岩石热解录井技术在栗园地区油气勘探中的应用

2015-07-02钱其锁

石油地质与工程 2015年5期

关键词：栗园油质油源

钱其锁

(中国石化河南油田分公司油气勘探管理部，河南南阳 473132)

岩石热解录井技术在栗园地区油气勘探中的应用

钱其锁

(中国石化河南油田分公司油气勘探管理部，河南南阳 473132)

泌阳凹陷南部陡坡带具有油质多样、储层岩性变化大的特点，给储层油气显示层解释评价带来较大困难，为解决这一问题，通过分析岩石热解录井技术在本区的优势，介绍了运用岩石热解录井Tmax参数判断油源类型、TPI参数预测原油的密度和黏度、运用岩石热解(S0+S1)参数剖面及BP图版判断储层流体性质的方法。这些方法在实际应用于中取得了较好的效果。

泌阳凹陷；栗园地区；岩石热解；显示特点；解释评价

泌阳凹陷南部陡坡带栗园地区继泌293井取得成功后，其后该区钻探的泌304井、泌315井、泌321井、泌325、泌326、YQ1均喜获工业油流，这个久攻不克的区块成为河南油田深化老区勘探取得突破的重点区块。其中既有着首口井主要依靠岩石热解录井资料确定下套管的成功，也有着岩石热解解释为非产层试获工业油流的教训。认真总结该区岩石热解录井应用经验，对于提高该区岩石热解录井解释成功率，提高勘探开发效益有着较高的价值。

1 岩石热解录井技术的优势

岩石热解录井作为一种定量化分析样品含烃量的技术,其分析结果的准确性决定于资料的可信性。影响岩石热解录井数据对地层反映的真实性的因素除挑取样品的准确性外,更多的受到分析及时性及样品烃类物质损失程度的影响。栗园地区的钻井速度及储层烃类物质性质能够保证样品得到及时分析、烃损失量低，使该区岩石热解录井具有较多的优势。

1.1 钻时适中,能够保证分析及时

影响岩石热解录井的主要因素是挑样及分析的及时性，统计本区钻时平均为7.7 min/m，砂岩占剖面的57.8%，对砂岩每米分析一个样品的充许时间为13.3 min。目前砂岩样岩石热解储油岩分析周期为13 min,在利用岩石热解仪分析时考虑制样并采用双钳锅轮流散热的情况下，样品能够保证做到随钻分析,对于个别分析不及时的样品,采用水封保存,能够保证油气不逸散,不影响分析结果与对储集层的评价。

1.2 油质为中偏重到重,分析数据能够较好地反映地层真实含油情况

在相同岩性、质量情况下，迟到时间对储层的烃类损失影响不大，样品水封条件下，样品搁置时间对储层的烃类损失影响不大；岩石热解样品烃损失与样品的质量成反比，与油质成正比[1]。栗园地区岩石热解录井总体S2相对较高，含油气产率TPI相对低(0.397～0.698)，反映本区油质变化较大,油质为中偏重到重质油[2]。事实上栗园地区原油密度0.8549～0.9607 g/cm3， 70℃动力黏度29.95～960.85 mPa·s，凝固点-11～40℃,这种高密度、低凝固点、低含腊等原因与岩石热解录井的分析结果对应性良好。这种油质原油挥发性弱、油气逸散少，岩石热解录井结果能真实地反映地层真实情况。

2 现场应用

岩石热解录井分析的是岩石中的烃类物质，它不受岩石储集空间中含水性质的影响，从理论上讲,岩样中有烃类物质存在时，其岩石热解分析应有相应的响应，根据其响应的特点可以确定岩样中烃类物质的性质，进而判别储层流体性质、预测产能、判断油质。

2.1 判断油源类型

过去较多的观点认为，栗园地区油源来自于深凹区，深凹区巨厚烃源岩生成烃沿边界断层位移到本区，一部分逸散到地表形成“油苗”，部分储集于逆牵引背斜中，形成油藏。依据这一观点，本区原油应属于正常成烃范围，岩石热解录井Tmax分析值应大致一致,波动范围很小,且处在成熟原油的温度区间。分析本区由同一录井队使用同一台仪器录井的3口井资料，岩石热解分析Tmax相差很大(见图1)，且具有不同的规律：泌293块岩石热解录井Tmax分析值为264～444 ℃，且主要集中于264℃和420±10℃呈两峰分布；泌304块的泌304井700 m以深地层岩石热解分析Tmax与泌293井1 100 m以深地层基本一致，700 m以浅地层岩石热解分析Tmax以高值540℃±为主；同一构造的泌321井的1 100 m以深地层岩石热解分析Tmax与泌293井1 100 m以深地层基本一致，但井深浅于1 100 m地层时,岩石热解分析Tmax以高值590℃±为主。YQ1块的YQ1井、泌304块泌315井全井岩石热解分析Tmax与泌293井1 100 m以深地层分析结果基本一致，为正常成熟原油。

