地化录井技术在H区的应用

吴 頔，肖 飞，葛政廷，吉少文，朱桦筠，宋佳伟，汪 洋，黄延明，陈 峻

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西 西安 710020）

1 区域地质概况与勘探难题

H 新区位于H 油田东部，地处定边县H 镇等五个乡镇境内，面积约616 km2。已有的探评井不能支撑对该区的砂体进行精准刻画，所有通过该区生产气井进行中生界测井二次解释与三维地震反演相结合，精细砂体展布，寻高低，找圈闭。发现该区主要含油层为Y8、Y9、Y10 和三叠系延长组。侏罗系构造表现为低幅鼻状隆起，在平面上呈串珠状分布，油藏分散，大多主控因素是构造控制，但局部存在受物性、岩性、构造多重因素共同影响的小圈闭，导致油水关系复杂[1]。

由于新区勘探开发刚处于起步阶段，缺乏试油试采资料，潜力评价区的砂体和油藏刻画还需大量新井控制，产建实施具有不可控性，同时受到沉积和埋深的影响，储层可能受到生物降解作用而导致氧化破坏，油质发生变化，成为残余油层，储层油气水关系更为复杂，虽然地质录井与测井曲线显示良好，但试油效果与解释结果相差巨大。

使用平常地质录井方法不能高精度辨认含油层系。特别引入地化录井，其中岩石热解和热解气相色谱采用直接对样品进行热分析的技术从而得到挥发和裂解的烃类来评价储集层[2]，这项技术能够高精度辨别储层流体性质，判断含油层是否有建产能力，确定油水含量。

2 地化录井解释评价

地化录井技术分为岩石热解分析和热解气相色谱分析[3]，主要表现为利用特殊仪器分析化验岩心中决定油气含量的烃数据，包括烃组分含量及分布特征，可用于判别储集层含油能力。

岩石热解分析主要参数包括S1，S2，S0，Tmax 等直接参数和Pg，Ps，OPI 等相关参数，这些参数能对储集层流体性质进行有效的识别与评价，具有直接、快速、准确发现油气显示和评价油气层等特点[4]。

2.1 分析参数及计算公式

（1）S0：单位质量岩样中烃含量（气态烃）[5]，mg/g；

（2）S1：单位质量岩样中烃含量（液态烃）[5]，mg/g；

（3）S2：单位质量岩样中烃含量（液态烃）[5]，mg/g；

（4）Tmax：裂解烃S2 峰顶温度，℃；

（5）Pg=S0+S1+S2：储层含油气总量Pg，表示mg烃/g 岩石；

（6）GPI=S0/（S0+S1+S2）：储层含气指数；

（7）OPI=S1/（S0+S1+S2）：储层含油指数；

（8）TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2）：储层含油气指数；

（9）Ps=S1/S2：原油轻重组分指数。

2.2 解释评价图版

通过分析2021-2022年在H 区新完钻的12 口开发井和探评井共计103 个数据点的地化录井数据，优选出相对有代表性的解释评判参数，总结出热解气相色谱形态法、S1 与Ps 识别图版、地化亮点与S1 交汇图版三种方法对含油层系进行定性与定量联合评判并有效建立了H 区含油层的解释评判准则。

2.2.1 热解气相色谱形态法-定性解释 本方法是通过直观查看热解气相色谱的谱图形态来初步判别储层含油性达到大致分类的作用。利用该方法可以得到包括碳数分布范围、主峰碳、∑nC21-/∑nC22＋、Pr/Ph 等相关参数，利用这些数据可以对储集层原油性质、真假油气显示进行判别[2]。因为鄂尔多斯H 油田范围产油层系性质大多为轻质油，原油性质相对稳定，在定性解释过程中并不需要考虑多重油质因素的影响。

（1）油层（油水同层）：峰值高且峰形丰满，谱图形态呈现正态分布，各成分含量齐全，C17～C21是主峰的分布范围，曲线形态与正常原油特点吻合，基线比较平直同时没有明显的隆起特征，证明该层没有经过生物降解的影响导致原油氧化；如果出现谱图基线抬升且异构烃含量升高等现象，这很可能代表储层已经受到生物降解作用所影响导致原油性质发生改变。油水同层与油层的峰值特征相似，同样饱和丰满，但峰值相比较存在一定幅度的下降。

