地球化学录井技术.ppt

,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,地球化学录井技术,一、国外现状及发展趋势,1、综合录井仪有明显改进,综合录井仪性能更先进，计算机系统配置和软件功能更加成熟，其主要特点如下：,（l）仪器更新换代速度加快。国际上录井仪大体上是5年左右换一代。如法国地质公司已从TDC升级为Geo5000到Gso6000；哈里伯顿公司已从Geodata升级为SDL到SDL9000。每次升级，仪器性能、功能均有显著提高。,（2）仪器性能可靠，电路集成化程度提高，故障率降低，便于操作、维护、保养。数据处理多样化，显著提高了资料的精确度和适用性。,（3）分析项目增多，分析周期缩短，分析精度提高，最小检知含量越来越小。组分分析由过去的C,4,增加到C,5,，组分分析周期从48min降至l2.5min，法国公司等几家宣布已实现30s。分析精度已达到11010,-6,，最小检知含量从10010,-6,降至11010,-6,。这些方面的提高，对薄油气层和显示较弱的油气层的识别非常有利。,（4）传感器的可靠性、精确度、耐用性都有不同程度的提高，既提高了测量精度，又为用户节省了成本。,一、国外现状及发展趋势,（5）综合录井仪在提高软件功能方面远较仪器硬件发展快，各公司的仪器升级换代，主要是在此方面做工作。所配备的机型逐渐高档化，如贝克休斯仪器用了两套SUN工作站，4台微机；哈里伯顿仪器用了1套工作站，4台微机；法国地质公司仪器配有5台586微机，均形成独立的网络，便于资料采集、处理、解释及数据传输。,（6）应用软件的更新是各公司重点开发的内容，大体是34年换一代，仪器型号的变更主要是根据软件的更新确定。如法国仪器，从TDC算起，变为Geo5000，到Geo6000，软件已更换3次，据法方讲近年内又将更新。每更新一次，软件的可靠性、灵活性、人机界面等都有一定提高，所出的资料更加漂亮，资料格式更加灵活，可满足不同用户的需要。,（7）新型仪器普遍配有MWD（随钻测量技术）、LWD（随钻录井）、测试、测井数据接口，为多种资料的综合分析应用提供了条件。,（8）可用多种形式进行数据传输，便于用户及时得到信息，下达工作指令。,一、国外现状及发展趋势,2录井技术向随钻录井LWD技术发展,国际上录井技术已经向高层次、更能直接快速了解地下地质情况、解决地质问题的方向发展，展示了录井技术发展的广阔前景。当前，有代表性的是LWD技术的发展。国外一些从事录井仪器生产和服务的公司已转向MWD、LWD仪器的生产或技术服务，如哈里伯顿、法国地质服务公司等。安那聚尔公司原先是从事录井仪器生产的公司，已停止录井仪的生产，专门从事MWD、LWD的研制、生产。另一些大公司，开始缩减录井仪的生产，扩大MWD、LWD仪器的生产。,3录井设备有向小型仪器发展的趋势,国外公司以市场为导向，以盈利为目的，在价格昂贵的大型仪器无本质变化的情况下，又不愿花大钱研制完全新型的录井仪器，向小型仪器发展势在必行。如：,法国地质服务公司：ALSV测量钻具振动，ALSK压力监测的小仪器,美国Petron公司：只测量气体成分、几项主要钻井参数的仪器,加拿大Datalog公司：测量全烃、组分，C,1,C,5,分析周期只有30s的仪器。德士古勘探开发技术部：,定量荧光,和,扫描荧光,两种荧光录井技术,一、国外现状及发展趋势,4油气层评价技术水平基本没有提高,由于工作方式不同，尽管录井仪的软件功能有较大提高，但国外对随钻及时评价油气层工作不够重视，评价技术没有进步。各公司生产的仪器，在80年代采用三角图版法、皮克斯洛法、3H法进行油气层评价，现在生产的最新仪器仍然采用这些方法，没有改变。,二、国内现状,1综合录井技术继续发展,综合录井仪由于具备随钻实时采集、资料丰富、并能及时处理各项资料数据等特点，受到用户和钻井队的欢迎。我国自80年代中期引进40多套仪器后，各油田都组织了精干的队伍，使仪器迅速投入使用，从而带动了录井技术的发展，产生了质的飞跃。在此基础上，各油田又相继投入资金和人力，改造仪器，编制新的软件，或生产仪器。如胜利、大港、中原、新疆等录井公司均编制了自己的软件。国内生产录井仪的厂家已有多家，所生产的仪器其技术性能也达到了国外80年代的水平，但因各厂家资金有限，又分散进行，均未达到理想境地。进入90年代以后，由于反承包市场的出现和新区勘探的要求，以及用户要求的提高，再次出现了引进新仪器的高潮。为了与国际接轨，走出国门进行录井技术服务，与国外厂家联合生产仪器，或改造仪器已出现新的局面。