地化录井操作细则

1、地化录井操作细则1 地化录井资料内容1.1 储油岩地化录井资料内容1.1.1 储油岩地化录井资料内容：1.1.1.1 S0：单位岩石中所储藏的C7以前气态烃量（mg烃/g岩石）。1.1.1.2 S1：单位岩石中所储藏的C7-C33液态烃量（mg烃/g岩石）。1.1.1.3 S2：单位岩石中储藏的C33以上裂解烃量（mg烃/g岩石）。1.1.1.4 S4：单位岩石热解后，残留在岩石中重质油质量（mg烃/g岩石）。1.1.1.5 Tmax：原油的热解温度，表示原油的性质（）。1.1.1.6 Pg：储层中单位岩石的含油总量（mg烃/g岩石）。1.1.1.7 Cp：储油岩中原油的有效含碳量（%）。1.

2、1.1.8 Toc：储油岩中原油的总含碳量（%）。1.1.1.9 STOC：储油岩中原油的残余碳量（%）。1.1.1.10 GPI：储层中气产率指数。1.1.1.11 OPI：储层中油产率指数。1.1.1.12 TPI：储层中油气总产率指数。1.1.1.13 ST：单位储油岩中所含原油的总质量（mg烃/g岩石）。1.1.1.14 Is：原油物理性质判别指数。1.1.1.15 IH：原油物理性质判别指数。1.1.1.16 D：原油的转化率指数。1.1.1.17 SD：储油层含油饱和度（%）。1.1.1.18 D：储油层孔隙度（%）。1.1.2 YQ-型油气显示评价仪储油岩地化录井资料内容：1.1

3、.2.1 S0（含气量）：在90检测的单位质量储层岩石中的烃含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.2 S11（含汽油量）: 200检测的单位质量储层岩石中的烃含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.3 S21（含煤油、柴油量）: 200-350检测的单位质量储层岩石中的烃含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.4 S22（含蜡和重油量）: 350-450检测的单位质量储层岩石中的烃含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.5 S23（胶质沥青质热解烃量）: 450-600检测的单位质量储层岩石中的烃含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.6 P1: 凝析油指数。1.1.2.7 P2: 轻质原油指数。1.1.2.8

4、 P3: 中质原油指数。1.1.2.9 P4: 重质原油指数。1.1.2.10 LHI: 原油轻重烃比指数。1.1.2.11 S4（残余有机碳含量）: 在600检测的单位质量储层岩石热解后残余油碳含量（mg烃/g岩石）。1.1.2.12 Rc（残余有机碳量）：在600检测的单位质量储层岩石热解后残余油的碳占岩石质量的百分数（%）。1.1.2.13 ST: 单位岩石中含油气总量（mg烃/g岩石）。1.1.2.14 GR：含气率（%）。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：含蜡重油率（%）。1.1.2.18 AR：含沥青率

5、（%）。1.1.2.19 ROR：含残余油率（%）。1.2 烃源岩地化录井资料内容1.2.1 S0：单位烃源岩中所吸附C7以前气态烃残留量（mg烃/g岩石）。1.2.2 S1：单位烃源岩中所吸附C7-C33液态烃残留量（mg烃/g岩石）。1.2.3 S2：单位烃源岩中所吸附C33以后的裂解烃残留量（mg烃/g岩石）。1.2.4 S4：残余碳加氢生成的油气量（mg烃/g岩石）。1.2.5 Tmax：干酪根的成熟度指标（）。1.2.6 Pg：烃源岩潜在的产油气量（mg烃/g岩石）。1.2.7 Cp：表明能生成油气的有机碳（%）。1.2.8 Toc：烃源岩中总有机碳（%）。1.2.9 STOC：烃源

6、岩中不能转化为有机质的残余碳（%）。1.2.10 GPI：烃源岩气产率指数。1.2.11 OPI：烃源岩油产率指数。1.2.12 TPI：烃源岩油气总产率指数。1.2.13 ST：单位烃源岩中有机质可热解生成的烃量和加氢生成的烃量之和（mg烃/g岩石）。1.2.14 Is：干酪根类型判别指数。1.2.15 IH：氢指数。1.2.16 D：降解潜率指数。1.3 参数的计算方法1.3.1 烃源岩地化参数计算方法地化录井仪对样品分析可直接得到五个参数：即S0、S1、S2、S4、Tmax，由S0、S1、S2、S4四个参数可推导出其它参数，计算方法如下：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 储油岩地化参数计算方法：对样品分析可直接得到五个参数：即S0、S1、S2、S4、Tmax，由S0、S1、S2、S4四个参数可推导出其它参数，参数计算方法同烃源岩地化参数计算方法。YQ-型油气显示评价仪对样品分析可直接得到六个参数：即S0、S11、S21、S22、S23、S4，由S0、S11、S21、S22、S23、S4六个参数可推导出其它参数

