古龙页岩油储层岩石热解参数S1值校正方法

王 俊 杨世亮 张丽艳 肖光武 张艳茹 李 菁

(中国石油大庆油田钻探工程公司地质录井一公司)

0 引 言

大庆油田古龙页岩油储层具有非均质性强、气油比高、流动性好、轻烃挥发快等特点，含油性准确评价难度非常大。岩石热解分析技术是页岩油储层最主要的含油性评价录井技术，但以岩屑或常规岩心样品为分析对象的该项技术，在水平井和直井中分别受到油基钻井液污染和轻烃逸散挥发影响较严重，导致关键评价参数失真。因此，储层含油性评价必须首先破解污染剔除和轻烃挥发校正的难题。

岩石热解分析技术是利用程序升温原理对岩石样品中可热蒸发和热解的烃类含量进行定量测定的一种方法，其检测的参数主要为S0、S1、S2、Tmax。其中S1为300℃时测得的C8-C29轻质及中质烃类组分的液态烃含量，主要用来评价页岩油储层中游离烃的含烃量，是一项对页岩油储层进行含油性评价和勘探储量评价均非常重要的参数[1-6]。

1 古龙页岩油储层含油性评价面临的困难

目前，大庆油田古龙页岩油水平井录井项目只有岩屑录井、气测录井。以岩屑为分析对象的岩石热解数据S1值，由于受到油基钻井液有机溶剂的污染，严重失真无法真实反映储层的含油性变化特征(表1)，致使页岩油水平井缺少准确的含油性评价参数，迫切需要寻找一种油基钻井液体系下的岩石热解S1值校正方法，使其校正至水基钻井液状态下。

表1 GY 3HC井导眼井与水平井两种钻井液体系下的岩石热解数据

水基钻井液体系下的岩屑与常规岩心相比，在上返过程中由于受钻井液冲刷以及在地面清洗过程中会发生大量轻烃挥发，严重影响测量值的准确性，需要将测量值校正至常规岩心状态。

常规岩心与保压冷冻岩心相比，常规岩心在井筒内压力释放及出筒后的常温放置中依然会有部分烃类损失，同样需要进行轻烃挥发恢复校正。

2 岩石热解关键参数校正方法研究

针对油基钻井液污染S1值的影响，优选未污染的岩石热解参数，根据岩石热解分析标准中TOC计算公式，间接求取S1校正值，实现污染剔除校正。水基钻井液体系中岩石热解分析样品主要为岩屑、常规岩心、保压岩心，其中保压冷冻岩心样品分析数值最接近地层真实数值，常规岩屑、岩心均有不同程度的轻烃挥发逸散损失，不同程度低于地层原始值。大庆油田勘探开发研究院的实验表明，生油岩成熟度是影响古龙页岩油储层轻烃挥发的首要因素，于是按成熟度区间，开展实验分析，进行数据统计。应用相同位置的岩屑、常规岩心、保压岩心样品，逐级建立S1挥发恢复校正公式，将岩屑、常规岩心样品S1测量值均校正至保压岩心状态，提高该项资料纵向上单井层与层之间，以及横向上井与井之间的可比性。

2.1 油基钻井液污染校正方法

油基钻井液中的柴油等添加剂会污染岩屑样品，深入样品孔隙中的有机溶剂无法通过浸泡、清洗等物理化学方法定向祛除，在热解时会产生大量烃类，导致岩屑热解S1值失真，严重影响储层含油性评价，因而需要对这项参数进行污染剔除校正。

姜亚辉[7]应用S2参数进行拟合分析，建立了致密砂岩储层油基钻井液S1值校正方法，但该方法在古龙页岩油储层应用效果不理想，于是重新梳理相关参数，寻找新的校正方法。

2.1.1 关键参数优选

分析GB/T 18602-2012《岩石热解分析》中TOC求取公式TOC=0.083(S0+S1+S2)+0.1S4发现，气态烃(S0)、液态烃(S1)、裂解烃(S2)、残余碳(S4)在总有机碳TOC中呈固定比例。由于S0测量值很小，当把(S0+S1)值合为S1值后，TOC与S1、S2、S4均可以建立线性回归关系。因此，尝试通过求取TOC校正值，间接求取S1校正值。