同时，不少录井公司仍在组织人员致力于新软件的研究，以期达到或接近国际水平。,二、国内现状,2气测仪器的应用正在逐渐萎缩,气测录井技术已应用多年，曾在石油勘探开发过程中发挥过重要作用，但仪器自身存在两大缺陷，限制了该技术的发展。第一、所取资料比较单一，只有全烃、组分，且油气层的解释方法落后，人为经验占有重要成分；第二、缺少工程参数，不能更有效地配合钻井队提高钻井效率，最终提高勘探的综合效益，加之综合录井仪日益完善，两种仪器相比，气测仪更相形见拙。,3地化录井技术正蓬勃发展,地化录井是在岩石热解色谱分析技术的基础上，从实验室移植到现场。这项技术对于发现油气显示，判断原油性质、油气水层，计算含油饱和度有其独特的作用。因为地化录井具有定量分析，符合率高，分析快等优点，地化资料颇受勘探管理部门的重视。现在地化录井工作已在全国展开，且录井仪器已发展到第四代。地化录井除应用于勘探领域之外，河南、胜利等油田已研究如何将该项技术应用于开发领域，解决密闭取心水洗程度的问题，以及水淹层级别划分问题。可以预测，通过深入研究，地化录井一定可在开发领域得到广泛应用。,二、国内现状,4定量荧光分析技术已显示出它的优越性,定量荧光分析采用的是美国德士古石油公司研制的定量荧光分析技术，其优点是：,（l）固定波长，定量取岩样和试剂，所得分析数据精确可靠，对比性强，且分析速度快，操作比较简单；,（2）定量评价油层含油特性，特别对轻质油层和低阻油层的判断更为有效；,（3）能很好区分石油荧光和矿物发光；,（4）可将分析数据绘制在综合录井图上，或单独成图，便于地质人员综合分析对比；,（5）可与地化录井资料综合应用，进一步提高油层解释的精度。,定量荧光分析技术的出现，为录井工作者提供了更加准确可靠的手段。所以该技术已得到录井界的广泛承认，纷纷引进定量荧光分析仪。,二、国内现状,5岩心、岩屑录井应受到重视，但未摆正位置,岩心、岩屑录井技术在我国石油勘探历程中曾发挥过重要作用。由于新技术、新仪器进入录井行业，这两项技术遭到冷落，但我国岩心、岩屑录井技术有其独特之处，有自己的优势：现在应用的岩心、岩屑录井经历了30多年演变，全国录井工作者做了艰苦细致的工作，日益成熟，已成为我国录井界的“看家本事”，录井工作者最重要的基本功。在其它技术尚未充分发展的情况下，在发现新油田方面立下了汗马功劳。物探成图、测井成果解释、地质研究都离不开岩心、岩屑资料，如果少了这些资料，他们所得出的成果其应用价值将受到很大限制，研究工作甚至寸步难行。令人遗憾的是，近些年来片面强调物探资料、测井资料，忽视第一手基础资料的现象越来越严重，生产井目的层段不录井，甚至个别评价井也不录井已是屡见不鲜，更有甚者，一部分人认为综合录井是先进的，岩心、岩屑录井是落后的，这种认识是极不恰当的。岩心、岩屑录井的主要任务是建立准确的地层剖面，而地层剖面是解决所有地质问题最关键的基础资料，因此，应把岩心、岩屑录井摆到它应有的位置上，引起足够的重视。,二、国内现状,6随钻地质导向系统的发展举步维艰,随钻地质导向系统是随钻录井LWD家族中的一员，是90年代发展起来的新技术，是地质家实时监测钻头轨迹的眼睛，起到地质导向的作用，特别是在钻水平井，大位移斜井时，可有效地指导钻井技术人员和司钻按地质设计轨迹施工，准确命中靶点；由于地质导向系统的记录点离钻头很近，随钻检测的各项资料更有利于进行对比，可准确判断正钻层位，确定取心位置，预测高压层位置，从而减少中间电测所需的资金和时间；在较成熟的开发区，如果系统配置较合理，可替代完井电测，节省完井电测费用及占用钻机（或钻井船）费用，显著提高经济效益；因系统比较先进，电阻率等各项资料的测量与钻进同步进行，可测得薄地层的油气水界面的真电阻率变化情况，进而评价薄油层，划分油气水界面。正因为有以上优点，国外随钻地质导向系统发展较快，并受到用户好评。,国内地质导向系统的发展有两难,：其一，很多人不了解其技术特点及作用，因此，至今还在争论应把地质导向系统放在录井好，或是放在测井、钻井好，各说不一，难有定论。其二，仪器价格较贵，管理部门只计算一次性资金投入，并未详细计算所得到的综合效益，故不愿使用。,三、国内录井技术的发展方向,1录井技术应走综合发展的路子,（l）新一代录井仪均配置有测试、测井、MWD、LWD接口，若配备相应的数据转换软件，并掌握其工作方法，即可开展工作，作到一机多用，大大提高资料的丰富程度，亦可为勘探开发节约投资。,（2）开展生产过程中的分析化验工作。