度（φ）结合识别储层的产液性质热解分析值是储层含油丰度的反映，而孔隙度则是储层物性的代表，经过研究证实储层产液性质与热解值和孔隙度高低有直接关系，应用二者关系可对储层产液性质进行判断。如苏131井，南屯组二段25、26、27号，测井解释25、26号层均为油层，27号层为油水同层，其中25、26号层岩心见油浸5.58米、油迹0.17米，砂岩物性好、含油均匀，油气味浓，这三个层从地化录井资料看，为高含油丰度储层，27号层岩心见油浸砂岩0.93米，油斑砂岩0.62米，油迹砂岩0.16米，物性均匀，含油呈棕灰色。因物性较25、26号层差一些，所以地化热解总烃含量值相对低一些，但仍为纯油层特征，不含水。25号层（3块岩心样品）：S1平均值为19.31mg/g，S2平均值为7.16mg/g，S1+S2平均值为26.51mg/g；孔隙度为21.5%、26号层（3块岩心样品）：S1平均值为17.431mg/g，S2平均值为9.01mg/g，S1+S2平均值为26.44mg/g；孔隙度为21.5%、27号层（3块岩心样品）：S1平均值为9.87mg/g，S2平均值为5.46mg/g，S1+S2平均值为15.33mg/g；孔隙度为18.5%、应用该方法地化解释25、26、27号层均为油层，无水层存在，及时、准确地提供给试油决策，减少了27号层的单独试油，节约资金近50万元。25、26、27号层合试MFE-Ⅱ+抽汲，日产油33.45t/d。又如杜34井，高台子油层47号层，测井解释水层，从测井曲线上反映为纯水层特征，经地化分析S1为9.77mg/g，S2为7.79mg/g，ST为17.56mg/g反映含油丰度较高，油质较好，孔隙度为17.6%，据此解释为差油层，试油日产油为0.11t/d。二、应用气相色谱分析方法识别储层产液性质气相色谱分析技术在勘探领域里的应用最初是用于评价生油岩，主要用于评价生油母质类型、成熟度、生油潜量和原油性质识别，也用于油源对比研究。近几年，欧美一些发达国家和国内部分油田开始将气相色谱分析技术应用于储层评价领域。储层在沉积及成岩过程中，孔隙体积始终充满了原生水。水中含有一定量的氧气和各类细菌，地下水动力作用越强，氧的含量就越高，以氧赖以生存的细菌越发育，后期动移至储层。储层中的烃类占据的只是部分有效孔隙体积的空间，另一部分有效孔隙体积和死孔隙体积之中，还是充满了原生水，这部分水与占据有效孔隙体积的油气接触。在漫长的地质历史过程中，水中的氧和细菌就与部分烃发生菌解和氧化作用，从而形成一定量的色谱柱无法细分但却能检测其总体含量的未分辨化合物。储层水动力作用越强，孔隙体积中水的含量越高，氧的含量也就越高，细菌就越发育，氧化和菌解作用也相应地就越强，生成的未分辨化合物的含量就越高。通常试油测试为含油水层或含水油层的储层未分辨化合物的含量要较试油测试产纯油的储层高出几倍。此外，试油测试产纯水的储层烃的浓度低，多以溶解烃的形式存在，其谱图特征也很明显。因此，我们可以根据谱图形态、未分辨化合物含量、碳数范围等特征定性描述储层产液性质。1、应用气相色谱定性识别气层这类储层依据甲烷的含量又可分为湿气和干气。干气由于甲烷气的易挥发性，气相色谱无法定性检测和区分。而湿气除含有一定量的甲烷外，还含有一定量的乙烷、丙烷和丁烷，这类气体多与凝析油相伴生，这类储层样品其气相色谱流出曲线具有碳数范围窄，多在C14——C20左右。其正构烷烃颁规则呈尖梳状结构，基线下未分辨化合物含量低，基线较平直。2、应用气相色谱定性识别油层这类储层的色谱流出曲线特征明显，它们都具含油特征，碳数分布范围宽，为C13——C30左右。正构烷烃组分齐全，呈规则梳状结构。由于水的含量相对较低，氧化和菌解作用弱，形成的未分辨化合物的含量低，基线较平直。3、应用气相色谱定性识别气水层这类储层气水没有产生重力分异，气以溶解烃的形式存在，这类储层色谱流出曲线具有与纯气层气相色谱流出曲线相似的规则尖梳状结构。不同的是水的含量高，水动力作用强，氧化和菌解作用相应也较强，生成的未分辨化合物含量高，基线多呈明显的穹窿状。4、应用气相色谱定性识别油水层这类储层油水混相共存，含油饱和度大于残余油饱和度，含水饱和度大于束缚水饱和度，试油测试油水同产。这类储层样品其色谱流出曲线具有与纯油层相似的特征。它们也都具