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[摘 要]针对地化录井分析的诸多影响因素，进行了实验和分析对比，指出了各类影响因素对地化录井分析结果的影响及解决对策，对提高地化录井分析精度，准确评价储集岩含油气情况具有一定的指导作用。
[关键词]地化录井 影响因素 参数 补偿 对策
中图分类号：TE26 文献标识码：A 文章編号：1009-914X（2016）21-0133-01
1 地化录井原理简介
地化录井分析原理是在热解炉中对生油层和储油层的岩石样品进行程序升温。岩石中的烃和干酪根在不同的温度下挥发和裂解，通过载气的携带使其与样品进行定性的物理分离，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID），将其浓度的变化经过放大器放大为相应的电信号，经微机进行运算处理，记录各组份的含量和峰顶温度（Tmax），予以评价生、储油岩的优劣，广泛适用于石油录井行业的储油岩和生油岩的分析评价。
2 储油岩热解地化录井的影响因素
岩心、井壁取心、岩屑等储油气岩石热解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：
2.1 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，储集油岩中的油气体积将发生改变，储层中油气沿着裂缝、孔隙向井筒中不断渗逸；储层的孔隙度、渗逸率越好，油气的渗逸就越多；储层中的原油密度越小，粘度越小，油气渗逸也就越多。因此，造成储油岩总含烃量减少，并使储层中油气体积变小。
2.2 钻井液的冲刷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刷带走。因此，岩样热解分析值有不同程度的减小。据实际资料统计，井眼越深，井温就越高，根据地温梯度，每百米增加1℃～2℃，推算在3000m地层中井温将是60℃以上，另外，钻屑在井筒中运行时间越长，受钻井液冲刷时间就越长，岩样所含油气损失也越大。显示在岩样热解分析参数上，代表气态烃的S0值近似为零，S1烃值损失50%以上；蜡、重烃及胶质、沥青质峰S2烃值因重烃含量高，损失较少。储层含油质越轻，其轻烃损失就越大。
2.3 不同录井方式获取的岩样分析值差异性
岩心、岩屑、井壁取心三种不同地质录井方式获取的岩样，在同一层位、同一深度岩样热解分析参数值差别很大。
（1）密闭取心样品热解分析参数值比其他录井方式样品热解参数值高。因钻井密闭液封闭作用，使岩心从井底取至地面出岩心筒，都在密闭情况下进行的，岩心中的油气基本无效散失，岩热解分析的参数值可以用来计算原始含油饱和度。
（2） 普通岩心样品的烃类损失：普通岩心在取心钻进过程中，岩心要受钻进液的冲刷作用，钻井液密度、温度等变化对岩心的作用，以及岩心从井底眼上至地面出筒时受外界温度、压力等因素的影响，使岩心中溶解气不断随压力减小而排出，并带出一部分液体；并且还会使储层中的原油体积发生收缩，钻井液密度变化形成渗滤作用，也赶走部分油气，综合上述几种因素，普通岩心样品热解烃值比密闭取心样品烃值减少约50%左右。
（3） 井壁取心岩样热解烃类损失：钻井过程中，井壁长时间受钻井液浸泡、冲刷，以及在液柱压力与地层压力差作用下，钻井液不同程度地渗透到储层井壁的孔、缝中去，形成冲洗带和侵入带。带中的油气水等液体或被冲洗掉，或被封堵住。储层孔隙度、渗透率越好，形成的冲洗带和侵入带就越宽，此二带中的油气被排逐就越严重。井壁取心样品一般多数取的冲洗带或侵入带壁心，岩样热解分析烃的参数值比岩心热解分析的烃值低20%～40%左右。
