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地化录井明德建2008年10月授课提纲一、地化录井技术原理及仪器分析流程

二、地化录井分析录取参数及参数意义

三、地化录井的技术特点四、现场地化录井流程

五、地化录井资料处理解释

六、地化录井资料的应用七、结束语

一、地化录井技术原理及仪器分析流程地化录井是地质录井岩样（岩屑、岩心、井壁取心），定量检测岩石中的含烃量。其原理是在特殊的裂解炉中，对分析样品进行程序升温，使样品中的烃类和干酪根在在不同温度下挥发和裂解，然后通过载气的吹洗，使样品中挥发和裂解的烃类气体与样品残渣实现定性的物理分离，分离出来的烃类气体由FID（氢焰子化）检测器进行检测，样品残渣则先后进入氧化炉、催化炉进行氧化、催化后送入FID检测器进行检测，从而测定岩石样品中的烃类含量，达到评价生油岩和储油岩的目的。仪器分析流程：①将样品粉碎、称量置于热解坩埚，用加热至90℃的氮气吹洗2min,将样品内的轻烃吹入氢焰检测器，测得S0峰；②样品被自动置于热解炉中，在炉温300℃时恒温3min，测得样品中的重烃S1峰；③热解炉从300℃程序升温到600℃，测出S2峰；④热解完毕的样品被转入到氧化炉内，通入空气，在600℃温度下恒温5min，把岩样中的残余碳燃烧成二氧化碳，由热导检测器测出S4峰。二、地化录井分析录取参数及参数意义地化录井可获取14项参数，其中：分析参数5个，派生参数9个，各参数意义表述如下：生油岩储集岩S0S1S2S4三峰五峰S’0S’11

