地化熱解錄井技術在鉆井過程中的應用

孫建偉

（中國石化集團華北石油局錄井公司，河南 鄭州 450006）

1 前言

巖石熱解錄井以巖心或巖屑為分析對象，可以定量檢測儲集層的油氣含量，是發現評價油氣層的有效手段。目前，巖石熱解錄井技術包括熱解地化錄井、熱蒸發烴色譜錄井等內容。這些檢測分析方法都是成熟的油氣顯示檢測評價技術，它與常規的現場地質錄井、氣測錄井同步進行，獲取定量評價油氣資源的可靠基礎數據。

DH－3000型巖石熱解地化錄井儀投入使用以來，現場巖石熱解錄井設備得到了很好的發展。國內出現了多種型號的巖石熱解分析儀器，并開發出了的RZF－3000型油氣組分綜合評價儀，用于儲集層原油熱蒸發烴色譜的分析。設備的完善為評價技術的提高打下了基礎，使地化錄井技術在具備發現油氣層、評價儲集層性質、評價油質、預測產能以及對生油巖進行評價等能力的基礎上，功能又有新的發展，可以用于水淹層的識別和評價，為油田開發做工作，從而拓展了錄井技術的應用范圍。

2 熱解地化錄井技術

熱解地化的基本原理是在特制的熱解爐中對生油巖、儲集層的巖石樣品進行程序升溫，使巖石樣品中的烴類和干酪根在不同溫度下揮發和裂解，通過載氣攜帶進入氫焰離子化鑒定器，將其濃度轉化為相應的電流信號，經微機進行運算處理，記錄各溫度區間的組分含量和S2峰頂溫度Tmax，得出熱解地化分析參數，根據所得到的參數，可以對生油巖、儲集層進行評價。同時也是將巖石樣品在熱解爐中程序升溫排出烴類物質，由氫火焰離子化檢測器進行檢測，熱解后的殘余有機質加熱氧化生成二氧化碳由熱導或紅外檢測器檢測的方法。

2．1 烴源巖厚度統計

松遼盆地泉1井實鉆資料顯示本井暗色泥巖較發育，總厚度747．73m，分布在登婁庫組、營城組、沙河子組，其中營城組和沙河子組地層暗色泥巖總厚度分別為263．46m和404．27m，為本井主要烴源巖段，現將各組段烴源巖發育情況統計如下。

登婁庫組：該層位暗色泥巖視厚度80．00m，占地層視厚度的37．90%，巖性主要為深灰色、灰黑色泥巖。

營城組：該層位暗色泥巖視厚度263．46m，占地層視厚度的55．60%，巖性主要為深灰色泥巖、灰黑色泥巖和煤。

沙河子組：該層位暗色泥巖視厚度404．27m，占地層視厚度的63．40%，巖性主要為黑色、灰黑色泥巖、深灰色泥巖。

用巖石熱解分析參數對本井生油巖的有機質豐度、類型、成熟度進行評價，并計算其生烴量、排烴量。本井對有機質豐度、類型、成熟度的評價采用了現場分析數據與實驗室化驗結果相結合的方式。

2．2 有機質豐度評價

劃分生油巖的級別，實質上是劃分生油巖中干酪根的級別，通常采用生烴潛量Pg和有效碳Cp兩項數據。計算公式如下：

式中：S0——氣態烴含量，mg烴／g巖石；S1——液態烴含量，mg烴／g巖石；S2——裂解烴含量，mg烴／g巖石。

生油巖的分級不僅與生烴潛量和有效碳有關，而且與成熟度有關。隨著成熟度增高，生烴潛量和有效碳變小，所以評價生油巖的好壞時，必須充分考慮成熟度對有機質豐度的影響作用。對未成熟生油巖，地化分析得出的生烴潛量和有效碳可認為是原始的；而對成熟或過成熟生油巖，這兩項參數必須進行恢復校正后才能對生油巖進行分級?；謴陀嬎愎饺缦拢?/p>

式中：K為生油巖的熱演化系數。K值的確定方法：首先根據未恢復前的參數初步判斷生油巖的有機質類型（判別標準見表3），再根據Tmax值從圖1的對應曲線查出K值。

圖1 生油巖的熱演化系數K與Tmax值關系曲線

表1給出了生油巖評價分級標準。

表1 生油巖評價分級標準

本井各組段生油巖有機質豐度評價如下：

登婁庫組：生烴潛量Pg：1．050～2．920mg／g，有效碳Cp：0．080～0．190%，有機質豐度差～中等。

營城組：生烴潛量 Pg：0．310～8．950mg／g，有效碳PC：0．030～0．150%，有機質豐度中等。

沙河子組：生烴潛量Pg：0．510～5．700mg／g，有效碳PC：0．230～1．130%，有機質豐度中等～好。

本井生油巖有機質豐度較好，各地層主要生油巖井段有機質豐度評價如下：

（1）井段1255．00～1283．00m，鉆遇地層為白堊系下統登婁庫組，視厚度28．00m，該段生油巖主要為灰黑色泥巖，視厚度為28．00m，占地層厚度的5．9%，該段地化分析的生油潛量（Pg）為1．66～20．62mg／g，有效碳（Cp）為0．14～1．71%，地化評價有機質豐度屬中等～好生油巖。

