地化錄井操作細(xì)則

1、地化錄井操作細(xì)則1 地化錄井資料內(nèi)容1.1 儲油巖地化錄井資料內(nèi)容1.1.1 儲油巖地化錄井資料內(nèi)容：1.1.1.1 S0：單位巖石中所儲藏的C7以前氣態(tài)烴量（mg烴/g巖石）。1.1.1.2 S1：單位巖石中所儲藏的C7-C33液態(tài)烴量（mg烴/g巖石）。1.1.1.3 S2：單位巖石中儲藏的C33以上裂解烴量（mg烴/g巖石）。1.1.1.4 S4：單位巖石熱解后，殘留在巖石中重質(zhì)油質(zhì)量（mg烴/g巖石）。1.1.1.5 Tmax：原油的熱解溫度，表示原油的性質(zhì)（）。1.1.1.6 Pg：儲層中單位巖石的含油總量（mg烴/g巖石）。1.1.1.7 Cp：儲油巖中原油的有效含碳量（%）。1.

2、1.1.8 Toc：儲油巖中原油的總含碳量（%）。1.1.1.9 STOC：儲油巖中原油的殘余碳量（%）。1.1.1.10 GPI：儲層中氣產(chǎn)率指數(shù)。1.1.1.11 OPI：儲層中油產(chǎn)率指數(shù)。1.1.1.12 TPI：儲層中油氣總產(chǎn)率指數(shù)。1.1.1.13 ST：單位儲油巖中所含原油的總質(zhì)量（mg烴/g巖石）。1.1.1.14 Is：原油物理性質(zhì)判別指數(shù)。1.1.1.15 IH：原油物理性質(zhì)判別指數(shù)。1.1.1.16 D：原油的轉(zhuǎn)化率指數(shù)。1.1.1.17 SD：儲油層含油飽和度（%）。1.1.1.18 D：儲油層孔隙度（%）。1.1.2 YQ-型油氣顯示評價儀儲油巖地化錄井資料內(nèi)容：1.1

3、.2.1 S0（含氣量）：在90檢測的單位質(zhì)量儲層巖石中的烴含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.2 S11（含汽油量）: 200檢測的單位質(zhì)量儲層巖石中的烴含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.3 S21（含煤油、柴油量）: 200-350檢測的單位質(zhì)量儲層巖石中的烴含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.4 S22（含蠟和重油量）: 350-450檢測的單位質(zhì)量儲層巖石中的烴含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.5 S23（膠質(zhì)瀝青質(zhì)熱解烴量）: 450-600檢測的單位質(zhì)量儲層巖石中的烴含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.6 P1: 凝析油指數(shù)。1.1.2.7 P2: 輕質(zhì)原油指數(shù)。1.1.2.8

4、 P3: 中質(zhì)原油指數(shù)。1.1.2.9 P4: 重質(zhì)原油指數(shù)。1.1.2.10 LHI: 原油輕重?zé)N比指數(shù)。1.1.2.11 S4（殘余有機(jī)碳含量）: 在600檢測的單位質(zhì)量儲層巖石熱解后殘余油碳含量（mg烴/g巖石）。1.1.2.12 Rc（殘余有機(jī)碳量）：在600檢測的單位質(zhì)量儲層巖石熱解后殘余油的碳占巖石質(zhì)量的百分?jǐn)?shù)（%）。1.1.2.13 ST: 單位巖石中含油氣總量（mg烴/g巖石）。1.1.2.14 GR：含氣率（%）。1.1.2.15 GSR：含汽油率（%）。1.1.2.16 KDR：含煤油柴油率（%）。1.1.2.17 WHR：含蠟重油率（%）。1.1.2.18 AR：含瀝青率

5、（%）。1.1.2.19 ROR：含殘余油率（%）。1.2 烴源巖地化錄井資料內(nèi)容1.2.1 S0：單位烴源巖中所吸附C7以前氣態(tài)烴殘留量（mg烴/g巖石）。1.2.2 S1：單位烴源巖中所吸附C7-C33液態(tài)烴殘留量（mg烴/g巖石）。1.2.3 S2：單位烴源巖中所吸附C33以后的裂解烴殘留量（mg烴/g巖石）。1.2.4 S4：殘余碳加氫生成的油氣量（mg烴/g巖石）。1.2.5 Tmax：干酪根的成熟度指標(biāo)（）。1.2.6 Pg：烴源巖潛在的產(chǎn)油氣量（mg烴/g巖石）。1.2.7 Cp：表明能生成油氣的有機(jī)碳（%）。1.2.8 Toc：烴源巖中總有機(jī)碳（%）。1.2.9 STOC：烴源

