碎屑岩热解分析参数S1、S2值的校正方法(胜利)-ok打.doc

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碎屑岩热解分析参数S1、S2值的校正方法

编写人：腾玉明、丁莲花
审核人：陈东敬

胜利石油管理局地质录井公司
一九九七年八月

碎屑岩热解分析参数S1、S2值的校正方法
一、 前言
碎屑岩储集岩样热解所测得的S1、S2值是残余含量，不能直接显示储层原始含油气状态。其影响因素有多种，有地层温度、压力变化造成烃类损失，有钻井液冲刷造成烃类损失，有样品采集保存等因素影响造成烃类损失，，所有这些因素直接影响储层评价效果，因此必须进行校正方能评价储集层。在近十年的地化录井实践中，根据几百口井碎屑岩储层不同岩样的分析终结，建立了适合胜利油田砂泥析剖面的热解烃类损失校正方法，并取得了较好的效果，下面作一简单介绍。

二、 碎屑岩热解分析参数 S1、S2的损失因素分析
对于三个峰分析的岩石热解仪，其直接分析参数有S0、S1、S2。S0是在90℃温度下得到的C1—C7气态烃，储集层含量很少（除气层外），样品分析值很小直至为零。在这里不讨论其损失因素。着重讨论一下S1和S2值的损失因素。
S1值表示的是岩样在90℃--300℃温度区间热蒸发得到的C8—C33之间的液态烃量。S2值表示的是在300℃--600℃温度区间，程序升温热蒸发和热裂解的大于C33以上重烃及胶质沥青含量。根据石油烃类的物理性质，S1值以液态的轻烃为主，很不稳定易挥发损失，因此，热解分析S1值不能代表岩样的原始含烃量，是一残留量。S2值也不等于岩样重组馏分和胶质沥青的绝对量，仍是一个残留量。造成热解分析参数S1和S2值损失的因素，归纳起来有以下几方面：
1.地层温度压力改变以及钻井液对岩样的冲洗造成部分烃类损失。
当地层被钻开后，地层温度、压力发生了变化，溶于原油中的气体，从储层中逸出，带走了一些液体，主要为油、水，减小了岩样分析值S1、S2的含烃量。岩样从井底沿井筒返至地面时，含油岩样与钻井液接触部位，受到冲刷作用，使岩样中的原油被泥浆冲掉一部分，所以又减少了岩样分析值S1、S2的含烃量。
2.不同录井方式采取的样品分析值S1、S2损失量不同。岩心录井、井壁取心、岩屑录井三种录井方式取得的岩样在同一层位、同一深度，经分析得到的S1值、S2值，差别较大，见表1。
不同录井方式样品分析烃类损失
表一
井
号
层位

井深
（m）

S1 （mg/g）
S2 （mg/g）
含
油
级
别

密岩
闭心

井壁取心
岩屑

损失
%

岩心

井闭取心

岩屑

损失
%

分析值

损失%

干样

湿样

分析值

损失%

干样

湿样

※※※
井

沙
二段

2364
23.61
16.76
29
9.42
10.82
60
/
54
17.57
14.89
15
11.25
12.61
36
/
28
富含油
2101.4
19.58
12.42
36
8.36
9.88
57
/
50
16.78
15.34
9
12.11
13.54
28
/
19
油浸
2498.5
7.02
5.97
15
4.44
5.01
37
/
29
5.58
4.64
17
3.81
3.98
32
/
29
油斑
1993
2.66
2.06
23
1.52
1.87
43
/
30
6.31
5.95
6
4.74
4.54
26
/
24
油迹
表一为※※※井沙二段同一个深度的富含油迹的砂岩样品，进行了热解分析，其结果与密封闭取心热解分析结果对比，烃类损失变化：井壁取心S1值损失在15%--36%，S2值损失6%--17%；岩屑（湿样）S1值损失在29%--54%；S2值损失19%--29%；岩屑（干样）S1值损失37%--60%；S2值损失26%--36%。同时还可以看出碎屑储集层含油级别越高，烃类损失量就越大。
3.岩样挑选制备及保存不当造成烃类损失
通常采取的岩样必须及时处理，上机分析。如果岩样不密闭保存，或者在处理时将样品粉碎细（对储油岩而岩）都会造成烃类的损失，特别是S1值减少。如果晾晒时间过长，岩样中的轻烃挥发就更多。一般情况下，岩样放置两天以上轻烃会损失6%以上，放置30天，烃类损失可达35%以上，见表二。
岩样放置时间烃类损失
表二
放置时间
S1
S2
S1损失%
S2损失%
0
20.8
5.50
0
0
2
19.55
5.43
6.01
1.27
5
18.11
5.28
12.93
4.00
10
16.58
5.23
20.29
4.91
15
16.09
5.22
22.64
5.09
20
15.35
5.21
26.20
5.27
30
13.41
5.04
35.53
8.36

轻质原油S1

中质原油S1

重质原油S1
图1 不同性质原油S1值损失曲线

烃类损失还与储集层中原油有关，油质越烃，烃类损失越大，放置时间越长，轻烃就越易损失。见图一。图中轻质原油在放置30天以后，S1值损失达50%以上。S2值损失很少，一般在5%左右。