（2）井段1765．00～1790．00m，鉆遇地層為白堊系下統沙河子組，視厚度25．00m，該段生油巖主要為黑色碳質泥巖、灰黑色泥巖，視厚度為25．00m，占地層厚度的3．9%，該段地化分析的生油潛量（Pg）為5．76～24．30mg／g，有 效 碳 （Cp）為 0．49～2．02%，地化評價有機質豐度屬好生油巖。

（3）井段2059．00～2075．00m，鉆遇地層為白堊系下統沙河子組，視厚度16．00m，該段生油巖主要為灰黑色泥巖，視厚度為16．00m，占地層厚度的2．5%，該段地化分析的生油潛量（Pg）為7．13～18．02mg／g，有效碳（Cp）為0．62～1．50%，地化評價有機質 豐度屬中等～好生油巖。

（4）井段2077．00～2101．00m，鉆遇地層為白堊系下統沙河子組，視厚度24．00m，該段生油巖主要為黑色碳質泥巖，視厚度為24．00m，占地層厚度的3．8%，該段地化分析的生油潛量（Pg）為8．81～13．58mg／g，有效碳（Cp）為0．74～1．13%，地化評價有機質豐度屬中等生油巖。

本井中等和好生油巖主要集中營城組和沙河子組。其次為登婁庫組中部（1257．00～1283．00m），但該井段生油巖Tmax平均值439．4℃，處于低成熟階段，基本無生烴能力。

綜上所述，本井有機質豐度總體較好，少量中等生油巖。

2．3 有機質類型評價

對于有機質類型的評價，地化錄井常采用四分法即：Ⅰ類腐泥型、Ⅱ1類腐殖－腐泥型、Ⅱ2類腐泥－腐殖型、Ⅲ類腐殖型，采用的參數有降解潛率D、氫指數IH，計算公式如下：／（ ／ ）， ／

對于未成熟的生油巖，這兩項參數是原始的，而隨著成熟度的增高，這兩項參數會逐漸降低，類型隨之變差，所以對于成熟或過成熟的生油巖，必須對IH和D進行恢復計算后，再劃分出有機質類型。IH、D的恢復計算公式如下：

式中：K為熱演化系數。

本井對有機質類型的評價，一方面對成熟烴源巖的參數進行恢復計算后與表2所示標準對比，評價出各組段的有機質類型，另一方面運用氫指數IH與S2峰頂溫度Tmax關系曲線、降解潛率D與Tmax關系曲線對有機質類型進行評價。運用方法：將各生油巖樣品恢復前的D、IH等參數繪出曲線即可進行判斷。

表2 生油巖有機質類型評價標準

登婁庫組：降解潛率D：3．130～41．010%，氫指數IH：32．100～488．600mg／g，有機質類型為Ⅱ1、Ⅲ型。

營城組：降解潛率D：2．920～80．840%，氫指數IH：38．420～968．810mg／g，有機質類型主要為Ⅱ2型，部分為Ⅱ1型。

沙河子組：降解潛率D：1．020～29．310%，氫指數IH：13．580～535．330mg／g，有機質類型以Ⅱ2型為主，部分為Ⅲ型和少量的Ⅰ型。

從總體上看，本井烴源巖有機質類型以Ⅲ型為主，Ⅱ2型次之，少量Ⅱ1和Ⅰ型。應用D－Tmax和IH－Tmax曲線評價有機質類型可以得出一致的結論。

2．4 有機質成熟度評價

生油巖的生油過程，實質是有機質的熱演化過程，生油巖隨著成熟度增高，生成的油氣量也越來越多。干酪根裂解峰頂溫度Tmax是評價生油巖成熟度的重要指標，不同有機質類型其熱演化程度略有差別，表3為不同類型有機質的熱演化階段。