8、，计算方法如下：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 录井作业要求2.1 按钻井

9、地质设计书或甲方的要求进行地化录井，若设计未做要求，则按下述要求执行。2.1.1 区域探井2.1.1.1 进行烃源岩和储集岩分析。2.1.1.2 岩屑储层进行岩石热解分析，见含油气显示逐包进行分析，无含油气显示按层进行分析。2.1.1.3 目的层储层岩心进行岩石热解分析和气相色谱分析，含油气岩心按不同产状进行分析，取样密度按不同探区制定。2.1.1.4 井壁取心全部储集层样品逐颗进行岩石热解分析。2.1.1.5 暗色泥岩进行烃源岩热解分析和有机碳分析，厚度大于5m应取1个样品进行分析。2.1.2 预探井及评价井2.1.2.1 只进行储层岩石热解分析。2.1.2.2 岩屑在目的层见含油气显示逐包

10、进行分析；无含油气显示按层进行分析。在非目的层见含油气显示逐包进行分析；无含油气显示不进行分析。2.1.2.3 岩心热解分析按本标准2.1.1.3条款执行。2.1.2.4 井壁取心热解分析按本标准2.1.1.4条款执行。2.2 录井作业时，严格按照设备操作规程操作仪器。2.3 按照钻井地质设计书要求的井段间距录井（井壁取心逐颗进行地化分析，岩心视其颜色、岩性变化逐层进行生油岩和储层分析），无漏错取，认真挑取分析样品，岩屑挑样符合率必须达到85%以上，所挑选样品岩性必须与地质录井岩屑描述岩性一致；油气显示层挑样符合率大于90。2.4 地化录井仪空白图谱必须平直，无明显峰形及毛刺，并打印空白及标样

11、分析图谱，仪器关开机后，必须重新进行标定。2.5 样品分析前，仪器必须进行12h预热，以保证仪器的稳定性，空白及标样分析数据必须做到V2相对误差小于，Tmax绝对偏差不大于1，称样用的天平应使用精度达万分之一的电子天平，调试水平后开机预热至稳定状态无漂移时方可称重。2.6 气测、岩屑、定量荧光录井显示层段必须进行地化分析。2.7 样品重复分析S2相对偏差小于10，Tmax绝对偏差不大于2。2.8 样品必须用清水进行二次清洗，确保无钻井液药品污染，样品须进行湿样分析。2.9 样品随钻随取、随分析，必须在2小时以内上机分析，油气显示样品及其它特殊要求样品应在15min内上机分析。如确实来不及分析，

12、应挑样后在水中密封保存。2.10 气测异常时应连续取样分析（先好后次顺序），当遇钻井取心时，应对岩心样品的内部和外部取样进行分析。2.11 录井期间必须准确地把握有关地质显示状况、钻井液添加剂加入情况、气测显示情况以及电测解释内容，并及时收集有关资料。2.12 在发现异常显示时，及时进行整理、编制有关资料及有关技术报告，对异常显示进行评价和解释。2.13 正常录井中应对出现异常显示的层段进行生油岩或储油岩解释评价，并将分析结果及时提供给地质录井分队进行综合解释。2.14 录井中使用的记录磁盘，应在盘上标明井号、记录的起止录井深度、录井的起止日期。2.15 欠平衡钻井施工过程中，精心挑样，并加密

13、取样间距，现场及时进行分析评价。3. 资料解释3.1 DH-910型地化录井仪3.1.1 储层解释3.1.1.1 资料的整理及收集(1) 将全井谱图、总表分开打印；将岩屑、岩心、井壁取心数据分开打印。(2) 收集邻井或同区块地化录井资料，作为参考依据。(3) 收集地质录井资料、气测资料、电测资料、便于分析对比。(4) 收集工程资料，如钻井液性能，钻井液中有机质的加入量、种类、加入井段、混油情况。3.1.1.2 地化解释井段的选取(1) 分析值S0+ S1+S22mg/g及S0、S1值大于水砂样品基值5倍以上的储集层。(2) 录井为荧光级以上显示，气测出现异常的储集层。3.1.1.3 烃类恢复系

14、数的确定依据表2-40确定烃类恢复系数，k0、k1、k2分别为S0、S1、S2的恢复系数，通常k0取1。表2-40 烃类恢复系数划分表井 深m岩性岩样类型恢复系数k1k 210002000致密砂岩岩心1.11.0井壁取心1.51.0岩屑1.81.1疏松砂岩岩心1.21.0井壁取心1.81.1岩屑2.21.220003000致密砂岩岩心1.21.0井壁取心1.81.1岩屑2.51.2疏松砂岩岩心1.31.1井壁取心2.01.2岩屑3.01.230004000致密砂岩岩心1.51.1井壁取心2.21.2岩屑3.51.3疏松砂岩岩心1.81.2井壁取心2.51.3岩屑3.01.440005000致密