（4） 岩屑样品热解烃类损失：储层由于受钻头破碎屑状，以及岩屑从井底返到地面时受井眼内钻井液的反复冲刷，颗粒外表孔隙中的油气一部分被冲刷掉，岩屑内部仅存少量油气，如果储层胶结致密，孔隙度、渗透率差时，岩屑中的油气残留量多些。
2.4 岩样放置时间对热解分析结果的影响
由于现场录井条件所限，地化录井不能口口井都在现场进行，有时送样到化验室分析。所送样品一般是干样，密封不好，常常暴露在空气中。岩样暴露时间长短不一，少则几天，多则几个月。岩样取回及时进行热解分析和放一段时间后再分析，其烃值差别很大。
2.5 岩样挑选和制备对热解烃值的影响
岩屑挑样、井壁取心、岩心取样，其代表性以及岩样热解前的制备都会影响岩石热解分析参数的大小及真假。陆相碎屑岩岩性变化，储油岩的物质纵向上和横向上也有很大差异，因而油层的非均质性异常突出。同一层、同一深度的岩样取样位置不同，热解分析参数相差很大，岩样热解分析次数过少，其代表性更差，不能正确评价储层性质；岩屑挑样不准，分析间距过稀也会造成评价储层失真。地化录井取样送样要求挑选真岩屑，做到瓶装、水泡、密封岩样，尽量减少烃类损失。增加分析次数，才能对储层评价有较高的符合率，取样越密，热解分析次数越多，储层评价的准确性就越强。
岩样制备目的是清除外来污染物、钻井液及添加剂的污染。这些物质多是含重烃的有机物，对岩屑污染较重，往往造成分析烃值失真，处理办法是将岩屑样在清水中浸泡，除去污染，同时对含油岩屑还起到减少暴露在空气中烃类损失的作用。对岩心样品，待上机热解分析时再取岩心里面的岩样；井壁取心样品除去泥饼取未被钻井液渗滤部位。
3 储油岩热解分析参数的补偿
从石油烃类组成物性区分，C1～C7烃呈气态，最易挥发，一般热解时，S0值极低；大于C7的烃类呈液态，一般轻质原油、中质原油含轻烃较高，易挥发，而且随着温度的增高挥发量不断增加，所以储油岩热解前S1烃值已损失较大，分析获得的是残余烃值；而重质油多为C16以上的烃类，在较高温度下才蒸发，所以重质原油储层分析的参数值，基本无损失。储油岩热解分析参数烃类的补偿下才蒸发，只针对轻质原油和中质原油储层。
岩石热解分析烃值损失补偿方法：普通岩心对应密闭取心热解值进行补偿；适当考虑岩心放置时间的补偿；岩屑热解分析值补偿首先是岩样放置时间烃值损失，干湿岩屑样热解分析烃值差异的补偿，井壁取心热解烃值补偿基本与岩心热解分析烃值补偿相近。因井壁取心岩样热解的及时性，一般没有放置时间烃类损失的补偿。各类岩样热解烃值损失补偿时，要考虑储层物性、含油级别、原油性质等。
3.1 岩心热解烃值的补偿
岩心的含油级别的饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光等，据统计，岩样的含油级别与烃类损失有一定的相关性。通常，岩心含油越饱满，烃类损失越大，岩心中所含原油越轻，岩心烃类损失也越大。因此，岩心热解烃值的补偿采取两部分进行，首先将岩心按照油浸级别划分上下段，再参考岩心放置时间长短及岩心中原油性质取适当补偿系数。
3.2 井壁取心烃类损失补偿系数
井壁取心岩样热轻烃与重轻的损失，补偿系数不同于普通岩心。含油储层越疏松，孔隙度、渗透率越好，烃类损失越多；岩性越致密，则烃类损失越小。按照井壁取心含油级别，岩性致密程度，取不同的烃类补偿系数。
3.3 岩屑热烃值的补偿
岩屑录井受钻井井深、钻井液温度、密度等作用，使岩屑中所含烃类损失极大；另外岩屑凉晒、放置时间过长等使含油岩屑中仅存的一点烃也所剩无几。岩屑热解分析烃值的补偿首先是放置时间烃类损失补偿，然后按照井深、储油岩的含油级别、岩性致密程度分别进行岩屑热解烃类损失的补偿。或者根据储油岩原油性质，取干岩屑热解烃类补偿系数。
参考文献：
[1]丁莲花，等.岩石热解地球化学录井[M].北京：石油大学出版社，1993.