油基钻井液有机溶剂主要是柴油，其主要成分为C10-C22的烃类。S2值为300～600℃测得的大于C33的重质原油及沥青质组分，S4值为600～900℃测得的分子量更大的残余碳。开展实验分析，将油基钻井液浸泡后的岩屑样品进行岩石热解分析，对比发现油基钻井液对S2、S4值影响均较小(表1)，这两项参数均可作为校正TOC的关键参数。

进一步分析发现，复合参数(0.083S2+0.1S4)与TOC的相关性更好，TOC校正值与实测值吻合率高达97.6%，绝对误差在0.06%左右，反映该方法具有很好的适用性(表2)。

2.1.2 油基钻井液岩屑S1值污染剔除校正方法

首先利用水基钻井液下的岩屑S1数据，建立复合参数(0.083S2+0.1S4)与TOC值的线性关系式，求取TOC校正值，再依据GB/T 18602-2012《岩石热解分析》中TOC求取公式TOC=0.083(S0+S1+S2)+0.1S4，推导出S1值的计算公式，即将TOC校正值和S2、S4实测值代入该式，从而获得S1校正值。

应用导眼井(水基钻井液)岩屑热解分析数据进行线性回归拟合，以(0.083S2+0.1S4)为横坐标，TOC实测值为纵坐标(图1)，进行相关性分析，建立TOC校正公式：

TOC校正=1.24(0.083S2+0.1S4)

依据GB/T 18602-2012《岩石热解分析》中TOC求取公式可推导出，S1校正=1.20(10TOC校正-S4)-S2-S0，由于S0数值较小，一般小于0.01 mg/g，与其他几项参数值相比可忽略不计，故油基钻井液S1校正=1.20(10TOC校正-S4)-S2。

表2 TOC值校正误差分析

图1 TOC与S2、S4 组合参数相关性分析

将古龙页岩油储层油基钻井液水平井S1校正值与水基钻井液导眼井相同深度的岩屑S1实测值进行对比，相关性为86.0%，绝对误差平均为0.36 mg/g(表3)，误差较小，反映该方法实用性较强。

2.2 水基钻井液挥发恢复校正方法

与保压冷冻岩心相比，常规岩心在压力释放、常温放置等过程中存在不同程度的挥发逸散，导致常规岩心的岩石热解分析数据明显低于保压岩心，造成常规岩心分析数据无法与保压岩心分析数据直接进行井间定量对比。因此，需要对常规岩心样品S1值进行恢复校正。

表3 S1值校正误差分析

另一方面，与常规岩心样品相比，岩屑样品从井底上返至井口需要更长的时间，以及清洗等多种因素，导致岩屑样品S1值较常规岩心S1值低很多，这就急需一种将岩屑样品S1值恢复至常规岩心状态下的方法，来校正烃类的损失。

因此，若想获取地层原始液态烃含量，需要先将岩屑样品S1值校正至常规岩心状态下，再将常规岩心S1值恢复至保压岩心状态。

2.2.1S1挥发校正方法(岩屑校正)

由于岩屑样品受钻井液的浸泡和冲洗导致轻烃挥发严重，影响到含油性评价结果的准确性，岩屑S1值需要校正至常规岩心状态[7]。

在钻井及向地面提升的过程中，岩屑中大部分烃类损失。这是由于在钻井过程中，钻井液对岩屑的强烈冲刷作用，以及随着岩屑从井底被钻井液提升到地面的过程中，岩屑孔隙中的轻烃随着井内压力的不断减小而逸出，加之岩屑上返中受到钻井液以及返出后受到清水反复清洗，岩屑外部的轻烃挥发殆尽[8]。

大庆勘探开发研究院的研究表明，页岩成熟度是影响古龙页岩油储层轻烃挥发的首要因素，成熟度越高，原油流动性越好，挥发量越大，镜质体反射率Ro是反映页岩油储层成熟度的一项重要参数。统计古龙地区10余口常规岩心、岩屑同步分析数据，结合岩心实测Ro数据，建立岩屑S1挥发校正公式，即校正系数a=3.93Ro2-7.36Ro+4.67(表4、图2)。

