基于地化录井技术的储层快速评价方法

摘 要：针对目的油层埋藏浅、厚度薄、岩性细、电阻低、低气油比等特征，常规电测、气测录井资料受上述储层及油藏特点影响，导致随钻油气显示发现困难，解释评价符合率低（小于70%），影响勘探决策。针对上述难点，本文提出了基于地化岩石热解与热解气相色谱分析相结合评价储层原油性质和流体类型的方法，经过实钻井的分析，取得了较好效果。研究表明：①地化岩石热解与热解气相色谱标准都能够定性和半定量的评价储层原油性质以及流体类型;②地化岩石热解色谱分析与热解标准图版法相结合，能够提高现场快速解释符合率达93%;③上述两项地化录井技术受工程影响因素小，且几乎不受地质因素（储层疏松、薄厚、岩性、电性等）影响，针对XX凹陷斜坡带油气层低阻、低气油比、低油气显示等特殊油气层解释评价效果较好。

关键词：地化录井;岩石热解;气相色谱;油气水层;XX凹陷

地球化学岩石热解录井技术是运用地化录井仪对地下岩层的分析，主要包括轻烃、热解、气相色谱分析。该项技术显已广泛运用其各个油气田的勘探开发作业中，许多学者从不同的角度对该项技术的解释与应用做了大量的研究工作，王胜、赵晨颖、骆福贵等人从地化热解气相色谱分析的正构组分形态开展了储层原油性质判识方面的评价。李玉恒、车晓峰、窦伟坦等人利用地化热解资料进行数理统计的方式建立地化热解参数的经验图版来识别储层流体性质。

XX凹陷北部斜坡带位于Z1坳陷的西北侧，主要目的层新近系ZJ组、HJ组油层受沉积环境、成岩作用、油气运移过程中次生改造作用等多重因素的叠加影响，具有埋藏浅、储层厚度薄、岩性细、气油比低（小于20），钻时快（大于70m/h），以及受次生改造作用导致原油性质复杂多样的特点，导致油层电阻率低（小于2Ω·m）、气测绝对值低以及地化热解和气相色谱分析差异大，随钻测井、录井评价面临巨大挑战。

针对XX凹陷北部斜坡带储层和油藏特点，作者以6口井的地化录井资料为研究基础，开展了基于地化热解与热解气相色谱分析相结合的研究，结合试油、测井资料，系统开展了储层原油性质识别和流体类型判断两个方面的研究，并且建立起以地化热解和气相色谱分析相结合的定性与定量评价标准，两类资料相互佐证能够快速、高效解决这类复杂储层流体性质判识的问题。

1 原油性质特征及评价

受次生改造作用影响，本区原油性质较为复杂，HJ组埋藏浅，生物降解作用严重，原油性质以重质--中质为主，ZJ组、珠海组埋藏相对较深，受次生改造较弱，原油性质以中--轻为主，纵向上由浅到深表现为由重质变为轻质的特征。本文在统计凹陷内6口探井3个测试层原油密度基础上，结合气相热解色谱分析与岩石热解分析，建立起基于气相色谱分析图谱快速定性识别标准和热解PS值与主峰碳半定量判识标准。

1.1 热解气相色谱图谱定性识别

重质油：本区重质油集中分布在浅层HJ组，以生物降解油层特征为主，其气相色谱图表现为正构组分峰出峰不明显，仅少量正构组分可分辨，以异构组分为主，不可分辨化合物多，基线隆起明显，主峰为主靠后（图1a）。

中质油：原油密度中等，主要分布在ZJ组和珠海组，受次生改造程度相对小，正构组分齐全、碳数分布范围在nC14-nC35之间，含量高，呈梳狀展布，主峰碳位置居中，一般在nC20-nC26之前，不可分辨化合物含量低，基线平直（图1b）。

轻质油：原油密度较低，主要在分布在ZJ组和珠海组，热解组分峰型明显，轻烃含量较高，轻烃混合峰明显，热解色谱碳数范围在nC12-nC35之间，主峰碳一般在nC20之前，异构组分含量较低，色谱基线平直（图1c）。

1.2 轻重比指数标准法

目前地化岩石热解分析采用的是三峰法，即S0、S1、S2，代表着气态、液态、固态烃组分含量。气态和液态组分的含量越多，往往指示原油油质越轻，反之，则油质越重。通过对XX凹陷6口探井地化热解数据分析，与测井、测试分析落实的不同油质进行对比、匹配，建立起轻重比指数标准法（PS标准法，PS=（S0+S1）/S2）与主峰碳数相结合的评价方法。

通过大量数据的统计分析，建立了PS指数、主峰碳数判别原油油质类型的标准。

轻质油：PS≥1.9，主峰碳≤C20，原油密度0.830-0.870g/cm3;

中质油：1.09

重质油：PS≤1.09，主峰碳≥C27，原油密度0.920-1.000g/cm3。

2 储层流体性质评价

2.1 气相色谱烃组分谱图法

在油气的运聚与成藏过程中，对石油的破坏主要为氧化、生物降解和水洗，氧化、生物降解作用的强弱与地层水有关。本文在统计6口探井54组不同流体类型特征正常油层和96组不同流体类型特征生物降解油层气相色谱特征的基础上，归纳总结了两种类型油层不同流体类型的气相色谱特征图谱。