（2）含油水层：C21以前的组分峰值高度较油层具有显著下降。直观看存在巨大差别，谱图形态不饱满，虽然组分齐全但是含量都不高，直接表现就是含油性变差。

（3）水层（干层）：峰值低或呈一条直线，组分不全，反映储集层含油性差；主峰碳不鲜明；基线平直或稍有抬升，储集层无明显含油特征[4]。

2.2.2 S1 与Ps 识别图版-定量解释 地化参数中的S1 值最重要的作用就是表征储集层液态烃的含量，经过前期研究，鄂尔多斯盆地延安组原油全部为轻质油[6]。即S1 值的大小同样也可体现储集层的含油丰度，S1 数值越大代表轻质油占烃总量的比重越高，越可能发育成油层；Ps 值越大表示岩石中S1 含量越高，液态烃组分增高，可动用的原油更多[6]。

通过统计H 区M13 井、H205 井等12 口井的26个试油层共103 个地化参数资料，结合S1 和Ps 创建地化解释图版（图1），发现规律性并不明显，误差点较多。主要反映为储集层较致密等储集层，轻质组分虽高，但热解烃总量数值同样较高，而产油效果差[1]；同样有轻质组分含量很少，但试油仍属于纯油层，图版应用性不强。

图1 S1-Ps 识别图版

2.2.3 S1 与地化亮点识别图版-定量解释 为了更精细的分辨识别含油层与水层，创新性的引入S1 和地化亮点两个敏感参数进行统计分析并创建解释图版。地化亮点的计算方法为Pg（S1/S2），其中的Pg 表示岩石中含烃总量，表示储集层的开发潜力；S1/S2 表示岩石中轻重组分的比重，是用来表征油气层特征的重要地化参数[7]。以这两种地化参数进行综合分析同样可以表征储层的含油特征。通过重新计算地化亮点等敏感参数后，对该区地化资料进行统计分析，发现该图版对于区分具有开发潜力的含油层和水层有明显区域（图2）。

图2 S1-地化亮点识别图版

其中误差点4 个，符合率96.11%。该图版可以识别出含油潜力层与水层，实现了由定性到定量的精准跨越。识别标准见表1。

表1 H 区地化敏感参数识别标准

3 应用分析

3.1 H241-62 井Y82 油层

H 井Y82层1 387.5～1 396.0 m，厚度8.5 m。灰褐色油斑细砂岩，油味不浓，基本无味。外部原油浸染色表现为灰褐色，含油岩屑占岩屑总量的5%～10%。湿样在荧光下颜色表现为黄色，现场试验点滴结果显示Ⅱ级，系列与标准比色卡比较下来结果为9 级，综合判定，将现场岩屑含油级别定为油斑[8]。

电测下来该井油层段视电阻率9.0 Ω·m，视孔隙度值为18.5%，含油饱和度值小于50%，为44.9%。视渗透率25.3 mD，时差260.23 μs/m，表示该段物性较好。虽然该段电阻率绝对值不高，但它与下部水层对比，电阻具有明显油水分异特征。最终综合录井及电测结果解释为油层。

该井段共分析岩屑样品8 块，岩石热解Pg 均值为1.1 mg/g，证明该段含油性一般，轻重比均值0.63，表示该段含油性质是中质油。首先直观查看该井的谱图特征，谱图形态不饱满，虽然组分齐全但是含量都不高，表现为含油水层的特征；其次将显示点投入到地化参数-S1 解释图版上，也落入含油水层区，经过定量与定性方法综合解释为含油水层。但是因为测井解释与地化分析结果相差过大，建议试油判断储集层性质。利用自清洁射孔方式求初产试油结果产水，证明虽然该井常规录井显示含油，但原油并不能有效被动用，地化录井解释结论较测井解释更准确。

4 结论

（1）地化录井既能通过图谱定性的判断含油总量和储层类别，又能定量的化验出储集层含烃参数的多少，结果具有一定准确性。

（2）通过对地化解释方法的研究，最终筛选出S1和地化参数作为重要表征参数，并创立了H 区地化录井解释评判图版，可高精度识别含油层与水层。该技术为H 区准确判别含油层系和后续勘探开发奠定了技术基础。

（3）由于H 区勘探开发刚处于起步阶段，缺乏试油试采资料，地化录井技术同样可以作为H 区测井的补充和校验手段，更精准化辨认含油层。