6、巖中不能轉(zhuǎn)化為有機(jī)質(zhì)的殘余碳（%）。1.2.10 GPI：烴源巖氣產(chǎn)率指數(shù)。1.2.11 OPI：烴源巖油產(chǎn)率指數(shù)。1.2.12 TPI：烴源巖油氣總產(chǎn)率指數(shù)。1.2.13 ST：單位烴源巖中有機(jī)質(zhì)可熱解生成的烴量和加氫生成的烴量之和（mg烴/g巖石）。1.2.14 Is：干酪根類型判別指數(shù)。1.2.15 IH：氫指數(shù)。1.2.16 D：降解潛率指數(shù)。1.3 參數(shù)的計算方法1.3.1 烴源巖地化參數(shù)計算方法地化錄井儀對樣品分析可直接得到五個參數(shù)：即S0、S1、S2、S4、Tmax，由S0、S1、S2、S4四個參數(shù)可推導(dǎo)出其它參數(shù)，計算方法如下：Pg=S1+S2Cp=（S0+S1+S2+S4）0

7、.083Toc=STOC+CpST=S0+S1+S2+S4；IS=S4/STIH=S2100/TocD=Cp100/TocGPI=S0/S0+S1+S2+S4OPI=S1/S0+S1+S2+S4TPI=(S0+S1)/(S0+S1+S2+S4)1.3.2 儲油巖地化參數(shù)計算方法：對樣品分析可直接得到五個參數(shù)：即S0、S1、S2、S4、Tmax，由S0、S1、S2、S4四個參數(shù)可推導(dǎo)出其它參數(shù)，參數(shù)計算方法同烴源巖地化參數(shù)計算方法。YQ-型油氣顯示評價儀對樣品分析可直接得到六個參數(shù)：即S0、S11、S21、S22、S23、S4，由S0、S11、S21、S22、S23、S4六個參數(shù)可推導(dǎo)出其它參數(shù)

8、，計算方法如下：ST= S0+S11+S21+S22+S23+(S4/0.9)RC=S4/10 P1= (S0+S11)/(S0+S11+S21+S22)P2= (S11+S21)/(S0+S11+S21+S22)P3= (S21+S22)/(S0+S11+S21+S22)P4= (S22+S23)/(S0+S11+S21+S22+S23)LHI=(S0+S11+S21)/(S22+S23)GR= S0100/STGSR= S11100/STKDR= S21100/STWHR= S22100/STAR= S23+(S4/0.9)/STROR=(S4/0.9)/ST2 錄井作業(yè)要求2.1 按鉆井

9、地質(zhì)設(shè)計書或甲方的要求進(jìn)行地化錄井，若設(shè)計未做要求，則按下述要求執(zhí)行。2.1.1 區(qū)域探井2.1.1.1 進(jìn)行烴源巖和儲集巖分析。2.1.1.2 巖屑儲層進(jìn)行巖石熱解分析，見含油氣顯示逐包進(jìn)行分析，無含油氣顯示按層進(jìn)行分析。2.1.1.3 目的層儲層巖心進(jìn)行巖石熱解分析和氣相色譜分析，含油氣巖心按不同產(chǎn)狀進(jìn)行分析，取樣密度按不同探區(qū)制定。2.1.1.4 井壁取心全部儲集層樣品逐顆進(jìn)行巖石熱解分析。2.1.1.5 暗色泥巖進(jìn)行烴源巖熱解分析和有機(jī)碳分析，厚度大于5m應(yīng)取1個樣品進(jìn)行分析。2.1.2 預(yù)探井及評價井2.1.2.1 只進(jìn)行儲層巖石熱解分析。2.1.2.2 巖屑在目的層見含油氣顯示逐包

10、進(jìn)行分析；無含油氣顯示按層進(jìn)行分析。在非目的層見含油氣顯示逐包進(jìn)行分析；無含油氣顯示不進(jìn)行分析。2.1.2.3 巖心熱解分析按本標(biāo)準(zhǔn)2.1.1.3條款執(zhí)行。2.1.2.4 井壁取心熱解分析按本標(biāo)準(zhǔn)2.1.1.4條款執(zhí)行。2.2 錄井作業(yè)時，嚴(yán)格按照設(shè)備操作規(guī)程操作儀器。2.3 按照鉆井地質(zhì)設(shè)計書要求的井段間距錄井（井壁取心逐顆進(jìn)行地化分析，巖心視其顏色、巖性變化逐層進(jìn)行生油巖和儲層分析），無漏錯取，認(rèn)真挑取分析樣品，巖屑挑樣符合率必須達(dá)到85%以上，所挑選樣品巖性必須與地質(zhì)錄井巖屑描述巖性一致；油氣顯示層挑樣符合率大于90。2.4 地化錄井儀空白圖譜必須平直，無明顯峰形及毛刺，并打印空白及標(biāo)樣