三、 热解分析参数S1值、S2值校正方法
根据前面对碎屑储集岩石热解参数S1值S2值损失因素的分析，主要是不同录井方式及岩样放置时间。对S1值S2值的校正也从这两方面入手。表三为总结了S1值恢复系数K1的取值范围以及S2值恢复系数K2的取值范围。图二是总结了不同油性质的储层岩样放置时间与烃类损失的关系曲线，确定S1值恢复系数Kd。

不同录井方式样品烃类恢复系数
表三
恢复系数

录井方式
K1
K2
富含油砂岩

油浸砂岩
岩心
1.2B0
1.1B0
井闭取心
1.4B0
1.3B0
岩屑
1.6B0
1.5B0
油斑砂岩

油迹砂岩
岩心
1.1B0
1.1B0
井壁取心
1.3B0
1.3B0
岩屑
1.4B
1.4B0

图2 烃类损失量随放置时间变化曲线
轻质原油S1

中质原油S1
重质原油S1
S2
在制定恢复系数表中，把富含油和油浸砂岩划为一个恢复档次；油斑和油迹砂岩划为一个档次。另外还考虑地面原油和地下原油体积发生的变化对分析值的影响，又附加了原油体积系数（B0），一般采用1.3。
从烃类损失量随放置时间变化曲线上分析，样品损失在10天之内最大，30天后趋于平衡。S2值与放置时间烃类损失量很小。因此样品分析无论在现场还是在室内，如果样品不是密闭保存，那么样品分析S1值必须有放置时间烃类损失的恢复。
经过放置时间恢复，再经过不同录井方式分析值恢复S1值和S2值基本上得到了校正能够用来评价储集层。
四、应用效果分析
近十年中我们应用烃类损失量与放置时间关系以及不同录井方式与烃类损失关系，对地化录井所有的储集层包括探井，科探井、参数井、开发井等样品分析值进行一系列恢复后评价储集层含油性质，含油级别、原油性质、估量产能等取得较好效果，作为完井试油的一项重要资料得到广泛重视。

地化录井与试油成果对比表
表4
井号
井段
岩性
S1分
S1校
S2分
S2校
地化解释
试油结论
丰112井
3071—3083.4
褐色富含油粉砂岩
17.5
26.3
11.9
17.8
油层
油层
富111井
2708.5—2728.7
褐色油浸粉砂岩
9.52
16.2
8.53
12.8
油层
油层
史11井
3185.8—3135.4
褐色油浸粉砂岩
2.37
4.27
3.09
4.98
油水同层
油水同层
盐18井
2221—2236
褐色油浸含砂砂岩
13.7
20.6
9.67
14.5
油层
油层
纯43井
2567.4—2599.5
灰色油斑粉砂岩
2.84
7.95
4.25
8.44
油水同层
油水同层
滨661井
2723—2758.5
褐色油浸粉砂岩
8.6
12.9
5.73
8.6
油层
油层
滨661井
2666.7—2678.4
褐色油浸粉砂岩
7.73
11.6
5.2
7.8
油层
油层
纯371井
2685.8—2698.6
褐灰色油浸粉砂岩
11.4
19.5
5.76
8.64
油层
油层
史117井
3298.8—3308.3
褐色油浸细砂岩
14.3
24.4
5.82
8.74
油层
油层
大656井
2381—2406.3
褐色油浸粉砂岩
6.18
10.2
5.58
8.93
油层
油层
利90井
2797.3—2853.4
深灰色油浸灰质砂岩
9.87
15.8
8.32
12.9
油层
油层
滨660井
2797.4—2817.7
灰色油斑粉砂岩
5.57
9.47
13.6
23.2
油水同层
油水同层
富斜11井
2756.0—2772.0
灰色油斑粉砂岩
12.5
17.6
10.1
14.1
油层
油层
利古3井
2698.5—2710.0
褐色油浸粉砂岩
10.4
24.9
5.63
12.96
油层
油层
丰112井
2887.4—2906
灰色油斑粉砂岩
5.36
8.05
6.2
9.3
油水同层
油层
富11井
2525—2529
灰色油浸粉砂岩
12.4
18.6
10.8
16.3
油层
油水同层
车408井
3333—3435.5
灰色油浸粉砂岩
8.12
9.22
3.22
5.18
油水同层
油层
史10井
3037—3044
棕褐色富含油细砂岩
4.97
8.2
4.8
6.53
油水同层
油水同层
史10井
3065—3171.9
棕褐色富含油细砂岩
3.59
5.29
2.02
3.24
油水同层
油水同层

表四是地化分析储集层评价与试油结果对比的一部分实例。从表四中可以看出，用校正的后的地化分析数据在解释油水层方面有较好的符合性，与试油结论符合率达90%以上。岩石热解分析值S1、S2的校正方法是来之于生产实践又就用于生产实际，方法的总结立足于济阳坳陷第三系地层，储集层的物性、含油性，根据充足、方法简单适用，完全适合现场快速评价储集层要求。