包括岩矿分析、古生物分析、泥岩密度分析、碳酸盐分析、罐顶气分析，还可考虑将三维荧光分析放到现场进行。,（3）对钻井液做更深入的分析工作。钻井液作为油气显示的载体，在油气检测方面做的工作较多，其它的则做得较少。如钻井液滤液连续测量、酸碱值连续测量、钻井液荧光连续测量等。,（4）开展油气层保护工作。钻井过程中的油气层保护非常重要，应重视。,（5）深入开展一口井的研究工作。钻探一口井取得了大量的资料、数据，应把各项资料充分应用起来。在此基础上开展区块或小区域研究，甚至可发展到勘探阶段的初步评价研究。,（6）应高度重视新技术、新方法的开发研究。新技术、新方法的开发研究，是促进录井技术继续发展的关键。,三、国内录井技术的发展方向,2突破油气层评价技术，带动录井技术整体水平的提高,钻井的目的是要出气、出油，录井的目的是发现油气层，最终评价油气层，所以油气层评价至关重要。油气层评价是录井工作成果的集中表现，,把现场能收集到的资料都充分应用起来，对油、气、水层进行判断，,形成中国录井界自己的特色，带动录井技术整体水平的提高。,三、国内录井技术的发展方向,3常规录井技术虽较成熟，但仍需开展更深入的研究工作,（l）由于老油区勘探程度的不断提高，薄互层砂岩油气藏、砂砾岩油气藏、火成岩油气藏。泥岩裂缝油气藏等一些特殊类型油气藏的钻探也越来越引起人们的重视。这类油气藏的地质剖面表现为储层岩性复杂，物性特殊，常规录井方法在识别、描述这类储层岩性、物性、含油性时显得不完全适应，有待录井工作者在今后的工作实践中进一步探索和完善。,（2）水平井、斜井和深井钻井也给常规录井方法带来了许多难题。水平井、斜井钻井使得岩屑更细、更混杂、代表性更差。深井岩屑在返出过程中经过距离长、影响因素多、含油岩屑冲洗严重，特别是在这类井中经常使用混油钻井液，从而给岩屑描述、归位和油气显示的发现造成困难。如何提高岩性剖面符合率、油气层发现率需要做更多的探索工作。,三、国内录井技术的发展方向,（3）因测井方法不断更新，测井项目逐渐增多，录井人员已掌握的测井知识已显得不够，应开展岩电关系的研究（不同于测井公司研究的内容），主要解决测井资料的应用，掌握岩性与测井资料的关系，以便进一步提高录井资料的质量。,（4）已有的岩心描述方法，对某些储集层的描述过于简单，必须予以改进。对岩心应进行“精细描述”。“精细描述”至少需做到以下几点：分层要细，描述内容丰富，特别是对有重要地质意义的薄层要详加叙述；重视结构、构造、沉积相标志的描述；对含油性的描述应有数字说明；描述一段后，需对本段进行综述；所有岩心均应进行镜下鉴定；对全部岩心进行系统照相，便于保存资料和今后应用。通过这些工作，可大大提高岩心的利用率，对勘探开发都将直接带来好处。,三、国内录井技术的发展方向,4录井资料定量化是录井技术发展的重要方向,由于资料采集方式不同，有的是连续的，有的是间断的；来源不同，有的是仪器分析的，有的是肉眼观察的；表现形式不同，有的是自动记录的，有的是人工记录的。面对这种资料数据纷乱的情况，如何利用计算机技术进行处理，得出结果，就成了令人伤脑筋的技术难题。分析诸多因素，定量化是解决问题的关键所在，虽然定量化不能解决所有问题，但大部分问题是可以解决的。定量脱气器的应用对综合录井技术的发展产生了积极作用，而定量荧光分析仪、地化录井仪的应用，对油气层的解释提供了更详实可靠的第一性资料。录井领域的其它项资料如何定量化，尚需做深入细致的工作，比如岩屑录井、岩心录井中含油级别、滴水试验、加酸试验、槽面显示等能否定量化，如何定量化，都要做工作。实施定量化的过程，必将促进技术的发展，定量化的直接结果，将更准确反映地下地质情况，显著提高资料的可比性，提高油气层的发现率和解释精度。,三、国内录井技术的发展方向,5录井工作应向井下延伸，开辟录井技术发展的新途径,录井工作是地质工作的一部分，地质工作者的工作对象是地下油气层，开展井下的工作是理所当然的。随着随钻录井LWD的发展，录井工作要打破常规，勇敢地向井下延伸，这是今后录井技术发展的新途径。,据了解，国外已有公司着手进行这方面的工作。下井仪器体积小，记录的参数只有几项，,但资料更直接可靠。SperrySun公司生产的Pwd仪器，是一种随钻压力测量系统，该系统可放置在钻头以上，随钻测量地层压力的变化。国内也有单位正在研究一种装置，在井下发送脉冲信息，进行油气浸的早期预报。显然，从井下取得的资料与地面取得的资料互相印证，配合使用，必将提高资料的利用价值。,仪器下井，对录井工作者而言，完全是一个崭新的领域，若能在这方面取得实质性进展，定能为录井技术的发展开辟出新天地。