11、分析圖譜，儀器關(guān)開機(jī)后，必須重新進(jìn)行標(biāo)定。2.5 樣品分析前，儀器必須進(jìn)行12h預(yù)熱，以保證儀器的穩(wěn)定性，空白及標(biāo)樣分析數(shù)據(jù)必須做到V2相對誤差小于，Tmax絕對偏差不大于1，稱樣用的天平應(yīng)使用精度達(dá)萬分之一的電子天平，調(diào)試水平后開機(jī)預(yù)熱至穩(wěn)定狀態(tài)無漂移時方可稱重。2.6 氣測、巖屑、定量熒光錄井顯示層段必須進(jìn)行地化分析。2.7 樣品重復(fù)分析S2相對偏差小于10，Tmax絕對偏差不大于2。2.8 樣品必須用清水進(jìn)行二次清洗，確保無鉆井液藥品污染，樣品須進(jìn)行濕樣分析。2.9 樣品隨鉆隨取、隨分析，必須在2小時以內(nèi)上機(jī)分析，油氣顯示樣品及其它特殊要求樣品應(yīng)在15min內(nèi)上機(jī)分析。如確實來不及分析，

12、應(yīng)挑樣后在水中密封保存。2.10 氣測異常時應(yīng)連續(xù)取樣分析（先好后次順序），當(dāng)遇鉆井取心時，應(yīng)對巖心樣品的內(nèi)部和外部取樣進(jìn)行分析。2.11 錄井期間必須準(zhǔn)確地把握有關(guān)地質(zhì)顯示狀況、鉆井液添加劑加入情況、氣測顯示情況以及電測解釋內(nèi)容，并及時收集有關(guān)資料。2.12 在發(fā)現(xiàn)異常顯示時，及時進(jìn)行整理、編制有關(guān)資料及有關(guān)技術(shù)報告，對異常顯示進(jìn)行評價和解釋。2.13 正常錄井中應(yīng)對出現(xiàn)異常顯示的層段進(jìn)行生油巖或儲油巖解釋評價，并將分析結(jié)果及時提供給地質(zhì)錄井分隊進(jìn)行綜合解釋。2.14 錄井中使用的記錄磁盤，應(yīng)在盤上標(biāo)明井號、記錄的起止錄井深度、錄井的起止日期。2.15 欠平衡鉆井施工過程中，精心挑樣，并加密

13、取樣間距，現(xiàn)場及時進(jìn)行分析評價。3. 資料解釋3.1 DH-910型地化錄井儀3.1.1 儲層解釋3.1.1.1 資料的整理及收集(1) 將全井譜圖、總表分開打?。粚r屑、巖心、井壁取心數(shù)據(jù)分開打印。(2) 收集鄰井或同區(qū)塊地化錄井資料，作為參考依據(jù)。(3) 收集地質(zhì)錄井資料、氣測資料、電測資料、便于分析對比。(4) 收集工程資料，如鉆井液性能，鉆井液中有機(jī)質(zhì)的加入量、種類、加入井段、混油情況。3.1.1.2 地化解釋井段的選取(1) 分析值S0+ S1+S22mg/g及S0、S1值大于水砂樣品基值5倍以上的儲集層。(2) 錄井為熒光級以上顯示，氣測出現(xiàn)異常的儲集層。3.1.1.3 烴類恢復(fù)系

14、數(shù)的確定依據(jù)表2-40確定烴類恢復(fù)系數(shù)，k0、k1、k2分別為S0、S1、S2的恢復(fù)系數(shù)，通常k0取1。表2-40 烴類恢復(fù)系數(shù)劃分表井 深m巖性巖樣類型恢復(fù)系數(shù)k1k 210002000致密砂巖巖心1.11.0井壁取心1.51.0巖屑1.81.1疏松砂巖巖心1.21.0井壁取心1.81.1巖屑2.21.220003000致密砂巖巖心1.21.0井壁取心1.81.1巖屑2.51.2疏松砂巖巖心1.31.1井壁取心2.01.2巖屑3.01.230004000致密砂巖巖心1.51.1井壁取心2.21.2巖屑3.51.3疏松砂巖巖心1.81.2井壁取心2.51.3巖屑3.01.440005000致密

