新疆地化录井技术的现状与展望ok.docx
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新疆地化录井技术的现状与展望ok
录井技术交流材料
新疆地化录井技术的现状与展望
编写人:
李斌
审核人:
高成军
新疆石油管理局地质录井公司
一九九八年六月
目录
1.前言
2.地化录井设备现状
3地化录井评价方法
3.1原始数据评价法
3.2图版评价法
3.3图版的应用效果
4磺化沥青对地化录井的影响及排除方法
4.1实验
4.2实验分析结果
4.3结论
5.提高油层解释符合率样品代表性是关键
6.QFT录井新技术的应用
6.1QFT参数测定与研究
6.2QFT图版的建立
6.3QFT资料应用
6.4结论
7.地化录井彩色长图绘制技术
8.地化综合解释参数的选取
9.地化录井技术发展展望
1.前言
岩石热解地球化学录井技术用于勘探现场是国内各油田近几年才发展起来的一种新型录井方法,它的特点是通过分析并获取岩石性质诸方面的参数,近而定量评价储集层及生油层,是目前各种录井手段的补充和发展。
新疆录井公司在近几年为使地化录井这一新型录井技术更好的为油田勘探服务,投入大量人力物力,作了很多的基础研究工作,使各种评价方法不断完善,由以前的单一数据比较法发展为与图版相结合的综合评价方法,资料处理实现了计算机化,图表上显示更加直观,油层解释符合率逐年提高,在勘探领域发挥越来越重要的作用。
通过近几年来的努力和大量的基础研究工作,新疆地化录井已基本初具规范化、系统化和数据处理微机化,其中有的录井方法已经处于领先地位,如瓶装样品水密封取样方法、水洗岩屑荧光地化录井磺化沥青对地化录井的影响与排除方法等,并取得了很好的应用效果;特别是资料处理采用国际行业标准、利用先进的多功能绘图软件包,成功地实现了用彩色喷墨打印机连续绘制综合地化录井图,便于和气测、电测资料综合对比,具有较强的适用性,有效的拓宽了地化录井的应用范围。
地化录井技术的推广与应用,对现场快速发现和捕捉油气层具有积极的指导作用,收到明显的经济效益和社会效益。
2.地化录井设备现状
目前我们共有22台地化录井设备,其中,热解仪14台、P-K仪5台、QFT荧光定量分析仪3台。
分别承担新疆准噶尔盆地及塔里木盆地和塔西南的地化录井分析任务,工作性质分对外单井承包服务和基地集中取样分析,充分发挥了仪器的使用效率并组织录井人员力量对资料集中处理解释。
其中多数属辽宁海城石油化工仪器厂生产的YQ—III、YQ-IV型系列油气显示评价仪和法国ROCKEVALIII型热解仪,其次还有部分DH-910型地化录井仪。
这些录井设备中稳定性相对较好的属进口仪及YQ-系列仪器。
它的最大特点是重复性偏差小,稳定性好,操作简单,计算机工作台联机数据处理调用灵活,维修、检查、零部件更换方便等优点,受到现场地化录井人员的广泛认可。
3.地化录井评价方法
通过实践与应用,目前地化录井技术对储层评价方法可分为:
原始数据评价法、图版评价法等方法。
天然气和石油均是不同碳数的混合物,所谓干气、湿气、凝析油、轻质油、中质油、重质油之分,主要是烃类含碳的比例不同,含碳数少的烃多则油轻,含碳数多的烃多则油重。
碳数不同的烃类从液态热蒸发为气态所需的温度不同,通常是碳数越少热蒸发温度越低,反之则越高。
储油岩层油气组分定量分析方法就是根据上述的油气组分在不同温度下热蒸发分离的原理,把岩样程序升温到一个温度值,以达到分离各种油气组分即热解参数的目的。
评价储层性质的基础参数是S0、S1、S2、OPI、Pg及P-K等原始基础参数。
S0为C1~C7的气态烃;S1为C8~C32的热蒸发液态烃;S2表示>C32重馏分和胶质、沥青质热解产生重质烃。
