地化录井低级另显示层识别与评价

周金堂　　　　　　　　　　　赵斌
(河南油田地质录井公司)　　(大港油田地质录井公司)

　　[摘　要]：地化录井对取样对象及分析条件要求较高，因而对轻质油层、凝析油层以及低孔低渗油气层等的低级识别显示层的解释评价符合率相对较低。该文分析了低级别显示层的形成原因，阐明了烃类比值法识别这类储集层的理论，提出了地化录井识别和评价这类储集层的方法——比值法和剖面法。指出“地化剖面分析是储集层评价的基础，烃类恢复系数是储集层评价的关键”的论点，为指导地化录井低级别显示层的解释评价提出了具体的方法。
　　[关键词]：地化录井低级别显示层比值法地化剖面法烃类恢复系数轻重比

　　低级别显示层是指那些按常用标准和方法不能定为油气异常，但能获得工业油气流的各种储集层。这些层主要表明为地质录井荧光级别低或无荧光，定量荧光录井和地化录井参数值低，达不到异常标准。 PDC钻头岩屑、深井超深井钻探岩屑、轻质油层、凝析油层、气层，以及低孔低渗油气层、裂缝油气层和碳酸盐层都可以开成低级别显示层，而且随着钻井技术发展和勘探对象的深入，低级别显示层将越来越多。低级别显示层形成的直接原因是由于岩石在钻井过程中烃类损失，模拟实验表明，岩石烃类损失主要的因素有两个，一是原油性质，另一个是岩屑颗粒大小。

　　地化录井识别显示层常规方法有两种，即“地化谱图法”、“绝对值法”。地化谱图法是利用谱图特征识别油气显示，谱图是地化录井最原始资料，也是最快、最直观反映储集层油气显示第一手资料。普通的烃类显示在地化谱图上显示明显，主要表现在三个方面，一是它的幅度可以判别油气显示的级别；二是利用 S₀ 峰的大小，可以判别显示的真假；三是利用 S₁ 峰和 S₂ 峰的相对大小，可以判别原油类型。

　　绝对值法就是利用地化分析原始值判别异常显示，是常用的方法，也是最简单的方法，给出一个标准，地化软件可以自动识别显示层。砂岩储集层常用的标准是 S₀+S₁＞0.3mg/g和TPI＞0.4。

　　低级别显示层地化谱图不明显，异常值的绝对值常常小于0.3mg/g，达不到一舰异常显示标准，用“地化谱图法”、“绝对值法”已不能识别这类显示，因此，地化录井常常漏掉这些异常层。

　　在2001年度低孔低渗地化录井项目和2002年度碳酸盐岩地化录井项目的研究过程中，我们发现了一些地化录井没有解释和解释为水层或干层，但是，试油为产油层甚至高产层。通过对地化参数和剖面分析，我们发现，这些层虽然含烃量很低，属于水层、干层，但是它们烃类比值如GPI、OPI、TPO、p₁、p₂、p₃、p₄和轻重比B[定义为岩石中烃类轻组分与重组分之比，即（S₀+S₁）/S]等地化参数以及它们的地化剖面具有明显油气层的特征。在此基础上，总结了识别低级别显示层的两种方法即“比值法”和“地化剖面法”。

　　比值法就是利用地化录井各种烃类的比值（如GPI、OPI、TPO、p₁、p₂、p₃、p₄和B）判别异常显示，实际资料表明，轻重比（B）应用于低级别显示层效果最好。

　　(1)烃类比值判别油气显示的理论依据之一是异常显示层和非异常显示层的烃类比值有明显的区别。表1列出了异常显示层（包括各种类型原油和天然气）和非异常显示层（包括常用钻井液添加剂、碳质砂岩等）的烃类比值，可以明显看出，前者TPI＞0.45，B＞0.8，而后者TPI＜0.45，B＜0.8，两者GPI也有明显差别，因此利用这种差别可以识别显示层和非显示层。