,三、国内录井技术的发展方向,6建立录井技术系列,录井工作开展了这么长时间，从上到下只知有单项的技术，无系列可言。以前提到录井，只有岩屑、岩心、荧光、气测等几项技术，现在录井技术项目已有不少增加，且还在不断增加，应根据不同井别，不同钻探目的，不同储层类别建立起相应的系列，这将对录井技术的发展起到促进作用，同时将对石油勘探开发产生积极影响。,7尽快开展数据资料的传输工作,录井工作在现场取得的大量资料、数据、图件，还基本上靠电话汇报，或派人到现场收集，既费人力、资金，又不及时，甚至影响工作。国外多年前早已解决了这个问题，我们与之相比，落后了10多年，对此尚未提到议事日程，因此应尽快开展数据、资料的传输工作。开展这项工作所带来的经济效益和指导现场的益处是不言而喻的，从技术上讲，开展这项工作已有成熟技术，没有多少技术难题。据了解，有的油田已在个别井上进行了数据、资料传输，但不够普遍，开展好这项工作的关键在于领导的重视，并付诸实施。,四、罐装气录井,分析方法,油气水层识别的基本原理,实例分析,罐装气录井,罐装岩屑气中轻烃色谱定量分析识别油、气层技术是1983年我国学者引进的新技术，1985年石油天然气总公司在石油系统推广了此项技术。胜利石油管理局在“七五”期间建立了这项地化分析方法，“八五”期间又增加罐装岩屑（芯）脱附气色谱、轻烃富集色谱和碳同位素分析。应用于井中化探，识别油层、气层、非油气层及储层原油性质。,罐装气分析图谱,罐装气分析图谱定性表,基本原理,罐装岩屑气中轻烃丰度法是用色谱技术直接测定储层岩屑的含烃量。,根据,罐装岩屑气中轻烃的丰度与研究区试油、试气资料对照，建立其判识油气层的标准。,下表中的油气层的轻烃丰度标准是根据胜利油气区的实际情况建立起来的。,基本原理,注意此标准仅适用于中、浅层储层岩石中流体类型的识别。,实 例,在埕岛油田应用罐装岩屑气轻烃丰度法识别油气层的探井21口，经试油试气25层验证，此法的成功率90，识别油气层结果可以分为以下5种情况。,A类,：评价为油气层，电测解释为油气层，试油气验证为油气层者、如埕北14井1417.51463.1m为油层，埕北151井2644.42673.0m，2753.102756.1m为油层。,B类,：评价为非油气层，电测解释为油气层，试油气结果为非油气层者。如埕北36井2300.602324.90m为水层，埕北斜2井1424.501428.90m为干层。,C类,：评价为非油气层，电测解释为油气层，试油气结果为干层者，如埕北21井2791.82806.4m为干层试出油花。,D类,：评价为非油气层，电测解释为上油下水层，试油气结果为水层者，如埕北23井14701486m为水层。,E类,：评价为油层，电测解释为油层，试油结果为干层者，如埕北5井2895.002904.00m为干层。,实 例,实 例,实 例,另外，油气层的识别可以通过反映轻烃丰度值的,（C,1,C,4,）,l/l,岩石,。,（C,5,C,7,）,l/l,岩石,柱状图来实现。,（C,1,C,4,）,l/l,岩石,来划分油气层级别，,（C,5,C,7,）,l/l,岩石,丰度值划分油层还是气层，与试油气结果比较，证明其正确性。,实 例,罐装岩屑轻烃方法,罐装岩屑气轻烃丰度法是用色谱技术直接测定储层岩屑的含烃量，准确可靠，对于电测遇到困难的油气层，可发挥重要的作用。但罐装岩屑轻烃仅反映岩石中的轻烃分布特征，不能反映油气层中烃类的全貌。,八、岩石热解地球化学录井,20,世纪,70,年代末，法国石油研究院在前人研究的基础上研制成功了岩石评价仪（,Rock-,Eval,），,并已生产出,I,、,II,、,III,不同型号的仪器，其中,III,型,Rock-,Eval,仪也称为,Oil Show,Analyaer,（,油显示分析仪），国外许多石油公司应用这项技术评价生油岩有机质丰度、类型、成熟度和产油气潜量，对油气勘探起到了良好作用。,随着我国石油工业的发展，拓宽了岩石热解技术的使用范围，在评价生油岩的同时，把工作重点放在储集层含油气性评价上，开辟了岩石热解录井评价储集层的新领域。,1988,年、我国自行研制成功了,DH910,地化录井仪，并逐渐应用于录井现场，通过定量检测岩石中的含烃量，达到发现和评价油气层的目的，从全国十几个油田的使用上看，取得了较好的效果。在油气层解释中，各油田逐步建立起一套适合本地区的评价标准和规范，在油气田的勘探开发中发挥了重大的作用。