[关键词]地化录井 影响因素 参数 补偿 对策
中图分类号：TE26 文献标识码：A 文章編号：1009-914X（2016）21-0133-01
1 地化录井原理简介
地化录井分析原理是在热解炉中对生油层和储油层的岩石样品进行程序升温。岩石中的烃和干酪根在不同的温度下挥发和裂解，通过载气的携带使其与样品进行定性的物理分离，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID），将其浓度的变化经过放大器放大为相应的电信号，经微机进行运算处理，记录各组份的含量和峰顶温度（Tmax），予以评价生、储油岩的优劣，广泛适用于石油录井行业的储油岩和生油岩的分析评价。
2 储油岩热解地化录井的影响因素
岩心、井壁取心、岩屑等储油气岩石热解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：
2.1 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，储集油岩中的油气体积将发生改变，储层中油气沿着裂缝、孔隙向井筒中不断渗逸；储层的孔隙度、渗逸率越好，油气的渗逸就越多；储层中的原油密度越小，粘度越小，油气渗逸也就越多。因此，造成储油岩总含烃量减少，并使储层中油气体积变小。
2.2 钻井液的冲刷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刷带走。因此，岩样热解分析值有不同程度的减小。据实际资料统计，井眼越深，井温就越高，根据地温梯度，每百米增加1℃～2℃，推算在3000m地层中井温将是60℃以上，另外，钻屑在井筒中运行时间越长，受钻井液冲刷时间就越长，岩样所含油气损失也越大。显示在岩样热解分析参数上，代表气态烃的S0值近似为零，S1烃值损失50%以上；蜡、重烃及胶质、沥青质峰S2烃值因重烃含量高，损失较少。储层含油质越轻，其轻烃损失就越大。
2.3 不同录井方式获取的岩样分析值差异性
岩心、岩屑、井壁取心三种不同地质录井方式获取的岩样，在同一层位、同一深度岩样热解分析参数值差别很大。
（1）密闭取心样品热解分析参数值比其他录井方式样品热解参数值高。因钻井密闭液封闭作用，使岩心从井底取至地面出岩心筒，都在密闭情况下进行的，岩心中的油气基本无效散失，岩热解分析的参数值可以用来计算原始含油饱和度。
（2） 普通岩心样品的烃类损失：普通岩心在取心钻进过程中，岩心要受钻进液的冲刷作用，钻井液密度、温度等变化对岩心的作用，以及岩心从井底眼上至地面出筒时受外界温度、压力等因素的影响，使岩心中溶解气不断随压力减小而排出，并带出一部分液体；并且还会使储层中的原油体积发生收缩，钻井液密度变化形成渗滤作用，也赶走部分油气，综合上述几种因素，普通岩心样品热解烃值比密闭取心样品烃值减少约50%左右。
（3） 井壁取心岩样热解烃类损失：钻井过程中，井壁长时间受钻井液浸泡、冲刷，以及在液柱压力与地层压力差作用下，钻井液不同程度地渗透到储层井壁的孔、缝中去，形成冲洗带和侵入带。带中的油气水等液体或被冲洗掉，或被封堵住。储层孔隙度、渗透率越好，形成的冲洗带和侵入带就越宽，此二带中的油气被排逐就越严重。井壁取心样品一般多数取的冲洗带或侵入带壁心，岩样热解分析烃的参数值比岩心热解分析的烃值低20%～40%左右。
（4） 岩屑样品热解烃类损失：储层由于受钻头破碎屑状，以及岩屑从井底返到地面时受井眼内钻井液的反复冲刷，颗粒外表孔隙中的油气一部分被冲刷掉，岩屑内部仅存少量油气，如果储层胶结致密，孔隙度、渗透率差时，岩屑中的油气残留量多些。
