地化热解录井技术在钻井过程中的应用

2011-09-28孙建伟

地质装备 2011年5期

孙建伟

（中国石化集团华北石油局录井公司，河南郑州 450006）

1 前言

岩石热解录井以岩心或岩屑为分析对象，可以定量检测储集层的油气含量，是发现评价油气层的有效手段。目前，岩石热解录井技术包括热解地化录井、热蒸发烃色谱录井等内容。这些检测分析方法都是成熟的油气显示检测评价技术，它与常规的现场地质录井、气测录井同步进行，获取定量评价油气资源的可靠基础数据。

DH－3000型岩石热解地化录井仪投入使用以来，现场岩石热解录井设备得到了很好的发展。国内出现了多种型号的岩石热解分析仪器，并开发出了的RZF－3000型油气组分综合评价仪，用于储集层原油热蒸发烃色谱的分析。设备的完善为评价技术的提高打下了基础，使地化录井技术在具备发现油气层、评价储集层性质、评价油质、预测产能以及对生油岩进行评价等能力的基础上，功能又有新的发展，可以用于水淹层的识别和评价，为油田开发做工作，从而拓展了录井技术的应用范围。

2 热解地化录井技术

热解地化的基本原理是在特制的热解炉中对生油岩、储集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，通过载气携带进入氢焰离子化鉴定器，将其浓度转化为相应的电流信号，经微机进行运算处理，记录各温度区间的组分含量和S2峰顶温度Tmax，得出热解地化分析参数，根据所得到的参数，可以对生油岩、储集层进行评价。同时也是将岩石样品在热解炉中程序升温排出烃类物质，由氢火焰离子化检测器进行检测，热解后的残余有机质加热氧化生成二氧化碳由热导或红外检测器检测的方法。

2．1 烃源岩厚度统计

松辽盆地泉1井实钻资料显示本井暗色泥岩较发育，总厚度747．73m，分布在登娄库组、营城组、沙河子组，其中营城组和沙河子组地层暗色泥岩总厚度分别为263．46m和404．27m，为本井主要烃源岩段，现将各组段烃源岩发育情况统计如下。

登娄库组：该层位暗色泥岩视厚度80．00m，占地层视厚度的37．90%，岩性主要为深灰色、灰黑色泥岩。

营城组：该层位暗色泥岩视厚度263．46m，占地层视厚度的55．60%，岩性主要为深灰色泥岩、灰黑色泥岩和煤。

沙河子组：该层位暗色泥岩视厚度404．27m，占地层视厚度的63．40%，岩性主要为黑色、灰黑色泥岩、深灰色泥岩。

用岩石热解分析参数对本井生油岩的有机质丰度、类型、成熟度进行评价，并计算其生烃量、排烃量。本井对有机质丰度、类型、成熟度的评价采用了现场分析数据与实验室化验结果相结合的方式。

2．2 有机质丰度评价

划分生油岩的级别，实质上是划分生油岩中干酪根的级别，通常采用生烃潜量Pg和有效碳Cp两项数据。计算公式如下：

式中：S0——气态烃含量，mg烃／g岩石；S1——液态烃含量，mg烃／g岩石；S2——裂解烃含量，mg烃／g岩石。

生油岩的分级不仅与生烃潜量和有效碳有关，而且与成熟度有关。随着成熟度增高，生烃潜量和有效碳变小，所以评价生油岩的好坏时，必须充分考虑成熟度对有机质丰度的影响作用。对未成熟生油岩，地化分析得出的生烃潜量和有效碳可认为是原始的；而对成熟或过成熟生油岩，这两项参数必须进行恢复校正后才能对生油岩进行分级。恢复计算公式如下：