,（一）、分析原理及流程,地化录井仪的分析原理是在特殊裂解炉中对生油层和储油层的岩石样品进行程序升温，使岩石样品中的烃类和干酪根在不同温度下挥发和裂解，通过载气（氢气）的吹洗使其与岩石样品进行定性的物理分离，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID），将其浓度的变化转换为相应的电流信号，经微机进行运算处理，记录各组分含量和S,2,顶峰温度，用于评价生、储油岩的优劣。,其分析流程如下：,（一）分析原理,1）、岩样在90温度下恒温，用氦气吹洗2min，将样品中小于C,7,的轻烃吹入氢火焰离子化检测器检测，得到S,0,峰；,2）、进样杆自动送样到热解炉中，程序升温到300，恒温3min，C,7,C,33,的液态烃被热解出来，经FID检测数据处理系统积分得到S,1,峰；,3）、升温程序再从300加热到600，在程序升温过程中，样品将伴随着重组分烃类的蒸发过程（大于C,33,）和胶质、沥青质、干酪根的裂解过程，检测岩样裂解烃得到S,2,峰。,（一）分析原理,参数的意义,地化录井分析过程中所得到的参数，有的是原始参数，有的是派生参数，派生参数经一定的运算而得。,原始参数及地化意义,1、分析样品为生油岩,S,0,表示生油岩中吸附的C,7,以前的气态烃，也可以说成是生成的气态烃在生油岩中的残留量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,S,1,表示生油岩已生成未运移的C8C,33,之间的液态残留量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,S,2,一表示生油岩中的干酪根裂解烃的总量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,Tmax,一表示生油岩中的干酪根裂解烃峰顶温度，是生油岩的成熟度指标。,（二）热解参数及意义,（二）热解参数及意义,2、分析样品为储油岩,S,0,一表示单位岩石所储藏的气态烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,S,1,表示单位岩石所储藏的液态烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,S,2,表示单位岩石中所含重质烃、胶质、沥青质等杂质的裂解烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。,Tmax,定性反映储层中的原油性质。,计算参数,氢指数,：I,H,=S,2,100/TOC,，,表示每克有机碳裂解所产生的毫克热解烃量，用于判别有机质类型和成熟度；,烃指数,：I,HC,=（S,0,+S,1,）,100/TOC,，,表示每克有机碳裂解所产生的毫克热解烃量，用于判别有机质类型；,有效碳,：Cp=（S,0,+S,1,+S,2,）,0.083,，,表示能生成油气的有机碳；,降解潜率,：D%=Cp,100/TOC,，,表示有机碳中能生成油气的百分数，用于判别有机质类型；,产油气潜量,：PG=S,0,+S,1,+S,2,，是生油岩潜在的产油气量，在储集岩中表示含油气丰度，用于识别油气层；,气产率指数,：GPI=S,0,/S,0,+S,1,+S,2,，储层中气的产率指数；,油产率指数,：0PI=S,1,/S,0,+S,1,+S,2,，储层中油的产率指数；,油气总产率指数,：TPI=（S,0,+S,1,）/（S,0,+S,1,+S,2,），表示储层中油气的总产率指数；,（二）热解参数及意义,（二）热解参数及意义,（三）影响热解参数的主要因素,影响岩石热解参数的主要因素主要表现,三个方面：,一是钻井液对热解参数的影响；,二是油气轻组分对热解参数的影响；,三是储集层岩石样品中的泥质含量。,（三）影响热解参数的主要因素,钻井液对热解参数的影响,在钻井过程中，岩屑和岩心等都不能立即返回地面，受到较长时间钻井液的浸泡和冲刷，造成不同程度的污染。钻井液对储集层砂岩浸入后污染造成的影响大致可以分为,三类,：,一是,储集层含油气在饱含油、含油、油浸级时，钻井液的冲刷和浸泡储集层，主要是损失作用，使S,0,、S,1,、S,2,值减少；,二是,当储集层为干层（水层）时，岩石孔隙和颗粒表面没有吸附烃类（或很少），钻井液浸入后，颗粒表面吸附了钻井液中的有机质，或者钻井液充填砂岩孔隙中保存下来，使实测值增大；,三是,储集层为油迹、油斑时，钻井液污染后热解参数实测值有增有减。