Pg为S0+S1+S2岩石含油气总烃量;OPI为油产率指数S1/(S1+S2)。
P-K参数包括孔隙度(P)、自由流体指数(FF)、束缚水饱和度(IW)、渗透率(K)。
3.1原始数据评价法
原始数据评价法是根据储集层热解分析的原始数据,直接快速判别储层性质。
分析数据的大小可以定量反映储层含烃量的多少,对同一储层来讲,岩石热解含烃量的多少,反映了储层流体的性质。
依此理论我们建立了有关原始数据划分储层性质标准表(见表1)
判别储层性质标准表表1
储层
参数
油层
油水同层
水层
干层
S0(mg/g)
>0.2
0.2~0.05
0.05~0.02
<0.02
S1mg/g)
>0.35
0.34~0.10
0.10~0.05
<0.05
S2mg/g)
>1.85
1.85~1.0
1.0~0.5
<0.5
OPI
>0.30
0.30~0.08
0.08~0.03
<0.03
其中S0参数是C1~C7的气态烃的总和,它是指示油气层的最重要指标,统计资料表明:
当S0>0.20mg/g时,反映出地层油显示活跃,依据试油结论的统计规律在出油层段S0均在于0.20mg/g。
因此,S0是标示油气重要的指示参数之一,是判别油层不可忽视的地化指标。
烃类恢复系数的确定:
首先砂岩岩屑中的烃类在钻井过程中和返出地面后要损失一部分,岩屑返出地面后未及时取样分析,或暴露在空气中及阳光下同样要损失一部分,主要是轻质烃类和气态烃类的损失较大,要进行必要的烃类恢复,应用的效果才会更好。
见表2试验结果。
烃类损失试验结果表表2
样品分析
S0(mg/g)
S1(mg/g)
Tmax℃
湿样及时分析
1.06
3.63
364
干样存放24h
0.0125
2.205
415
水泡存放24h
1.00
3.56
358
干样存放烃类损失(%)
98.8
39.2
水泡样存放烃类损失(%)
6.00
1.90
通过以上试验结果表明,烃类损失的大小对解释结果的影响非常大。
把烃类损失降低到最小限度,我们通过试验及时采取了小瓶密封装装样技术或用水将样品泡上后送回基地集中分析,收到了较好的效果。
在地质录井中唯有密闭取心对储集层烃类的损失最小,岩心、井壁取心、岩屑在样品中的烃类损失量依次增大。
同时,烃类损失量与原油性质、含油级别、岩石胶结程度,岩样放置时间密切相关。
恢复系数就是将地化热解分析的岩心、井壁取心、岩屑恢复到近似密闭取心状态。
a.由于确定恢复系数需要大量的实验,按新疆油田的储油岩特点,确定出了轻烃恢复系数(见表3)
恢
复
系
数
含油砂岩
油浸砂岩
油班砂岩
油迹砂岩
岩
心
致密
疏松
岩
心
致密
疏松
岩
心
致密
疏松
岩
心
致密
疏松
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
井
壁
取
心
岩
屑
K
2.95
3.15
3.55
3.5
3.9
2.95
3.15
3.55
3.5
3.9
2.8
3
3.25
3.4
3.6
32.8
3
3.2
3.2
3.4
烃类恢复系数表表3
b.岩样放置时间是控制烃类恢复系数的主要因素之一,依据新疆录井公司地化队关于《岩样放置时间研究》论文结论,得出了以下烃类恢复系数与岩样放置时间的关系图(见图2)。
采用玻璃小瓶密封装样技术,使烃类损失得以控制,通过实验:
7天之内烃类损失率较大,随后损失率减缓。
按目前送样条件,用该图所列的实验数据进行烃类恢复系数的校正,才可以满足解释的需要。
通过上述方法消除了含油级别、录井方式、胶结程度、原油性质、岩样放置时间对地化热解烃分析参数的影响。