表3 不同類型生油巖成熟度判別標準

登婁庫組：Tmax：430．2～459．3℃，有機質低成熟，局部進入生油階段。

營城組：Tmax：430．7～567．3℃，有機質總體評價為低成熟。

沙河子組：Tmax：417．2～572．6℃，有機質處入成熟階段，局部低成熟。

綜上所述，本井登婁庫組局部進入生油階段，營城組和沙河子組處于生油階段。

2．5 生烴量、排烴量、排烴系數的計算

其：h為生油巖厚度（m），2．3×103為巖石密度（kg／m3），K為熱演化系數，104為不同單位之間的換算。

生油巖生成烴類后，不能全部排出去，只是排出一部分，排出的烴量與原始生烴潛量之比即為排烴系數。計算公式如下：

K排＝ Q排／Q原＝ （KS2－S0－S1）／［（K＋1）S2］。

營城組：生烴量 14．54×104t／km2，排烴量14．51×104t／km2，排烴系數0．80沙河子組：生烴量33．06×104t／km2，排烴量31．61×104t／km2，排烴系數0．84。全井生烴總量88．31×104t／km2，排烴總量86．78×104t／km2。以上為本井暗色泥巖的生烴、排烴量，由于營城組烴源巖包括暗色泥巖和煤層。煤層的存在，使本井的生、排烴量在上述數值的基礎上有所增加（由于煤層的生烴機理與暗色泥巖不同，所以無法求取生烴、排烴量）。登婁庫組、營城組、沙河子組生烴量占全井的96．20%，排烴量占全井的96．10%，為本區塊的主要生烴、排烴層，對油氣藏的形成有一定貢獻。

3 熱蒸發烴色譜分析技術

排除鉆井液污染的影響熱解地化錄井分析評價結果不受鉆井液中混油及鉆進液油氣侵的影響；在鉆井液密度過高，抑制了氣測錄井顯示時，不影響使用熱解地化錄井方法發現評價油氣層。巖心、井壁取心、巖屑等儲油氣巖的熱解地化錄井的分析值不能代表儲集層原始的含油氣狀態，造成烴類損失的因素有以下幾個方面：

（1）儲集層溫度壓力變化下烴類的損失：儲集層中的油氣在地層的高溫高壓下儲藏著。當巖層被鉆頭破碎時，地層的溫度和壓力就會發生變化，儲油巖中的油氣體積將發生變化，儲層中的油氣沿著裂縫、孔隙向井筒中不斷滲逸；儲層的孔隙度、滲透率越好，油氣的滲逸就越多；儲層中的原油密度越小，粘度越小，油氣滲逸的也越多。因此，造成儲油巖總含烴量的減少，并使儲層中油氣體積變小。

（2）鉆井液的沖涮使儲油巖烴類的損失：鉆井液在井眼里不斷循環以及鉆井液溫度的增高，使含油儲集層中的原油不斷被沖涮帶走。因此，巖石熱解分析值有不同程度的減少。井眼越深井溫就越高，根據地溫梯度，每百米增加1～2℃，巖屑在井筒內長時間運行，受鉆井液沖涮時間就越長，巖屑所含油氣損失也就越大。

圖2 彰武3井熱蒸發烴色譜圖

圖2的井段為1590．00～1591．15m，視厚度1．15m，巖性為褐色油斑細砂巖。氣測∑C：0．237↑0．382%。

地化錄井評價儀基本參數：S0：0．0422（mg／g），S1：13．3646（mg／g），S2：15．4732（mg／g），含 油 級別：富含油，原油性質：中質油。油氣組份綜合評價：主峰碳：nC21，輕重濃度比：0．864，解釋結論：油層。

儲集層原油性質分為：天然氣、凝析油、輕質原油、中質原油和重質原油（稠油），實際上，它們之間均以過渡狀態存在，無明顯的界限。要想勘探、開發和利用好這些油氣資源，必須清楚它們的化學組成、物理性質、地下儲存狀態和開發過程中的相態變化。根據它們各自的特征譜圖很容易鑒別各種油氣藏的詳細情況。天然氣：干氣藏是以甲烷為主的氣態烴，甲烷含量一般在90%以上，有少量的C2以上的組份。濕氣藏含有一定量的C2―C5組份，甲烷含量偏低。

重質原油（稠）：重質原油異構烴和和環烷烴含量豐富，膠質、瀝青質含量較高，鏈烷烴含量度特別少。重質原油份峰譜主要特征是正構烷烴碳數主要分布在nC10－nC33，主峰碳碳數高，∑C21－／∑C22＋值小，譜圖基線隆起。

4 巖石熱解錄井的意義和作用

（1）可對生、儲油巖天然氣、可溶烴、熱解烴（干酪根）進行定量分析。

（2）可對熱蒸發烴、熱解烴進行組份細分，逐一測定分析各種類型化合物的單體烴，并對其進行定性、定量測定。

（3）識別巖樣的污染及對油水層的判定。

（4）識別生油巖的成熟度、演化程度和母質類型。

（5）判別儲油層產油的性質。

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