,（三）影响热解参数的主要因素,同时，钻井液对岩样的污染程度也与岩石热解烃含量有关，当岩样的S,0,、S,1,、S,2,值小于钻井液S,0,、S,1,、S,2,值时，钻井液浸入后导致岩样的实测值增加，污染的相对程度随岩样的热解烃的减少而增加。当岩样的S,0,、S,1,、S,2,值大于钻井液的S,0,、S,1,、S,2,值时，钻井液浸入岩样后实测值减少，污染程度随岩样的烃值增加而减少。同时钻井液的类型、原油密度、粘度和岩石物性不同，对岩样热解参数的影响也不同，若岩层的孔隙、渗透率好，加之钻井液的失水量大，影响必然较大；致密和孔隙度、渗透率差的岩层影响较小。此外，岩屑受到的影响明显比岩心受到的影响大，井壁取心是在钻开地层后进行的，它受到钻井液长时间的浸泡，因此比岩心所受到的影响大。目前对钻井液的影响尚无好的解决办法，只能根据实际情况尽量减少在样品分析过程钻井液的影响，如取岩心中部进行分析等。,（三）影响热解参数的主要因素,油气挥发对岩石热解参数的影响,应用岩石热解参数（S,0,、S,1,、S,2,）值数据时常出现低于岩心出筒时观察到的含油级别，特别是对轻质油气层更为明显。如塔中4井原油密度为0.81g/cm,3,和原油密度0.89g/cm,3,的两种井场蜡封的砂岩样品所作的为期15天的对比实验结果，表明3616.57m褐黄色含油细砂岩（原油密度为0.81 g/cm,3,）PG值连续降低，从6.0mg烃/g岩石降低到2.5 mg烃/g岩石，降低58%，反映油砂中烃馏分挥发快，损失大；而3697.8m处含油粗砂岩（原油密度为0.89g/cm,3,）的PG值在前6天损失严重，而后趋于稳定，几乎其后没有变化，因此在评价轻质油层时，应该考虑轻馏分挥发而导致PG值降低的影响，以便恢复砂岩出筒时真实含油性。,（三）影响热解参数的主要因素,（三）影响热解参数的主要因素,储集层泥质含量的影响,大多数情况下，细粒沉积物中有机质含量较高。储集层中泥质含量高时对热解参数的影响主要表现在使S,2,值明显增加，从而导致PG值增加，造成储集层含油性增高的假象。实际上，S,2,值的增加与有机质的热解作用有关。因此，在利用岩石热解参数解释油气层必须考虑泥质含量的影响。,（四）资料的解释与评价,识别油气水层,含油级别的判别,原油性质的判别,聚集量和产能的估算,识别油气水层,1、储层油、气、水层划分,油层,：具有工业价值油流的储层,气层,：具有工业价值气流或带凝析油气流的储层,水层,：纯产水的储层,油水同层,：油水共同产出的储层,含油水层,：以产水为主，产出液含油小于10%的储层,干层,：经增产措施后，尚无一定量油气产出的储层。,识别油气水层,储,层原始分析数据定量划分油气水层,用储层原始分析数据定量划分油气水层的依据是现场地化录井所直接取得的储层分析数据S,0,、S,1,、S,2,，虽然S,0,+S,1,+S,2,存在一定的局限范围，但该数据的大小用以定量反映储层岩石含油量的多少，对于同一储层来说，岩石含油量的多少反映了该储层的性质。不同油田也制定了一套定量标准。,识别油气水层,识别油气水层,识别油气水层,识别油气水层,识别油气水层,从各油田制定的标准来看，其方法一致，范围大致相同。这一方法的优点：,（1）、方法简便、易于掌握；,（2）、能在现场进行随钻评价。,缺点：,（1）、未考虑样品的烃类损失；,（2）、未考虑录井方式不同，样品烃类损失的差异；,（3）、未考虑岩性、孔隙度等因素对岩石含油量的影响。,识别油气水层,用恢复后的储层地化分析数据划分油气水层,同性质的储层由于孔隙度不同，其含油量相差很大，同样，含油量相同，若孔隙度相差很大，其储层性质也不相同，因此，评价储层性质要考虑孔隙度的影响。1990年，胜利油田将储层按致密砂岩和疏松砂岩分别进行评价。,识别油气水层,河南油田研究院李玉桓等根据岩石孔隙度大小将随屑岩储层分为高孔隙度、中孔隙度、低孔隙度储层分别制定评价标准。,识别油气水层,本方法的优点是：,（1）、储层分类简单，便于现场应用；,（2）、考虑了烃类损失问题和孔隙度大小对岩石含油量的影响，因而评价结果较为准确。,缺点：,（1）、储层分类较粗略，评价结果存在一定误差；,（2）、未考虑岩性及储层颗粒粒径对岩石含油量的影响。,识别油气水层,实 例,某井2177.92180.2m共分析了两个样品，其结果如下：,2,1,序号,0,0,S,0,mg/g,7.9902,7.0447,S,1,mg/g,1.4276,1.9424,S,2,mg/g,9.4178,8.9871,PG,mg/g,5.6,3.6,S,1,/S,2,57,41,So,%,油层,油层,结果,经测试获日产原油5.87吨。