15、砂巖巖心1.81.2井壁取心2.81.3巖屑3.51.4疏松砂巖巖心2.01.3井壁取心3.51.4巖屑5.01.54500致密砂巖巖心2.01.5井壁取心3.01.6巖屑5.51.8疏松砂巖巖心2.51.6井壁取心3.01.8巖屑6.02.0注：此表為它油田烴類恢復(fù)系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.1.4 判斷儲層性質(zhì)(1) 用恢復(fù)后的值判別油氣水層，判別界線見下表2-41、表2-41、表2-41。表2-41 孔隙度大于25%的儲層油水層判別界線 儲層性質(zhì)地化參數(shù)油層油水同層水層、干層 儲層性質(zhì)地化參數(shù)油層油水同層水層、干層S0mg/g不確定不確定 2 5 14814 8OPI

16、0.60.90.550.85 0.2 0.2 2 3 10610 6OPI0.60.90.550.85 2 3 8.558.5 5OPI0.60.90.550.850.100.5105106OPI0.750.90.700.902.5mg/g，S16.5mg/g，GPI0.2注：此表為它油田儲層油水層判標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。表2-45 地區(qū)儲層油水層判斷界線儲層性質(zhì)地化參數(shù)油層水層、干層儲層性質(zhì)地化參數(shù)油層水層、干層S0mg/g00.500.15S2mg/g 3.0 100.7或1510156104624Pg mg/g22182214181014410S1/( S1+ S2) 0.

17、30.20.30.10.20.050.10.010.05注：此表為它油田含油級別劃分?jǐn)?shù)據(jù)表供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.1.6 判別原油性質(zhì)根據(jù)表2-47判斷儲層原油性質(zhì)。表2-47 原油性質(zhì)劃分?jǐn)?shù)據(jù)表地化參數(shù)原油性質(zhì)S1/ S2GPIOPI地化參數(shù)原油性質(zhì)S1/ S2GPIOPI天然氣 12 0.800.2中質(zhì)油1-4 0.85重質(zhì)油0.51 0.050.350.5輕質(zhì)油48 0.10.750.85稠 油 0.5 0.05 0.35注：此表為它油田原油性質(zhì)劃分?jǐn)?shù)據(jù)表供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.1.7 單位面積的原油儲量估算根據(jù)容積法計算地質(zhì)儲量的公式，推算出地化錄井單位

18、面積的儲量計算公式，計算方法見公式(1)。N=Hd巖Pg/10B0 式中：N單位面積的原油儲量，104t/km2；H油層厚度，m；D巖儲層巖石密度，104t/km3或g/cm3，通常取2.3g/cm3；B0原油體積系數(shù)。3.1.2 生油巖評價3.1.2.1 定量評價生油巖按產(chǎn)烴潛量(Pg)和有效碳（Pc）把生油巖分為四個等級來定量評價生油巖(見表2-48)。表2-48 生油巖定量評價等級表生油巖等級Pg(S1+S2)kg/tPc0.83(S0+S1+S2)%極好生油巖201.7好生油巖6200.51.7中生油巖260.170.5差生油巖20.17注：此表為它油田生油巖定量評價等表供參考，各油田

19、視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.2.2 劃分有機(jī)質(zhì)類型(1) 用降解潛率（D）和氫指數(shù)（HI）劃分有機(jī)質(zhì)類型（見表2-49）；表2-49 有機(jī)質(zhì)類型劃分標(biāo)準(zhǔn)類型降解潛率（D）氫指數(shù)（HI）mg/g（腐泥）506001（腐植腐泥）20502506002（腐泥腐植）1020120250（腐植）10120注：此表為它油田有機(jī)質(zhì)類型劃分標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。(2) 用氫指數(shù)（HI）和Tmax圖版劃分有機(jī)質(zhì)類型各類有機(jī)質(zhì)有一定的氫指數(shù)范圍，且其氫指數(shù)隨著Tmax值的增高而沿著一定的軌道逐漸變小，用氫指數(shù)（HI）和Tmax圖版（見圖2-12）判別有機(jī)質(zhì)類型（上述是直接采用分析結(jié)果來判別有機(jī)質(zhì)類型，