式中：K为生油岩的热演化系数。K值的确定方法：首先根据未恢复前的参数初步判断生油岩的有机质类型（判别标准见表3），再根据Tmax值从图1的对应曲线查出K值。

图1 生油岩的热演化系数K与Tmax值关系曲线

表1给出了生油岩评价分级标准。

表1 生油岩评价分级标准

本井各组段生油岩有机质丰度评价如下：

登娄库组：生烃潜量Pg：1．050～2．920mg／g，有效碳Cp：0．080～0．190%，有机质丰度差～中等。

营城组：生烃潜量 Pg：0．310～8．950mg／g，有效碳PC：0．030～0．150%，有机质丰度中等。

沙河子组：生烃潜量Pg：0．510～5．700mg／g，有效碳PC：0．230～1．130%，有机质丰度中等～好。

本井生油岩有机质丰度较好，各地层主要生油岩井段有机质丰度评价如下：

（1）井段1255．00～1283．00m，钻遇地层为白垩系下统登娄库组，视厚度28．00m，该段生油岩主要为灰黑色泥岩，视厚度为28．00m，占地层厚度的5．9%，该段地化分析的生油潜量（Pg）为1．66～20．62mg／g，有效碳（Cp）为0．14～1．71%，地化评价有机质丰度属中等～好生油岩。

（2）井段1765．00～1790．00m，钻遇地层为白垩系下统沙河子组，视厚度25．00m，该段生油岩主要为黑色碳质泥岩、灰黑色泥岩，视厚度为25．00m，占地层厚度的3．9%，该段地化分析的生油潜量（Pg）为5．76～24．30mg／g，有效碳（Cp）为 0．49～2．02%，地化评价有机质丰度属好生油岩。

（3）井段2059．00～2075．00m，钻遇地层为白垩系下统沙河子组，视厚度16．00m，该段生油岩主要为灰黑色泥岩，视厚度为16．00m，占地层厚度的2．5%，该段地化分析的生油潜量（Pg）为7．13～18．02mg／g，有效碳（Cp）为0．62～1．50%，地化评价有机质丰度属中等～好生油岩。

（4）井段2077．00～2101．00m，钻遇地层为白垩系下统沙河子组，视厚度24．00m，该段生油岩主要为黑色碳质泥岩，视厚度为24．00m，占地层厚度的3．8%，该段地化分析的生油潜量（Pg）为8．81～13．58mg／g，有效碳（Cp）为0．74～1．13%，地化评价有机质丰度属中等生油岩。

本井中等和好生油岩主要集中营城组和沙河子组。其次为登娄库组中部（1257．00～1283．00m），但该井段生油岩Tmax平均值439．4℃，处于低成熟阶段，基本无生烃能力。

综上所述，本井有机质丰度总体较好，少量中等生油岩。

2．3 有机质类型评价

对于有机质类型的评价，地化录井常采用四分法即：Ⅰ类腐泥型、Ⅱ1类腐殖－腐泥型、Ⅱ2类腐泥－腐殖型、Ⅲ类腐殖型，采用的参数有降解潜率D、氢指数IH，计算公式如下：／（／），／

对于未成熟的生油岩，这两项参数是原始的，而随着成熟度的增高，这两项参数会逐渐降低，类型随之变差，所以对于成熟或过成熟的生油岩，必须对IH和D进行恢复计算后，再划分出有机质类型。IH、D的恢复计算公式如下：

式中：K为热演化系数。

本井对有机质类型的评价，一方面对成熟烃源岩的参数进行恢复计算后与表2所示标准对比，评价出各组段的有机质类型，另一方面运用氢指数IH与S2峰顶温度Tmax关系曲线、降解潜率D与Tmax关系曲线对有机质类型进行评价。运用方法：将各生油岩样品恢复前的D、IH等参数绘出曲线即可进行判断。

表2 生油岩有机质类型评价标准

登娄库组：降解潜率D：3．130～41．010%，氢指数IH：32．100～488．600mg／g，有机质类型为Ⅱ1、Ⅲ型。

营城组：降解潜率D：2．920～80．840%，氢指数IH：38．420～968．810mg／g，有机质类型主要为Ⅱ2型，部分为Ⅱ1型。

沙河子组：降解潜率D：1．020～29．310%，氢指数IH：13．580～535．330mg／g，有机质类型以Ⅱ2型为主，部分为Ⅲ型和少量的Ⅰ型。

从总体上看，本井烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ2型次之，少量Ⅱ1和Ⅰ型。应用D－Tmax和IH－Tmax曲线评价有机质类型可以得出一致的结论。

2．4 有机质成熟度评价

生油岩的生油过程，实质是有机质的热演化过程，生油岩随着成熟度增高，生成的油气量也越来越多。干酪根裂解峰顶温度Tmax是评价生油岩成熟度的重要指标，不同有机质类型其热演化程度略有差别，表3为不同类型有机质的热演化阶段。