正常油层色谱曲线正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，谱图形态呈规则梳状结构，异构烷烃相对正构烷烃的丰度值较底，基线平直;含水会使原油性质发生改变，谱图会呈现不可分辨组份含量升高，基线隆起，或者正构烷烃组份不全，碳数范围相对变窄，整体峰形不饱满等特征，随着水对原油性质改造程度的逐步加重。

生物降解油层，主要表现为正构组分缺失，基线中前部开始抬升，隆起明显;随着生物降解程度的增加正构烷逐渐消失，异构烷烃及一些未分辨化合物含量逐渐增大，基线隆起由前至后逐渐隆起，重质及胶质沥青质含量逐渐增加。

2.2 油产率指数与轻重比指数标准图版法

地化热解分析中气相、液相以及固相烃的含量，反应了储层油气充注的程度，能够有效识别复杂条件下的储层含油气情况。通过对6口井150组储层热解分析数据及其衍生计算参数与测井、测试解释结论匹配分析，优选OPI（油产率指数，OPI=S1/（S0+S1+S2））和PS（轻重比指数）参数来表征储层含油丰度，并建立起XX凹陷北部斜坡带的定量油水解释OPI-PS图版（图2）。OPI大于0.2，PS大于0.3，即为油层;反之，则为水干层。从图版中油层、水干层趋势线可知，其拟合系数R2分别为0.9798、0.9158，二者具有较高的拟合度，指示分析结果具有很好的可靠性。

3 实例分析

3.1 XX-1井

XX-1井位于X凹陷的一口预探井。该井在HJ组1236.00-1250.00m井段为泥质中砂岩、中砂岩、粗砂岩，显示段荧光面积为5%。显示层平均钻时69.98m/h;各显示层电阻率均在1-2Ω·m之间;气测特征表现为以C1为主，仅含少量的C2、C3组分，气测全烃由泥岩段0.85%上升至2.1%，峰基比为2.47，指示储层含烃饱和度较低。

热解气相色谱分析表现为正构组分缺失严重，仅含少量正构组分、基线隆起、主峰碳大于C27，計算PS均小于1，为重质油特征，且符合生物降解油特征。地化岩石热解分析相较于上覆泥岩段和无显示层异常明显，指示储层具有一定含烃饱和度;衍生计算参数OPI-PS图版上投点位于油层区域。因此，地化录井解释为重质油油层。

在1246.5m点进行MDT测压取样，取得168mL油样，原油密度0.94g/cm3，为重质油。地化解释与MDT取样结论一致。

3.2 XY-1井

XY-1井位于X凹陷北部潜山披覆构造带上的一口预探井，该井在HJ组1314-1325m井段为泥质粉砂岩，荧光面积5%。从测井分析看，伽马值在100-120api，指示泥质含量很重;电阻率无明显异常，在1-1.5Ω·m之间，与上下层泥岩差异不大，指示储层油特征不明显。气测特征表现为气测组分齐全，气测C1由泥岩段0.679%上升至2.02%，峰基比为2.97，指示储层含烃饱和度较低。

热解气相色谱分析表现为正构组分较齐全，基线平直，主峰碳在C23，从色谱分析指示储层原油性质为中质油，计算PS均大于1.3，小于1.9，为中质油特征。地化岩石热解分析相较于上、下覆泥岩段异常明显，指示储层具有一定含烃饱和度;衍生计算参数OPI-PS图版上投点位于油层区域。因此，地化录井解释为中质油油层。

在井段1322-1326m进行DST测试，日产油107.90m3，原油密度0.90g/cm3，为中质油。地化解释结论与测试结论一致。

4 结论

①利用地化岩石热解与气相色谱资料能够快速、准确评价储层原油性质和储层流体性质，为现场快速决策和下步作业提供指导依据。通过在XX凹陷钻井现场的实际应用来看，取得了较好的效果;②利用地化岩石热解标准和图版与色谱分析标准相结合，二者相互佐证、相互验证，将现有的录井综合解释符合率提高至93%;③地化录井技术受工程影响因素小，与储层疏松、薄厚、岩性、电性等均无关，针对低阻、低气油比、低油气显示等特殊油气层具有较好的效果，针对此类油气显示具有较好的推广价值。

参考文献：

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[4]赵晨颖，耿长喜，左铁秋，等.气相色谱分析资料在评价水淹层方法研究[J].录井工程，2005，16（1）：21-23.

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[6]李玉恒，邬立言，黄九思.储油岩热解地化录井技术评价[M].北京：石油工业出版社，1993.

[7]车晓峰，刘荣法，董新魁.地化录井定量评价技术在东濮凹陷的应用[J].断块油气田，2000，7（6）：16-18.

作者简介：

白林坤（1978- ），男，山东济宁人，工程师，主要从事地质录井与试油地质方面的研究工作。