S密芯值
S岩芯值
恢复系数K=
即:
密闭取芯样的热解分析值与常规地质录井所取的岩样分析值进行比较,得到恢复系数(K)。
再用建立的恢复数(K)对以测得的热解参数进行校正,就可以对储层性质做出较合理的判断。
3.2图版评价法
轻烃/重烃—轻烃/总烃图版(见图3)
轻烃:
S0+S1、重烃:
S2、总烃:
ST=S0+S1+S2
经过近年来研究,建立了用于判别碎屑岩和非碎屑岩储层性质的图版。
其结果如下:
地化录井解释图版范围
储层性质
图版类型
油层(可油)
油水同层
水层
干层
轻/总比(S0+S1)/St
>0.5
0.50~0.33
0.33~0.20
<0.20
轻/重比(S0+S1)/S2
>1.0
1.0~0.45
0.45~0.30
<0.30
QFT(岩屑)
亮点M值
>500(300)
300~150
150~50
<50
>10
10~5
5~2
<2
注:
M=B*PB=(S0+S1)/S2P=S0+S1+S2
3.3图版的应用效果
用图版评价储层简便、快速、直观、适用性强,但每一种评价方法都是针对为解决不同问题而建立的,使用中有其局限性。
自采用图版评价法解释符合率由一九九一年的54.2%升至一九九七年的80.5%。
例1:
XX井是玛湖凹陷的一口预探井,该井热解分析无异常显示,在是否下技术套管的讨论会上提了否决票,结果通过试油已证实热解资料及其解释是正确的。
例2:
XX井是陆梁隆起上的一口预探井,全井热解无异常显示,建议不下技套,这一结论与后期综合评价相符。
最终本井裸眼完井,即节约了套管费用,又缩短了建井周期。
例3:
XX井是石西构造上的一口预探井,该井4833~4820米电测认为裂缝发育,要求试油而地化解释为干层,也得到试油验证。
例4:
XX井是石西探区的一口评价井,该井三工河组试出高产油流的井段:
3198~3226米,地质录井、测井均解释为可能油层,气测解释为含水油层,而热解显示活跃,解释为好的油层,试油日产油190.49方,气90220方。
为石西油田侏罗系三工河组的突破,发挥了良好的作用。
例5:
XX井是准噶尔盆地克乌断阶下盘上老油区的一口预探井,该井夏子街组`2506~2526米,岩性为灰色荧光砂砾岩,S0:
0~0.36mg/g,地化出峰明显,异常幅度大,向甲方提出试油,完井2502~2522米,试油日产油36.08方。
结论与地化解释相吻合。
试油结果证实,热解地化分析采用图版解释的工作方法是可行的,在实践中应加以完善与推广。
随着解释方法及图版的不断完善,解释符合率会得到进一步的提高,并将会为完井试油及中途测试的决策发挥重要作用,也会对油田内探区和新的含油层系的发现提供最直接的快速评价手段。
4.磺化沥青对地化录井的影响及排除方法
在钻井生产中,为提高钻井速度,稳定钻井液性能,维护井壁质量,磺化沥青(SAS)是一种常用的钻井液添加剂。
在地质录井中,磺化沥青对荧光、气测录井均有影响,这给油气显示的判别带来一定的困难。
随着地化录井技术在勘探领域的广泛应用,磺化沥青对地化录井影响如何是一新的课题。
为解决这一问题,我们进行了磺化沥青对地化录井影响及排除方法的实验和探讨。
4.1实验:
配液:
将磺化沥青(干粉)用蒸馏水分别配成浓度为1%、3%、5%、7%、9%磺化沥青溶液。
制样
a.将待分析的样品(无显示岩心)砸碎,用筛过目成3mm*2mm的颗粒(近似岩屑),然后将岩样分别浸泡于不同浓度的SAS溶液中浸泡24小时,环境温度28℃。
b从玛湖地区玛11井取得含SAS5%的泥浆,无显示的未洗岩屑和清洗后岩屑作为实验样品。
分析方法:
将用SAS外理过的实验室样品与玛11井样品分别按不洗和清洗后的顺序依次在YQ-III型热解仪上分析对比。