S’21S’22S’23S’4

S’0S’1S’2S’4三峰分析方法分析方法表1地化录井分析参数及参数意义参数生油岩储油岩S0气态烃（C7以前）残留量，mg/g；90℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量。气态烃储藏量，mg/g；90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量。S1生成但未运移走的液态烃（C8-C32）残留量，mg/g；90℃～300℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量。液态烃储藏量，mg/g；90℃～300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量。S2干酪根可裂解的总烃量，mg/g；300℃～600℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量。重质油、胶质、沥青质裂解量，mg/g；300℃～600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量。S4残余碳经氧化加氢气生成的油气量，mg/g；在600℃温度下恒温5min。残留的重烃量，mg/g；在600℃温度下恒温5min。Tmax最大峰温，℃；S2峰的最高点相对应的温度。最大峰温，℃；S2峰的最高点相对应的温度。表2地化录井派生参数及派生参数意义参数派生方法生油岩储油岩PgPg=S0+S1+S2产油潜量，mg/g油气总储藏量，mg/gCpCp=0.083×(S0+S1+S2)有效碳，％TOCTOC=0.083×(S0+S1+S2+S4)总有机碳，％GPIGPI=S0/Pg气产率指数OPIOPI=S1/Pg油产率指数TPITPI=(S0+S1)/Pg总产率指数HIHI=100×S2/Cot氢指数，mg烃/gTOCIhcIhc=100×(S0+S1)/Cot烃指数,mg烃/gTOCDD=100×Cp/Cot降解潜率，%三、地化录井的技术特点1、能对烃源岩层识别与评价2、能对储层含油性进行定量描述；3、利用对储层热解分析的数据，对原油物性、油水界面及储层的含油产状进行确定与划分；4、利用对储层热解分析的数据，结合储层厚度可以进行产能预测；5、地化录井还具有快速、高效、价廉等特点。四、现场地化录井流程1、仪器安装①主机、数据处理机、打印机从左到右依次摆放，并用专用线缆连接。②高压氮气瓶、氢气发生器、空气压缩机、电子天平、稳压电源等辅助设备做到安全摆放。③分别采用长度为50cm、直径为1cm的铜棒做接地体和横截面积为0.25cm2的铜芯导线做接地线。主机和数据处理机的地线应拧结在一起。1、仪器安装④分别自高压氮气瓶减压阀、氢气发生器、空气压缩机等气源设备引出气路管线，按照仪器背面标版的指示，连接氮气、氢气、空气气路管线（若空气压缩机、氢气发生器为内置干燥管的应外接干燥管）。⑤主机、数据处理机、打印机、电子天平的电源插头插入自稳压电源引出的电源插座；氢气发生器、空气压缩机的电源插头插入自市电引出的电源插座。四、现场地化录井流程2、开机准备①检查配电盘，确认配电电压和频率符合要求：电压：220×（1±10％）V；频率：50×（1±6％）Hz。②检查主机和数据处理机的地线是否接地良好。③检查热电偶、炉丝、FID、电源线的对地绝缘是否符合要求。④检查电源线、联机线和其它线缆的插接及主机内部各接头、接线、板件是否牢固。⑤检查稳压电源及外围设备的绝缘是否符合要求，并确认稳压电源的主机及电池组的电池开关打到“ON”位。四、现场地化录井流程2、开机准备⑥检查各气路管线连接是否正确和有无漏气现象以及主机内部的气路接头、气阻是否漏气。⑦检查氢气发生器、空气压缩机的输出压力是否正常和有无漏气现象，干燥剂是否变质，碱液或机油以及高压氮气瓶内的气体压力是否符合要求。⑧检查氮气、氢气、空气的压力是否达到了仪器额定的压力值。四、现场地化录井流程3、开机①打开稳压电源。②打开各路气源，并调节氮气瓶减压阀、氢气发生器、空气压缩机的输出压力至0.3MPa～0.4MPa。③待各路气体压力达到仪器额定压力值后，打开仪器主机电源开关。四、现场地化录井流程4、仪器调试①空白分析：待主机预热稳定（热解炉和检测器的温度达到周期设定初温，各路气体压力稳定不降且主机工作状态就绪）后，进行不少于两次的空白运行；空白分析完成后，打印空白分析谱图。四、现场地化录井流程4、仪器调试②标样分析：准确称量同一标准物质，平行分析不少于两次，其S2值及Tmax值的误差应符合有关规定。四、现场地化录井流程5、岩样挑选①按设计取样密度要求挑选样品②挑选未经烘烤，本层代表性强的岩屑。岩心和井壁取心取其中心部位。③现场录井岩屑样品随钻挑选。四、现场地化录井流程6、岩样预处理①储集岩岩屑样品应除去钻井液，用滤纸吸去水分后分析。②烃源岩样品粉碎至0.07mm～0.15mm。③储集岩样品粉碎至2mm～3mm小块。④样品随钻随取、随分析，油气显示样品从取样到上机分析一般不要超过10min～15min。对不能做到及时分析的油气显示样品，应暂时放入盛有清水的烧杯中并标识。四、现场地化录井流程7、样品分析①准确称量待测样品进行分析（有机质含量低或成熟度高的样品可适当增加样品量，反之则减少样品量）。②分析过程中应填写样品分析记录。③分析完成后，打印样品分析谱图。④每开机分析12h～24h，应重新测定一块标样，其测定值误差应符合有关规定。四、现场地化录井流程四、现场地化录井流程8、关机按顺序先关闭主机电源，关闭数据处理机、打印机和电子天平的电源，关闭气源开关或气源设备电源开关（继续通气3min～5min后），关闭稳压电源开关，关闭总电源。9、分析成果处理解释四、现场地化录井流程五、地化录井资料处理解释1、储集层解释流程①样品深度校正：根据录井综合图对样品深度进行校正归位（现场以综合录井深度校正）。②确定解释井段：岩石热解地化录井解释井段与综合解释井段一致。③地化分析数据恢复：依据有关的资料数据进行。④原油性质评价内容：凝析油、轻质油、中质油、重质油、稠油。⑤油水层评价内容：油层、油水同层、含油水层、干层、水层。⑥编制评价表：按《储集层岩石热解地化录井评价表》对储集层岩石热解地化录井分析进行综合评价。五、地化录井资料处理解释2、烃源岩解释流程①确定解释井段：岩石热解地化录井解释井段与综合解释井段一致。②未成熟烃源岩评价：有机质类型评价；烃源岩分级评价。五、地化录井资料处理解释2、烃源岩解释流程③成熟烃源岩评价：a.烃源岩原始生油潜量恢复根据成熟烃源岩的有机质类型及Tmax值，从烃源岩热演化系数K与Tmax关系图版（见图1）中查出K值，则原始生油潜量按式⑶计算：五、地化录井资料处理解释图1烃源岩热演化系数K与Tmax关系图版五、地化录井资料处理解释原始生油潜量按式⑶计算：ST=S2×(1+k)（3）式中：ST----原始生油潜量,单位为毫克每克（mg/g）；S2----300℃～600℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量,单位为毫克每克（mg/g）；K----烃源岩热演化系数,无量纲。五、地化录井资料处理解释b.原始有机碳及原始有效碳恢复原始有机碳按式⑷计算：

(4)式中:TOC原----总有机碳，单位百分数（％）；TOC残----成熟烃源岩的总有机碳，单位百分数（％）；CQ----已生烃碳，单位百分数（％）。可按式⑸或⑹计算:………(5)(6)CS1----已存在烃碳,单位为百分数（%）。可按式⑺计算:

五、地化录井资料处理解释恢复的原始有效碳按式⑻或式⑼计算

五、地化录井资料处理解释c.原始氢指数及降解潜率恢复原始氢指数按式⑽计算：

五、地化录井资料处理解释④有机质类型的评价：有机质类型评价。⑤烃源岩分级评价：烃源岩分级评价。

五、地化录井资料处理解释⑥编制评价表：按《烃源岩岩石热解地化录井评价表》对烃源岩岩石热解地化录井分析进行综合评价。3、地化总结报告编写及资料上交

五、地化录井资料处理解释4、有关用于地化资料处理、解释、评价的参考性资料五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释五、地化录井资料处理解释解释、评价界面（解释图版二）五、地化录井资料处理解释六、地化录井资料的应用1、发现肉眼无法识别的油层常规录井方法主要是利用石油荧光特性来检测发现油气层的。石油荧光发射波长范围一般在250nm—600nm之间，轻质油荧光发光波长主峰波长均在380nm之前，而肉眼仅能观察到400nm以后的荧光，所以，对于发光范围主峰更为偏前的凝析油、轻质油荧光肉眼难以观察到，造成肉眼无法观察到而被错认为无显示。有些探区，常规录井发现许多显示层具有荧光特征，但因显示程度极低，无法达到常规荧光定名、定级标准，放置几小时后，不再具有荧光特征，用常规手段难以描述和解决。2、在混油泥浆条件下油气层识别方法混油泥浆是定向井常用的钻井液，它的使用给录井识别油气层带来困难。模拟实验和大量现场录井实践均表明，地化录井本身具有极强的抗污染能力以及有效的识别真假异常的方法，因此在定向井储层评价中发挥了重要作用。现场地化录井是随钻分析，岩心样品被泥浆浸泡一般小于12小时，岩屑样品小于1小时，泥浆来不及侵入样品内部，样品表面的污染经过清水冲洗后，污染很轻微，不影响对储层评价。井壁取心样品浸泡时间长，污染严重，须用下面的方法判别真假异常。

六、地化录井资料的应用2、在混油泥浆条件下油气层识别方法谱图法：录井前，每口井都要建立泥浆添加剂地化谱图库，将分析谱图与谱图库中的谱图对比，判别异常显示的真假。六、地化录井资料的应用2、在混油泥浆条件下油气层识别方法S0法：各种泥浆添加剂包括成品油不含气态烃，S0值很小，无S0峰，而地层异常显示常常有明显的S0峰。据此判别真假异常显示。六、地化录井资料的应用2、在混油泥浆条件下油气层识别方法对比法：是判别岩心和井壁取心是否污染有一个简单而有效的方法，就是将岩心中心部位和边缘部位分析值对比，中心部位大于边缘部位，说明样品无污染，反之则被污染。六、地化录井资料的应用3、判断储层原油性质（1）用地化谱图判断储层原油性质由于地化录井检测值和谱图随着储层原油性质变化而相应发生改变（见下图），从图中可以清楚地看到，不同性质原油的热解谱图，由凝析油到稠油S0由大到小完全没有，S1也是由大向小逐渐变化，而S2却是由无到少到大的变化。反映油质越轻，轻的组份越多，油质越重，重的组份越多，因而，利用该技术可在钻井过程中快速而准确地判断原油性质。六、地化录井资料的应用六、地化录井资料的应用六、地化录井资料的应用（2）用回归方程判断储层原油性质

利用地化烃值S1/(S1+S2)与试油原油密度进行相关分析得到回归方程：六、地化录井资料的应用5、估算储层产能利用地化录井资料结合P—K录井技术测得的各项参数可以计算出一个油层的产油能力。储层产能计算的公式为：Q=h×Φ2×kPg×OPI÷1000

式中：Q——储层产能（m3/d）；Φ——地层有效孔隙度（%）；h——油层有效厚度（米）；kPg—单位重量岩石中含油气量（kg/t）；OPI—油产率指数。六、地化录井资料的应用6、地化录井技术用于老井复查地化录井技术用于老井复查的技术原理：岩石中的原油由气态烃（Ｓ0）、液态烃（Ｓ1）、重烃（Ｓ2）组成。实践表明，岩石返出地面后，轻烃类（Ｓ0、Ｓ1）24小时损失量占总损失量的40％以上，以后挥发速度大幅度减慢，重烃含量相对较稳定。干样地化录井就是通过测定老井干岩屑、干岩心和井壁取心的含烃量，利用重烃性质稳定的特点，用类比法把它恢复到岩石原始含烃状态，然后利用一般地化录井原理进行评价。

六、地化录井资料的应用干样地化录井影响因素有三个：样品搁置时间、原油性质和样品类型。样品搁置时间越长，原油性质越轻，烃类损失越大，反之，损失就越小。岩屑样品烃类损失较大，岩心和井壁取心样品烃类损失相对较小。

六、地化录井资料的应用老井复查是老区滚动勘探的一个新课题，需要新技术、新方法和创新思维以及勘探开发新成果的综合应用，方能事半功倍。干样地化录井技术是一种新技术，实践证明了它是一种行之有效的老井复查方法，对低阻、低孔、低渗油层的发现与评价更有其独到之处。这种“三低”油层，电测