岩屑S1实测值乘以挥发校正系数a，即可获得常规岩心状态下的S1值，即:S1校正=aS1岩屑。

表4 S1校正系数统计

图2 S1校正系数a公式求取

2.2.2S1恢复校正方法(常规岩心校正)

与保压钻井取心相比，常规钻井取心岩心在井筒内及出筒后受压力释放的影响，以及清洗中受清洗液冲刷的影响依然会有部分烃类损失，需要进行轻烃挥发恢复校正。

应用保压岩心，开展岩心解压、解冻实验，建立保压岩心与常规岩心S1挥发恢复值与Ro拟合方程，求取恢复系数(图3)。

图3 S1恢复系数A公式求取

恢复系数求取公式为：

A=46.44Ro4-281.73Ro3+632.06Ro2-

618.75Ro+223.84

式中：A为恢复系数，无量纲；Ro为镜质体反射率，%。

恢复校正公式如下：

S1恢复=AS1岩心(或S1恢复=AS1校正)

式中：S1恢复为岩心、岩屑S1的恢复值，mg/g；S1岩心为岩心实测S1值，mg/g；S1校正为岩心、岩屑S1的校正值，mg/g。

3 应用效果分析

3.1 AP 1井

以A 1井及AP 1井为例介绍岩屑热解S1值油基钻井液污染校正效果。AP 1井的目标靶层为A 1井的63-65号层，依据实钻轨迹分析，AP 1井从井深2 150.0 m开始造斜，于井深2 738.0 m进入水平段，水平段长1 562.0 m。AP 1井入靶后，下探找层，钻穿63、64、65号层，至66号层上部完钻。

将AP 1井造斜段依照电测曲线分为7段，将校正的S1、TOC数据与导眼对应位置的S1、TOC值进行对比发现，各段数值较接近(表5)，其中S1校正平均值较水基钻井液导眼井段高0.22～0.84 mg/g，TOC校正值较水基钻井液高0.01%～0.19%，反映该校正方法具有较好的适用性。

将校正后的数值依据“S1恢复校正方法”进一步恢复至保压状态下，由于AP 1井对应导眼井段Ro为1.40%，带入恢复系数公式中，求取恢复系数为1.76，进而将AP 1井S1校正值乘以恢复系数1.76，得到最终的S1恢复值，该值与测井计算S1值相对误差为4.11%，相关性达到89.9%，反映了数据的可靠性。

表5 A 1井与AP 1井S1、TOC数据对比

依据该校正方法，AP 1井水平段解释17层，厚1 562.0 m，其中页岩油一类层15层，厚1 351.6 m；页岩油二类层2层，厚210.4 m。AP 1井压后自喷，日产油26.79 t，工业油层(图4)。

图4 AP 1井水平段解释综合图

3.2 GY 3HC井

以GY 3HC井为例介绍水基钻井液岩屑热解S1值挥发恢复校正方法效果。该井进行了保压岩心、水基钻井液岩屑热解分析实验，来验证岩屑岩石热解分析S1值挥发校正方法的准确性。

将Ro数据分别带入岩屑热解S1挥发校正公式和恢复公式后，分别求得校正系数为1.80、恢复系数为1.41，恢复校正后岩屑S1值较保压岩心实测值高约0.33 mg/g，相对误差为4.02%，反映岩屑S1值恢复校正后数值较准确(表6)。

表6 GY 3HC井保压岩心、岩屑S1数据对比

4 结论与建议

(1)针对古龙页岩油油基钻井液体系中岩石热解S1值受污染严重问题，优选未被污染的S2、S4为复合参数，分别进行TOC、S1校正，获得水基钻井液体系校正值，解决了页岩油油基钻井液水平井含油性准确评价的难题。

(2)水基钻井液体系中岩屑、常规岩心与保压岩心相比，均存在不同程度的轻烃挥发逸散，结合地层成熟度建立S1值挥发恢复双级校正方法，实现了该参数井间定量对比应用。

(3)影响古龙页岩油储层岩屑、常规岩心轻烃挥发逸散的因素较多，本文只考虑了最主要因素(地层成熟度)。此外，岩石孔隙度、岩屑粒径、钻井液浸泡时间等都会影响到轻烃损失量，因此水基钻井液S1值挥发恢复校正方法需要继续完善。