4.2实验分析结果
磺化沥青对热解参数的影响:
a.实验室样品:
对S0值无影响,S0=0;使S1、S2值大幅度增加,S1值升至7.60mg/g、S2值升至2.20mg/g:
S1值增加幅度大于S2值(见表6)。
b玛11井样品:
对S0值无影响,S0=0;使S1、S2值增加,S1值升至0.41mg/g、S2升至1.96mg/g:
S2增加幅度大于S1值(见表5)。
造成现场样品与实验室样品S1、S2值增加幅度不同的原因是:
随着钻井深度的增加,井底温度亦随之增高。
使泥浆中SAS在地温作用下,S1大部分散失,结果是S2值远远大于S1值。
磺化沥青对分析谱图的影响:
SAS对谱图的影响主要表现在S2峰的形态上。
没有被污染样品的S2峰,温度区间小,呈尖峰状,到600℃完全裂解。
被SAS污染样品S2峰形圆滑、宽平,温度区间大,至600℃尚不能完全裂解。
根据这一特征,判别样品是否被SAS污染;然后采取水洗法排除,做到真实反映样品含油情况。
岩样清洗的影响:
砂岩具有一定的渗透性,岩屑受到一定程度的污染。
但清洗干净后,S0、S2值不增加,S1值增大甚微或不增加。
玛11井样品由于泥浆柱的压差作用,使样品污染程度大于实验样品。
分析值S0值不增加,S1值增加0.05mg/g,所造成污染可忽略不计(见表5)。
泥岩:
泥岩岩屑本身不具渗透性,只有吸附性。
SAS不能浸入岩屑内部,只吸附在岩屑表面。
用水清洗干净后,S0值不增加、S1值升至0.04mg/g,S2值升至<0.8mg/g。
SAS所造成的污染可忽略不计(见表6)。
4.3结论
a.磺化沥青使S1、S2值增大:
S2远远大于S1,对S0无影响。
b磺化沥青影响分析谱图,使谱图S2峰形宽平。
由此可识别磺化沥青污染。
c.岩样清洗干净后,SAS对热解参数影响甚微,可忽略不计。
玛11井2784米(J1b)砂砾岩石表5
参数
S0
S1
S2
泥浆
0.19
9.78
22.54
未洗岩屑
0
0.41
1.96
洗净岩屑
0
0.05
0.02
*备注泥浆含SAS5%
磺化沥青试验数据表表6
岩性
参数
砂岩
泥岩
S0
S1
S2
S0
S1
S2
0%
干样
0
0
0
0
0.03
0.67
1%
SAS
未洗
0
0.08
1.53
洗净
0
0
0
0
0.04
0.69
9%
SAS
未洗
0
4.20
0.80
洗净
0
0
0
0
0.05
0.68
9%
SAS
未洗
0
7.60
2.20
洗净
0
0
0
0
0.04
0.75
5.提高油层解释符合率样品代表性是关键
样品的代表性包括三个方面,一是所分析样品的含油性能否代表地层的真实情况;二是能否代表样品返出地面的含油性;三是分析的样品是否为代表某深度真实样品。
前者不是地化所能解决的问题,即使密闭取心,分析结果也低于地下岩层实际含油量,何况岩屑。
特别是PDC钻头的应用,可以说是对地化录井尤其是P-K分析最不利,米粒大的岩屑,油气已被泥浆冲刷损失殆尽,恢复系数达到几十倍后,那可信度就太低了,现在虽然可用QFT技术弥补这方面的不足,但样品真实性仍然很重要。
因为地化录井要求湿样分析,现场要随时效正迟到时间并做到及时捞取,密封后取回室内湿样分析、因为湿样分析结果最高,如果密封不好或时间太长的话轻质油就有可能测不出来。
同时建议将荧光喷照常用的氯仿逐步改为总公司推荐用的正已烷效果会更好些,解决此问题就得要求收到样品后及时上机分析,来不及分析的样品进行水封。
尽量减少岩样返出地面后的烃类损失。
6.QFT录井新技术的应用