类别	岩　　性	S₀(mg/g)	S₁(mg/g)	S₂(mg/g)	GPI	TPI	B
异常显示层	含天然气白云岩	0.24	0.02	0.03	0.83	0.90	8.59
	含凝析油砂岩	2.08	6.24	0.66	0.23	0.93	12.61
	含轻质油砂岩	0.55	2.55	0.38	0.16	0.89	8.16
	含中质油砂岩	0.46	10.41	3.79	0.03	0.74	2.87
	含稠油砂岩	0.00	80.05	9.99	0.00	0.45	0.81
非异常显示层	灰褐色页岩	0.00	0.56	8.37	0.00	0.06	0.07
	深灰色泥岩	0.00	0.32	6.58	0.00	0.05	0.05
	含碳质砂岩	0.00	0.45	4.20	0.00	0.10	0.11
	抗高温抗盐降滤失剂	0.24	5.52	124.34	0.00	0.04	0.05
	磺甲基酚醛树脂SMPI	0.20	1.24	16.69	0.01	0.08	0.09
	褐煤树脂SPNH	0.30	0.22	35.39	0.01	0.01	0.01
	烙铁木质素磺酸盐FQLS	0.29	12.92	45.41	0.00	0.23	0.29
	屏蔽暂堵剂BPI	0.07	18.70	53.15	0.00	0.26	0.35
	油气层加重剂BYT1	0.04	0.02	1.51	0.02	0.04	0.04
	超细碳酸钙	0.01	0.36	0.50	0.01	0.42	0.74
	水丙聚乙烯钾铵盐	0.04	11.79	81.25	0.00	0.13	0.15
	磺化沥青	0.67	5.83	8.95	0.04	0.42	0.73

　　第二个依据是烃类比值在录井过程中的稳定性。模拟实验表明，岩石在井筒中受钻井液冲刷，含烃量(S₀、S₁、S₂)降低，而烃类比值(TPI、B)则保持相对稳定。表2是含油岩心磨碎成岩屑后烃类损失的模拟实验结果，可以看出，当岩屑颗粒逐渐减小时，含烃量损失逐渐增大，p_g由3.51mg/g减小为0.61mg/g，减小了475%。但是，在含烃量损失过程中，烃类比值的减小不明显，TPI由原始的0.81减小为0.75，B由原始的4.40减小为3.07，分别减小了8%和43%。说明烃类比值的递减速度比含烃量的递减速度小得多，因此用比值法就可以识别烃类损失严重的低级别显示层。

岩屑大小(mg)	S₀	S₁	S₂	p_g	TPI	K	B
岩屑原始值	0.30	2.56	0.65	3.51	0.81	1.00	4.40
50	0.15	2.19	0.50	2.84	0.82	1.24	4.68
38	0.24	2.06	0.39	2.69	0.86	1.30	5.90
27	0.07	2.31	0.49	2.87	0.83	1.22	4.86
14	0.10	1.14	0.26	1.50	0.83	2.34	4.77
5	0.08	0.96	0.29	1.33	0.78	2.64	3.59
2	0.04	0.56	0.11	0.71	0.85	4.94	5.45
1	0.04	0.42	0.15	0.61	0.75	5.75	3.07

　　通过对表1中显示层和非显示层烃类比值分析，可以确定比值法判别异常显示的下限标准为：B＞0.8或TPI＞0.45。

　　表3是塔河油田S94井石炭系5526～5530m浅灰色细砂岩地化分析结果，由于井太深以及用PDC钻头钻进，岩屑呈散粒状，地化录井含烃量很低，S₁仅0.03mg/g，从地化谱图也看不出任何异常，但是烃类比值异常反映明显，TPI达到0.61，B达到1.54，可以定为异常显示层，最后完井测解释为含油水层。

井深(m)	岩性	S₀	S₁	S₂	B	TPI
5523	泥岩	0.00	0.03	0.62	0.05	0.05
5524	泥岩	0.00	0.03	0.62	0.05	0.05
5525	泥岩	0.01	0.06	0.33	0.20	0.17
5526	砂岩(散砂)	0.01	0.03	0.03	1.30	0.56
5527	砂岩(散砂)	0.00	0.02	0.03	0.73	0.42
5528	砂岩(散砂)	0.01	0.03	0.02	1.54	0.61
5529	砂岩(散砂)	0.01	0.03	0.03	1.33	0.57
5530	砂岩(散砂)	0.01	0.02	0.03	0.94	0.48
5531	泥岩	0.01	0.06	1.10	0.06	0.05
5532	泥岩	0.01	0.06	1.10	0.06	0.05
5533	泥岩	0.01	0.04	1.11	0.04	0.04