表3 不同类型生油岩成熟度判别标准

登娄库组：Tmax：430．2～459．3℃，有机质低成熟，局部进入生油阶段。

营城组：Tmax：430．7～567．3℃，有机质总体评价为低成熟。

沙河子组：Tmax：417．2～572．6℃，有机质处入成熟阶段，局部低成熟。

综上所述，本井登娄库组局部进入生油阶段，营城组和沙河子组处于生油阶段。

2．5 生烃量、排烃量、排烃系数的计算

其：h为生油岩厚度（m），2．3×103为岩石密度（kg／m3），K为热演化系数，104为不同单位之间的换算。

生油岩生成烃类后，不能全部排出去，只是排出一部分，排出的烃量与原始生烃潜量之比即为排烃系数。计算公式如下：

K排＝ Q排／Q原＝（KS2－S0－S1）／［（K＋1）S2］。

营城组：生烃量 14．54×104t／km2，排烃量14．51×104t／km2，排烃系数0．80沙河子组：生烃量33．06×104t／km2，排烃量31．61×104t／km2，排烃系数0．84。全井生烃总量88．31×104t／km2，排烃总量86．78×104t／km2。以上为本井暗色泥岩的生烃、排烃量，由于营城组烃源岩包括暗色泥岩和煤层。煤层的存在，使本井的生、排烃量在上述数值的基础上有所增加（由于煤层的生烃机理与暗色泥岩不同，所以无法求取生烃、排烃量）。登娄库组、营城组、沙河子组生烃量占全井的96．20%，排烃量占全井的96．10%，为本区块的主要生烃、排烃层，对油气藏的形成有一定贡献。

3 热蒸发烃色谱分析技术

排除钻井液污染的影响热解地化录井分析评价结果不受钻井液中混油及钻进液油气侵的影响；在钻井液密度过高，抑制了气测录井显示时，不影响使用热解地化录井方法发现评价油气层。岩心、井壁取心、岩屑等储油气岩的热解地化录井的分析值不能代表储集层原始的含油气状态，造成烃类损失的因素有以下几个方面：

（1）储集层温度压力变化下烃类的损失：储集层中的油气在地层的高温高压下储藏着。当岩层被钻头破碎时，地层的温度和压力就会发生变化，储油岩中的油气体积将发生变化，储层中的油气沿着裂缝、孔隙向井筒中不断渗逸；储层的孔隙度、渗透率越好，油气的渗逸就越多；储层中的原油密度越小，粘度越小，油气渗逸的也越多。因此，造成储油岩总含烃量的减少，并使储层中油气体积变小。

（2）钻井液的冲涮使储油岩烃类的损失：钻井液在井眼里不断循环以及钻井液温度的增高，使含油储集层中的原油不断被冲涮带走。因此，岩石热解分析值有不同程度的减少。井眼越深井温就越高，根据地温梯度，每百米增加1～2℃，岩屑在井筒内长时间运行，受钻井液冲涮时间就越长，岩屑所含油气损失也就越大。

图2 彰武3井热蒸发烃色谱图

图2的井段为1590．00～1591．15m，视厚度1．15m，岩性为褐色油斑细砂岩。气测∑C：0．237↑0．382%。

地化录井评价仪基本参数：S0：0．0422（mg／g），S1：13．3646（mg／g），S2：15．4732（mg／g），含油级别：富含油，原油性质：中质油。油气组份综合评价：主峰碳：nC21，轻重浓度比：0．864，解释结论：油层。

储集层原油性质分为：天然气、凝析油、轻质原油、中质原油和重质原油（稠油），实际上，它们之间均以过渡状态存在，无明显的界限。要想勘探、开发和利用好这些油气资源，必须清楚它们的化学组成、物理性质、地下储存状态和开发过程中的相态变化。根据它们各自的特征谱图很容易鉴别各种油气藏的详细情况。天然气：干气藏是以甲烷为主的气态烃，甲烷含量一般在90%以上，有少量的C2以上的组份。湿气藏含有一定量的C2―C5组份，甲烷含量偏低。