97年初新疆录井公司先后从美国TEXACO石油公司引进了三台当今世界上较先进的光录井设备,原文(QuantitativeluorescentTechnique)简称QFT,主要用于现场石油荧光定量化分析。
所谓荧光是指在紫外线照射下,原油中的发光物质将吸收一些能量,暂时使之达到一个高能量且不稳定的状态,而当这些物质由不稳定状态回到原始状态时,将以光波的形式释放过剩的能量,石油的这种特性称为荧光性,荧光定量分析仪就是利用物质的荧光性来测定样品中原油发光物质强度。
通过选择和滤波,激发光波的波长固定在245nm,照射样品滤波液后,由光电倍增器转换,进而测量出含油荧光的最大发光强度值。
在测量时,要进行样品予处理,即先将样品用异丙醇浸泡,过滤后用注射器注入特制石英测量管中,发光强度值即显示在液晶幕上,并通过微机处理将数据打印出来。
在实际分析测量中荧光强度与样品含油浓度成正比关系的,进而能确定储层的含油性。
该分析仪具有对样品荧光检测范围广、检测灵敏度高、计算机自动读值、能排除矿物发光等特点,可检测到样品中轻质油、中质油及重质油的荧光强度,从而克服了常规荧光录井方法无检测轻质油、难以排除矿物发光等缺陷。
97年在准噶尔盆地分区块采集各类岩屑、岩心、壁心等样品共2210余块并进行了分析研究工作。
特别是针对近年来一些探井在录井中荧光显示差或无荧光显示,而试油却出油的层系,如玛2井三迭系,石002井区侏罗系、拐5井区二的层系,呼2井第三系等,采集其原油样品及岩心样品进行分析,发现这此样品QFT值较高;另外,经过反复分析研究,制定了QFT的合理配液比例及整套分析操作规程,同时,初步验证了QFT测量结果对划分油气层的有效性,从而为今后进一步展开荧光录井定量分析工作打下了坚实基础。
6.1QFT参数测定与研究
由于QFT分析仪使用时间短,从97年6月份正式投产使用,而且应用井数及层位有限,不可能在很短的时间内获得更多的资料,为了将该项技术早日应用于生产。
为此我们作了大量的基础研究工作,收集了部分有代表性的现场资料,进行分析、整理,找出规律,与试油结果验证比较。
将凝析油、轻质油、中质油分别按含油级别和荧光系列在QFT仪上进行实验,得出结果如下。
含油级别划分表表7
解释
油层
油水同层
含油层
荧光系列
QFT
油质
12级
11级
10级
9级
8级
7级
凝折油
(呼2井)
5635
3023
1662
1551
1306
411
轻质油
(SHW1井)
3562
2308
1319
1259
348
112
中质油
(玛2井)
2191
1748
788
149
149
109
表7可以看出,QFT分析植随着原油浓度含量的增加而增加,同一原油浓度下,油质越轻,QFT分析值越高,即凝析油分析值最高。
这一点正好弥补了肉眼不能从普通荧光灯下发现凝析油、轻质油的缺陷,有利于发现凝析油层和轻质油层。
石006井QFT分析数据表
地区:
井号:
石006井试验样:
1ml油样+4ml异丙醇表8
系列级别
QFT强度
系列级别
QFT强度
1
7.07
11
175.12
2
7.94
12
361.66
3
4.61
13
642.75
4
19.29
14
1125.87
5
10.74
15
1773.54
6
19.50
7
23.21
8
26.06
9
64.28
10
105.70
独204井QFT分析数据表
地区:
井号:
石204井试验样:
1ml油样+4ml异丙醇表9
系列级别
QFT强度
系列级别
QFT强度
1
7.59
11
1255.41
2
9.08
12
2057.71
3
16.76
13
3077.51
4
32.14
14
4157.47
5
19.19
15
4680.99