　　“地化剖面法”就是利用地化录井数据库和EXCEL强大的绘图功能，在现场随钻绘制地化剖面，根据地化曲线的幅度、连续性和垂向变化规律判别异常显示层。绘图方法是：以井深为纵轴，以地化参数为横轴，用散点法绘制，可以用一条曲线，也可以用多条曲线叠加来判别异常层。通过大量地化剖面与试油结果对比，从十多条曲线中，优选S₀+S₁、S₂和轻重比B三条曲线作为识别和评价油气层最有效的曲线。剖面法是从全井的角度，从宏观上考察某一储集层的地化显示情况，直观可靠，储集层显示好坏、显示级别一目了然，对低级别异常层的识别具有很大的技术优势。

　　CG201井是济阳坳陷的一口评价井，在下古生界潜山风化壳以及潜山内幕中，三次中途测试都获得高产油流，为胜利油田增添了一新油田——富台油田。

　　本井碳酸盐岩段储集层原油轻，岩屑颗粒小，烃类损失十分严重，造成大量低级别显示层，地化录井现场仅在碳酸盐岩井段评价异常层3层30.8m，绝大多数属于低级别的异常层被忽视了。图1是该井古潜山内幕的一段地化剖面，可以看出，大部分层段S₀+S₁值小于0.3mg/g，达不到异常显示标准，但是，在地化剖面上，每一个异常层反映非常明显，特别是轻重比B曲线最为明显，异常层B值一般大于1，其中，第三次中途测试获得高产油流的3950～4050m井段B值达到2以上。

　　对于低级别显示层的评价，要树立这样一种观点，即“地化剖面分析是储集层评价的基础，烃类恢复系数计算是储集层评价的关键”。

　　绘制地化录井剖面是一项基础性工作，随着计算机技术发展和地化录井软件的不断完善，绘制地化录井剖面已变得非常容易。目前，地化录井原始数据库的格式有两种，一种是DBASE格式，另一种是EXCEL，这两种数据库的数据都可以直接被EXCEL系统调用，运用EXCEL系统的绘图功能，可以随钻绘制地化剖面。通过多口井地化剖面图分析，发现轻组分（S₀+S₁）、重组分（S₂）、轻重比（B）是反映油气层特征比较好的三个参数，如果要分析储集层的含气情况，还可以加上气态烃含量（S₀或GPI）。以这些参数为横坐标，以井深为纵坐标，可以分别绘制这些参数的地化剖面图。不同性质储集层地化剖面具有不同特征，因此，实际工作中，可以利用地化剖面对储集层进行定性分析评价。

　　油气层，特别是高产油气层地化剖面幅度大，垂向均匀连续分布，显示厚度大。如图1和图2所示的是两个低级别显示的高产油气层，含烃量很低，B值曲线幅度大，均匀连续性分布好，厚度大，属于典型油气层特征。

　　油水同层地化剖面幅度较大，显示厚度也很大，但是垂向分布不均匀，轻重比有明显下降的趋势，如图3中，4380m以下B值曲线幅度明显降低，这可能是“油藏底水作用”形成，因此地化剖面也可作为判别油藏底水的依据之一。

　　水层、干层剖面特征也十分明显，表现为曲线幅度小或近似直线，异常显示值零星分布，或者无油气显示。

　　低级别显示层是由于烃类严重损失造成的，因此，储集层评价之前，必须进行烃类恢复，恢复的方法就是根据岩屑颗粒的大小和原油性质参数，从地化录井烃类恢复系数表^[1]查出K值，由于这类储集层的岩屑呈散砂状，它们的K值可以达到4～396。然后，利用地化录井的一般原理计算储集层含油丰度、饱和度，预测产能，对原油性质和储集层性质进行定量评价。

　　(1)本文提出的低级别显示层识别与评价方法，证明了地化录井技术适用于PDC钻头条件下现场录井以及低孔低渗储集层和碳酸盐岩储集层现场录井。

　　(2)此方法不仅可以应用于低显示油气层识别与评价，也可以指导常规油气层的识别和评价。

　　(3)低显示油气层识别与评价是录井行业遇到的新挑战，本文从地化录井的角度提出了一些方法，在实际工作中，必须综合运用各种录井手段和电测资料，才能取得理想效果。