20、未考慮成熟度和礦基質(zhì)對分析結(jié)果的影響，要得到原始有機(jī)質(zhì)類型必須進(jìn)行恢復(fù)，恢復(fù)的方法采用TmaxK演化圖版，將恢復(fù)后的氫指數(shù)（HI）和Tmax重新做圖可得到原始有機(jī)質(zhì)類型）。圖2-12 氫指數(shù)（HI）和Tmax圖版注：此圖版為它油田有機(jī)質(zhì)類型劃分圖版供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.2.3 判斷成熟度(1) 用熱解烴峰（S2）峰頂溫度Tmax值判斷生油巖成熟度。Tmax值隨成熟度的增高增大。(2) 用產(chǎn)率指數(shù)（S1/S1+S2）判斷生油巖成熟度（見表2-50）。表2-50 產(chǎn)率指數(shù)（S1/S1+S2）判斷生油巖成熟度指標(biāo)未成熟生油生凝析油生濕氣生干氣鏡質(zhì)體反射率R0(%)0.50.51.3

21、1.01.51.322Tmax437437460450465460490490435435455447460455490490432432460445470460505505熱變指數(shù)TAI2.52.54.54.554.55注：此表為它油田生油巖成熟度判別標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.1.2.4 單井單位面積生油量計算q=QMd1km2式中q為1km2面積內(nèi)生油巖的生油量，kg；為巖樣計算的生油量，kg/t巖石；為巖樣點的生油巖厚度；d-為生油巖密度，2.3109kg/t3。把單井各巖樣點控制的各段生油巖1 km2 的面積生油量q1、q2、q3累計起來，就量該井1 km2面積內(nèi)的全部生

22、油巖的生油量（t/ km2）。Q總q1q2q3qn3.2 OG-2000地化錄井儀3.2.1 儲層解釋3.2.1.1 確定儲集層儲集層按以下資料確定。(1) 鉆時錄井：正常鉆進(jìn)時，鉆時相對明顯降低的井段；(2) 巖屑、巖心錄井：碎屑巖層、碳酸巖鹽層、特殊巖性層；(3) 氣測錄井：全烴超過基值2倍的井段。3.2.1.2 確定儲集層的地化異常井段將各組分分析值為對應(yīng)基值的2倍以上的儲層作為異常段。對于氣測值有異常、電測曲線（自然電位、電阻率曲線）有明顯幅度的層也需劃分出來，并得出相應(yīng)的結(jié)論。3.2.1.3 確定烴類損失補償系數(shù)(1) 巖心熱解烴值的補償普通巖心熱解烴類補償系數(shù)，見表2-51。表2-

23、51 普通巖心熱解烴類補償系數(shù)含油級別K1K2飽含油、富含油、油浸砂巖1.51.2油斑、油跡砂巖1.41.15注：此表為它油田巖心熱解烴類補償系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。輕烴：S1+S21（mg/g）重?zé)N：S22+S23（mg/g）K1：輕烴補償系數(shù)K2：重?zé)N補償系數(shù)。(2) 井壁取心熱解烴值的補償井壁取心熱解烴值補償系數(shù)，見表2-52。表2-52 井壁取心烴類損失補償系數(shù)巖 樣K1K2油浸、富含油砂巖疏松砂巖2.11.7致密砂巖1.71.5油斑、油跡砂巖疏松砂巖1.51.5致密砂巖1.31.3注：此表為它油田井壁取心熱解烴類補償系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。(2) 巖屑

24、熱解烴值的補償巖屑熱解烴值補償系數(shù)，見表2-53。表2-53 巖屑熱解烴類損失補償系數(shù)深度巖 性K1K23000m以上儲層富含油、油浸砂巖疏松22.51.82致密1.821.31.5油斑、油跡砂巖疏松1.821.31.5致密1.51.71.31.53000m以下儲層富含油、油浸砂巖疏松2.531.82致密22.51.51.8油斑、油跡砂巖疏松22.51.51.8致密1.821.31.5注：此表為它油田巖屑熱解烴類補償系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。3.2.1.4 儲層含油氣性質(zhì)判別(1) 用地化參數(shù)判別原油性質(zhì)根據(jù)原油性質(zhì)指數(shù)判斷原油性質(zhì)，原油性質(zhì)判別標(biāo)準(zhǔn)見表2-54。表2-54 原油性質(zhì)判別標(biāo)準(zhǔn)原油性質(zhì)輕質(zhì)油中質(zhì)油重質(zhì)油原油性質(zhì)指數(shù)P20.8P3：0.60.8P4：0.60.8注：此表為它油田原油性質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)供參考，各油田視其情況自定標(biāo)準(zhǔn)。(2) 不同原油性質(zhì)儲層含油氣性質(zhì)的判別在判斷出原油性質(zhì)的基礎(chǔ)上，分別以輕質(zhì)油、中質(zhì)油、重質(zhì)油及稠油的熱解總含油氣量值（恢復(fù)后）對儲層含油氣性質(zhì)