,实 例,识别油气水层,优点：,（1）、较上述两种方法更准确；,（2）、对低孔隙度储层评价较为适用。,缺点：未考虑颗粒粒径及孔隙度大小对束缚水饱和度的影响，因而用统一的含油饱和度数据来评价自然界多变的储层尚存在一定局限性。,储层含油饱和度划分储层性质,识别油气水层,So,关系图版,识别油气水层,kPg,关系图版,识别油气水层,优点：,（1）、采用图版更加方便；,（2）、考虑颗粒粒径的影响，使评价结果更加可靠；,（3）、考虑了孔隙度对储层含油饱和度的影响，使油水层划分结果更加准确。,缺点：,不能评价气、干层。,储层含油级别的判别,应用原始分析数据判别储层含油级别,用储层含油饱和度判别含油级别,适用于现场的储层含油级别判别图版,储层含油级别的判别,原油性质的判别,原油的密度是原油的重要物理性质之一，取决于它的化学组成，原油中轻组分含量高，密度小，反之，密度大。,原油密度越大，其热解组分S,2,的含量越高，而S,0,、S,1,逐渐减小，这一现象从地化录井样品分析谱图也可以明显看出。根据地化分析谱图，现场判别方便快捷。,原油性质的判别,原油性质的判别,用恢复后的地化参数S,1,/S,2,、GPI、OPI也可以定量划分储层中原油性质，准确率较高，一般可达90%以上。,聚集量和产能估算,通常，地质上计算储量用容积法，即N=岩石总体积孔隙度含油饱和度,S,0,、S,1,、S,2,表示的是单位砂岩中的含烃量，乘以岩石密度即换算成体积单位，其结果相当于孔隙度乘以含油饱和度的含烃量，经过单位换算，推导出地化录井储量估算公式：,N=Pgd,岩,hA/10Bo,N地质储量，10,4,t；,Pg恢复后的地化总烃值，mg/g；,d,岩,岩石密度，g/cm,3,；,h油层厚度，m；,Bo原油体积系数；,A油层面积，km,2,。,聚集量和产能估算,为方便起见，常用聚集量反映储量,Q=N/A=Pgd,岩,h/10Bo,产能估算：,胜利油田：,q=（h10,S0/a,S,1,/S,2,C,1,）/10,式中：a为渗透率校正系数，根据经验，当S,0,0.6时，a取35，当S,0,0.6时，a取40。,C,1,为原油粘度校正系数。,河南油田：,q=（h,2,PgOPIC,2,）/1400,电测孔隙度，%,C,2,为原油粘度校正系数。,生油岩的定量分级,有机质类型的划分,成熟度,五、岩石蒸发烃色谱指纹地球化学录井,实验方法,基本原理,实例,岩石蒸发烃色谱指纹地球化学录井,随着油气地球化学研究焦点日益集中在解决与油气藏有关的问题上，油气层地球化学检测技术得到了较大的发展，Baskin等（1995）提出了利用储层岩石中烃类的气相色谱指纹特征判识油、气、水层的地球化学方法，但对不同类型油气层的判识研究不够，需要深入研究，而且缺乏定量化。,岩石蒸发烃色谱指纹地球化学录井,针对这些实际情况，我们建立了储层岩石的蒸发烃分析技术，采用储层岩石中蒸发烃类的色谱指纹特征和含油量来检测油、气、水层，并建立了在试油前定量预测原油性质及油层产能的地球化学方法，不仅缩短了分析解释时间，而且成本低，解释符合率高，还能对测井井解释中漏判或误判的油气层进行校正。该技术不仅能随钻进行，也能用于老井挖潜，根据我们在胜利、辽河油田的实际研究表明，油气层解释符合率可高达95%以上，因而对提高油田生产效益和老油田挖潜具有重要的实际意义。,技术路线,岩心、井壁取心、岩屑,蒸发烃分析,气相色谱指纹分析,油气水层解释,沥青“A”分析,含油饱和度,或含油量,族组成,烃类,胶质,沥青质,原油物性预测,提供有效的射孔井段,实验结果,基本原理,用储层岩石中蒸发烃色谱指纹特征定性解释油、气、水层,基本原理,（1）正常稀油层的色谱特征表现为碳数分布宽，重碳数含量较高。油是以油相排出、油相运移并以油相聚集于储集层中，因此油层岩石中的烃类是以液相存在的，烃类的色谱特征应与原油相同，只是在实验室分析过程中以前的馏分基本损失了，油层的其它蒸发烃也应与源岩抽提物的组成有很好的可比性，其色谱图上碳数分布范围很宽，从C,15,C,30,+,都有分布。但不同来源的油层色谱特征有一定的变化。,基本原理,基本原理,当储集层岩石中的烃类是以气相存在时，液态烃是因蒸发而溶解于气相中，储集层岩石中的烃类分布受地层温度、地层压力的影响，烃类的轻组分含量高，分子量的分布范围远比油层窄，一般从C,15,C,25,，符合烃类在气、液两相的分配原理和反凝析规律。