栗园地区多口井岩石热解分析Tmax的结果说明本区油源具有多种油源。其中泌293井有两种油源：一种为主要分布深度小于1 100 m未成熟油(分析油源为本区生油岩)，另一种为主要分布深度大于1 100 m成熟油(分析油源为深凹区生油岩运移而来)。而同属泌304块的泌304井、泌315井、泌321井油源也不同，浅层油源与泌293井也有区别。泌304井、泌321井浅层高Tmax值井原油可能来自被破坏的油藏，为次生残余油藏。

2.2 预测原油性质

栗园地区原油密度0.8549～0.9607 g/cm3， 70℃动力黏度29.95～960.85 mPa·s，油质变化大，而不同的油质必须采用不同的开发技术，稀油油藏可以采用注水开发，特超稠油必须采用热力方式进行开采，因此准确判断油质是试采、开发的基础。运用岩石热解录井方法，随钻判断油质具有经济、快捷、简便、高效的特点，便于全井逐层分析。

原油油质的好坏，密度、黏度的高低与原油所含的胶质、沥青质等重组分相关性大，而岩石热解录井派生参数TPI的高低取决于气态烃、液态烃与固态烃的高低。油质重、流动性差，S2值相对较高，(S0+S1)相对偏低，TPI值小；反之，油质轻、流动性好，TPI值大。根据栗园地区试油层的油质分析与随钻岩石热解录井资料进行回归分析，建立原油密度、黏度与岩石热解TPI值的关系图版与数学关系式。其中原油密度(ρ0)与岩石热解TPI值的关系图版见图1，数学关系式见公式(1)；原油黏度(μ0)与岩石热解TPI值的关系图版见图2，数学关系式见公式(2)；依据关系图版，现场可以初步预测出各显示层的原油密度、黏度，进而依据相关标准与开发技术水准划分原油性质类别，提出试采(投产)方案、判断流体类型、估算地质储量。由于本区资料较少，油质变化较大，因此图版本身仍存在一定误差，利用TPI计算所得的原油密度、黏度仍只能作为参考。

ρ0=-0.3286TPI+1.0867

(1)

μ0=0.8263TPI-6.66

(2)

图1 栗园地区原油密度与TPI参数关系

图2 栗园地区原油黏度与TPI参数关系

2.3 储层流体性质评价

及时准确地发现与评价异常显示层是岩石热解录井的首要任务，栗园地区岩石热解油气层解释方法主要为岩石热解曲线剖面法与岩石热解解释图版法。

2.3.1 岩石热解曲线形态法

在岩石热解录井解释录井分析参数中，S0、S1、S2分别反映单位岩石中的气态烃、液态烃、固态烃含量。对油气流贡献主要是气态烃、液态烃，固态烃贡献量较少。采用(S0+S1)制做的曲线能够直观地反映可流动烃类的纵向变化情况。

(S0+S1)值主要受制于物性及地层含烃量及含油饱和度(储层流体性质)。油层变化受物性影响外，应该基本一致，地层中可动烃含量高，在(S0+S1)曲线与邻近非产层相比明显呈高值(一般高于水层4倍以上)，曲线自浅到深基本保持不变或升高，呈“箱状”、“正三角”(见图3)形态；油水同层一般呈上油下水，从浅到深，含油饱和度、可动烃含量(S0+S1)降低，在曲线上表现“倒三角”形态(见图4，注：岩石热解数据为岩心分析数据，故分析值较高)。干层：主要是受物性的影响，在异常显示段可动烃含量受物性影响大， (S0+S1)曲线可动烃含量变化较大，形态呈“指状”、“单峰状”、“齿状”，但也有形态变化无一定规律，主要受钻时的影响(见图5)。水层突出的特点是可动烃含量低，因此在(S0+S1)曲线呈较低值的特征(见图6、图7)。

图3 泌315井油层岩石热解(S0+S1)曲线

图4 泌321井油水同层岩石热解(S0+S1)曲线

图5 YQ1井干层岩石热解(S0+S1)曲线

图6 YQ1井水层岩石热解(S0+S1)曲线

2.3.2 解释图版法

经过综合对比分析各种方法，采用BP法建立本区岩石热解解释图版，如图8所示。其中B是反映油质指标的一个参数，P反映地层含烃总量的一个参数，B=(S0+S1)/S2，P=S0+S1+S2公式计算得到的，将两者结合能够消除油质对岩石热解分析结果的影响，较好地反映地层的产出能力。该图版试解释17层，14层符合。初步分析不符合层的主要原因是近源粗相沉积所致的岩石热解分析数值较低的影响。

图7 泌304井水层岩石热解(S0+S1)曲线

2.4 解释实例

泌315井848.8～855.2 m井段，岩石热解分析S0：0.328 mg/g，S1：22.712 mg/g，S2：34.620 mg/g，

图8 栗园地区岩石热解解释图版

TPI：0.400，B值为0.67，P值为57.66，岩石热解图版落在油层区，从(S0+S1)曲线分析，曲线呈“正三角形”，结合钻时及岩屑录井资料分析，该层上部(S0+S1)值低主要是岩石砾径大所致，从曲线判断可以解释为油层，因此岩石热解录井解释为油层，综合解释为油层。试油产油7.2 t/d，原油密度、黏度与预测结果误差也较小。