6
56.94
7
98.12
8
173.36
9
342.37
10
657.44
依据热解分析参数及有关标准和经验,认为油层荧光系列在10级以上,从表8、表9可以看出QFT指标在荧光标准系列10级以上有一个大的跃进趋势,即进入油层标准,而荧光系列10级以下的QFT指标可结合其它录井及地化资料划分油水层、水层、干层等。
无显示的样品QFT实验数据表10
岩性
制样方法
荧光描述(%)
QFT强度
细砂岩岩芯
细砂岩0.5g样+5ml国外异丙醇
无显示
31.261
细砂岩岩芯
细砂岩0.5g样+5ml国产异丙醇
无显示
34.647
通过表10得出结论,无油气显示岩心QFT值一般在30~40,近似为基值,这对于判别油气显示提供了基础参数。
含油样品QFT实验数据表
地区:
基东井号:
XX井表11
层位
井段
岩性
荧光描述(5%)
QFT强度
J2t
2534.09
褐灰色富含油细砂岩
含油面积90%
2257
J2t
2538.21
褐灰色饱含油细砂岩
含油面积98%
1589
J2t
2540.21
灰色含气细砂岩
66
J2t
2541.46
褐灰色富含油细砂岩
含油面积80%
1287
从表11参数看,QFT对于油层分析是十分有效的,即强度值远远高于基值(基值一般在100以下,即(30~50),但是对于含气层,却难以判别,值较低,几乎与基值相当。
QFT参数试油结论表表12
井号
井段(米)
QFT指标
试油结论
地化结论
产量
(吨/日)
石XX
4420~4440
(岩屑)412
油层
油层
71.4
基XX
2917~2929
(岩屑)356~627
油层
油层
63.2
车XX
2396~2410
(岩屑)56~94
水
水
石南XX
2919~2926
(岩屑)59~121
水
水
滴XX
103636~10415
(岩心)5452
(壁心)786
(岩屑)366
油层
油层
4.62
车XX
2052~2064
(岩心)3244
(岩屑)421~650
油层
油层
石西XX
3285~3291
(岩屑)684
油层
油层
油15.77水6.75
基XX
2942~2953
(岩心)4292~5536
油层
油层
油9.6微含水
基XX
2543~2555
(岩心)1847
油层
油层
油11.4水32.36
由于该仪器所分析井试油层段还不多,目前仅得到有9口井的试油结果(见表12),现作为建立解释图版的依据之一。
6.2QFT图版的建立
通过对国外资料的研究分析,引进该仪器后我们作了大量的试验和基础工作台,并且根据试油结论等资料,综合分析反复推敲,认为QFT能够定量检测地层的含油气性,而地化资料也从定量的角度去划分油气水层,结合两者资料建立Q-M解释图版(见图4)。
随着资料的丰富和经验的积累,QFT评价技术将会日趋完善,并一定会在勘探中发挥更大的作用。
Q—M解释图版
6.3QFT资料应用
当钻遇含油层段时,QFT值都有一个向最大值增加的趋势;当含油层段钻穿后,QFT强度值则降至背景值。
由于钻遇的地层和取样间隔不同,这种变化趋势的斜率也会不同。
QFT是一个有效的确定储层气/油和油/水界面的工具,在大多数情况下,QFT能鉴别出含油气的储层。
在钻遇含油气储层时,常依据QFT数值在背景值上的急剧样加,随后又同样急剧降至背景值或在含气层略微增加来确定储层顶部(含油盖层)。
进入含油层时,QFT数值再次升高并停留在背景值上的某一数值。
进入水层时,QFT数值将降低,趋于接近背景值,然而在相似条件下,对于同种类型的
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