2.4 岩样放置时间对热解分析结果的影响
由于现场录井条件所限，地化录井不能口口井都在现场进行，有时送样到化验室分析。所送样品一般是干样，密封不好，常常暴露在空气中。岩样暴露时间长短不一，少则几天，多则几个月。岩样取回及时进行热解分析和放一段时间后再分析，其烃值差别很大。
2.5 岩样挑选和制备对热解烃值的影响
岩屑挑样、井壁取心、岩心取样，其代表性以及岩样热解前的制备都会影响岩石热解分析参数的大小及真假。陆相碎屑岩岩性变化，储油岩的物质纵向上和横向上也有很大差异，因而油层的非均质性异常突出。同一层、同一深度的岩样取样位置不同，热解分析参数相差很大，岩样热解分析次数过少，其代表性更差，不能正确评价储层性质；岩屑挑样不准，分析间距过稀也会造成评价储层失真。地化录井取样送样要求挑选真岩屑，做到瓶装、水泡、密封岩样，尽量减少烃类损失。增加分析次数，才能对储层评价有较高的符合率，取样越密，热解分析次数越多，储层评价的准确性就越强。
岩样制备目的是清除外来污染物、钻井液及添加剂的污染。这些物质多是含重烃的有机物，对岩屑污染较重，往往造成分析烃值失真，处理办法是将岩屑样在清水中浸泡，除去污染，同时对含油岩屑还起到减少暴露在空气中烃类损失的作用。对岩心样品，待上机热解分析时再取岩心里面的岩样；井壁取心样品除去泥饼取未被钻井液渗滤部位。
3 储油岩热解分析参数的补偿
从石油烃类组成物性区分，C1～C7烃呈气态，最易挥发，一般热解时，S0值极低；大于C7的烃类呈液态，一般轻质原油、中质原油含轻烃较高，易挥发，而且随着温度的增高挥发量不断增加，所以储油岩热解前S1烃值已损失较大，分析获得的是残余烃值；而重质油多为C16以上的烃类，在较高温度下才蒸发，所以重质原油储层分析的参数值，基本无损失。储油岩热解分析参数烃类的补偿下才蒸发，只针对轻质原油和中质原油储层。
岩石热解分析烃值损失补偿方法：普通岩心对应密闭取心热解值进行补偿；适当考虑岩心放置时间的补偿；岩屑热解分析值补偿首先是岩样放置时间烃值损失，干湿岩屑样热解分析烃值差异的补偿，井壁取心热解烃值补偿基本与岩心热解分析烃值补偿相近。因井壁取心岩样热解的及时性，一般没有放置时间烃类损失的补偿。各类岩样热解烃值损失补偿时，要考虑储层物性、含油级别、原油性质等。
3.1 岩心热解烃值的补偿
岩心的含油级别的饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光等，据统计，岩样的含油级别与烃类损失有一定的相关性。通常，岩心含油越饱满，烃类损失越大，岩心中所含原油越轻，岩心烃类损失也越大。因此，岩心热解烃值的补偿采取两部分进行，首先将岩心按照油浸级别划分上下段，再参考岩心放置时间长短及岩心中原油性质取适当补偿系数。
3.2 井壁取心烃类损失补偿系数
井壁取心岩样热轻烃与重轻的损失，补偿系数不同于普通岩心。含油储层越疏松，孔隙度、渗透率越好，烃类损失越多；岩性越致密，则烃类损失越小。按照井壁取心含油级别，岩性致密程度，取不同的烃类补偿系数。
3.3 岩屑热烃值的补偿
岩屑录井受钻井井深、钻井液温度、密度等作用，使岩屑中所含烃类损失极大；另外岩屑凉晒、放置时间过长等使含油岩屑中仅存的一点烃也所剩无几。岩屑热解分析烃值的补偿首先是放置时间烃类损失补偿，然后按照井深、储油岩的含油级别、岩性致密程度分别进行岩屑热解烃类损失的补偿。或者根据储油岩原油性质，取干岩屑热解烃类补偿系数。
参考文献：
[1]丁莲花，等.岩石热解地球化学录井[M].北京：石油大学出版社，1993.