,基本原理,基本原理,在水层岩石的蒸发烃色谱图上，饱和烃分布范围更窄，轻组分多重组分少，乃至缺失，这是因为水层中的烃类多是以溶解态溶于水中。虽然有时也会发现烃类以吸附态（或吸收）方式存在于水层中，碳数分布范围较宽，但其含量低，且色谱特征也与油层存在明显差异，可结合区域上油层的色谱特征加以区分。,基本原理,基本原理,稠油层通常是由生物降解和严重水洗作用形成，对生物降解作用形成的油层而言，正构烷烃基本缺失，容易判识，但其是否具有开发价值还需进行定量评价。,基本原理,基本原理,水淹层的定性特征：油层受水淹后烃类的分布必将发生变化，严重情况下将会使油的性质产生重要的变化。烃类分布变化也并不完全遵循单个烃类在水中的溶解度，而表现为一种共溶特征。通常是芳香烃类首先溶出，其次是正构烷烃，再次为环烷烃。,基本原理,基本原理,基本原理,用储层岩石中蒸发烃饱和烃色谱质谱指纹特征定性解释油、水层,基本原理,大量事实证明：原油遭受水洗后，生物标志化合物的分布也要受到影响，以萜类化合物为例，一些低分子量相对较低的萜类相对分子量较大的萜类更容易受到水洗，因此，三环萜/五环三萜比值在水层中比在油层中高得多。,基本原理,油层,水层,基本原理,油气层定量评价方法,尽管根据储集层岩石中蒸发烃的色谱特征能够定性地反映油、气、水层的差异，但却不能定量地说明油层的商业意义。,储层岩石中的含油丰度是评价油、气、水层的重要依据。,商业性油层与非商业性油层的重要差别在于储集层中的含油量不同，描述储集层中的含油量常采用,含油饱和度,，含油饱和度是孔隙中油的体积与孔隙体积之比。,基本原理,氯仿沥青“A”的含量是以每克岩石中的氯仿沥青“A”的毫克数来表示的，在一定程度上反映了岩石中的含油量，但由于在样品分析过程中，低于C,15,的组分随溶剂和挥发而有所损失，沥青质和胶质的含量却有所增加，因此在计算含油饱和度时，要对氯仿沥青“A”的含量进行必要的校正，最主要的校正是要增加C,15,-,的含量，可以根据研究区内原油的全油色谱图对新探井进行含油饱和度折算。,基本原理,基本原理,岩石含油饱和度折算公式如下：,So=（A,（1+C,15,-,HC）,s,）/（,o,）,式中：,So,含油饱和度，%；,A,氯仿沥青“A”含量，%；,C,15,-,全油组成中碳数低于15的轻组分的相对含量，小数；,HC,氯仿沥青“A”中总烃的相对含量，小数；,o,油的密度，g/cm,3,；,s,岩石密度，g/cm,3,；,孔隙度，小数。,基本原理,在对探井进行随钻检测过程中，很难及时得到储集层岩石的孔隙度和岩石基质密度的资料，在确定油层的商业性时，可用储集层岩石的含油量来表征：,含油量的计算公式：,Soi=A,（1+C,15,-,HC）,式中：,Soi,岩石中的含油量，mg烃/g岩石；,A,氯仿沥青“A”含量，mg烃/g岩石；,C,15,-,全油组成中碳数低于15的轻组分的相对含量，可根据区域上原油的全油色谱图进行校正，小数；,HC,氯仿沥青“A”中总烃的相对含量，小数。,基本原理,通常储层岩石中,Soi,含量大于10mg烃/g岩石时为高产油层，105mg烃/g岩石为正常油层，52mg烃/g岩石为油水同层，小于2mg烃/g岩石为水层或干层。当然，油层的产量还取决于原油的性质，对稠油层而言，比例要适当放大。,基本原理,原油物性预测,原油密度和粘度大小主要取决于原油中胶质和沥青质等高分子化合物的含量多少，在一个地区可以建立起它们的关系式，进而达到预测的目的。,基本原理,基本原理,o,=0.00532958（NSO+ASP）+0.793899,式中：,o,预测原油密度，g/cm3；,NSO储集层岩石氯仿沥青“A”中胶质的含量，%；,ASP储集层岩石氯仿沥青“A”中沥青质的含量，%；,由于储集层岩石氯仿沥青“A”中胶质和沥青质的含量总是较原油中略有增加，因此要进行适当的校正，根据研究取校正系数为1.07可以得到较满意的预测效果，因此对新探井原油密度预测公式为：,o,=（0.00532958（NSO+ASP）+0.793899）/1.07,基本原理,原油的粘度也取决于油中胶质和沥青质的含量，因为油中被相互作用的胶质包围的沥青质形成的胶束大小对原油的粘度起重要作用，胶束颗粒越大，原油的粘度也越大，反之亦然。因此原油粘度大小也必然与胶质、沥青质的含量以及原油密度间存在一定的相关关系（这就是根据岩石氯仿沥青“A”族组成预测原油粘度的依据。,o,=0.585639,e,0.205818（NSO+ASP）,或,o,=2.08766,10,-13,e,36.576 o,基本