15、砂岩岩心1.81.2井壁取心2.81.3岩屑3.51.4疏松砂岩岩心2.01.3井壁取心3.51.4岩屑5.01.54500致密砂岩岩心2.01.5井壁取心3.01.6岩屑5.51.8疏松砂岩岩心2.51.6井壁取心3.01.8岩屑6.02.0注：此表为它油田烃类恢复系数标准供参考，各油田视其情况自定标准。3.1.1.4 判断储层性质(1) 用恢复后的值判别油气水层，判别界线见下表2-41、表2-41、表2-41。表2-41 孔隙度大于25%的储层油水层判别界线 储层性质地化参数油层油水同层水层、干层 储层性质地化参数油层油水同层水层、干层S0mg/g不确定不确定 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：此表为它油田储层油水层判标准供参考，各油田视其情况自定标准。表2-45 地区储层油水层判断界线储层性质地化参数油层水层、干层储层性质地化参数油层水层、干层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：此表为它油田含油级别划分数据表供参考，各油田视其情况自定标准。3.1.1.6 判别原油性质根据表2-47判断储层原油性质。表2-47 原油性质划分数据表地化参数原油性质S1/ S2GPIOPI地化参数原油性质S1/ S2GPIOPI天然气 12 0.800.2中质油1-4 0.85重质油0.51 0.050.350.5轻质油48 0.10.750.85稠 油 0.5 0.05 0.35注：此表为它油田原油性质划分数据表供参考，各油田视其情况自定标准。3.1.1.7 单位面积的原油储量估算根据容积法计算地质储量的公式，推算出地化录井单位

18、面积的储量计算公式，计算方法见公式(1)。N=Hd岩Pg/10B0 式中：N单位面积的原油储量，104t/km2；H油层厚度，m；D岩储层岩石密度，104t/km3或g/cm3，通常取2.3g/cm3；B0原油体积系数。3.1.2 生油岩评价3.1.2.1 定量评价生油岩按产烃潜量(Pg)和有效碳（Pc）把生油岩分为四个等级来定量评价生油岩(见表2-48)。表2-48 生油岩定量评价等级表生油岩等级Pg(S1+S2)kg/tPc0.83(S0+S1+S2)%极好生油岩201.7好生油岩6200.51.7中生油岩260.170.5差生油岩20.17注：此表为它油田生油岩定量评价等表供参考，各油田

19、视其情况自定标准。3.1.2.2 划分有机质类型(1) 用降解潜率（D）和氢指数（HI）划分有机质类型（见表2-49）；表2-49 有机质类型划分标准类型降解潜率（D）氢指数（HI）mg/g（腐泥）506001（腐植腐泥）20502506002（腐泥腐植）1020120250（腐植）10120注：此表为它油田有机质类型划分标准供参考，各油田视其情况自定标准。(2) 用氢指数（HI）和Tmax图版划分有机质类型各类有机质有一定的氢指数范围，且其氢指数随着Tmax值的增高而沿着一定的轨道逐渐变小，用氢指数（HI）和Tmax图版（见图2-12）判别有机质类型（上述是直接采用分析结果来判别有机质类型，

20、未考虑成熟度和矿基质对分析结果的影响，要得到原始有机质类型必须进行恢复，恢复的方法采用TmaxK演化图版，将恢复后的氢指数（HI）和Tmax重新做图可得到原始有机质类型）。图2-12 氢指数（HI）和Tmax图版注：此图版为它油田有机质类型划分图版供参考，各油田视其情况自定标准。3.1.2.3 判断成熟度(1) 用热解烃峰（S2）峰顶温度Tmax值判断生油岩成熟度。Tmax值随成熟度的增高增大。(2) 用产率指数（S1/S1+S2）判断生油岩成熟度（见表2-50）。表2-50 产率指数（S1/S1+S2）判断生油岩成熟度指标未成熟生油生凝析油生湿气生干气镜质体反射率R0(%)0.50.51.3

21、1.01.51.322Tmax437437460450465460490490435435455447460455490490432432460445470460505505热变指数TAI2.52.54.54.554.55注：此表为它油田生油岩成熟度判别标准供参考，各油田视其情况自定标准。3.1.2.4 单井单位面积生油量计算q=QMd1km2式中q为1km2面积内生油岩的生油量，kg；为岩样计算的生油量，kg/t岩石；为岩样点的生油岩厚度；d-为生油岩密度，2.3109kg/t3。把单井各岩样点控制的各段生油岩1 km2 的面积生油量q1、q2、q3累计起来，就量该井1 km2面积内的全部生

22、油岩的生油量（t/ km2）。Q总q1q2q3qn3.2 OG-2000地化录井仪3.2.1 储层解释3.2.1.1 确定储集层储集层按以下资料确定。(1) 钻时录井：正常钻进时，钻时相对明显降低的井段；(2) 岩屑、岩心录井：碎屑岩层、碳酸岩盐层、特殊岩性层；(3) 气测录井：全烃超过基值2倍的井段。3.2.1.2 确定储集层的地化异常井段将各组分分析值为对应基值的2倍以上的储层作为异常段。对于气测值有异常、电测曲线（自然电位、电阻率曲线）有明显幅度的层也需划分出来，并得出相应的结论。3.2.1.3 确定烃类损失补偿系数(1) 岩心热解烃值的补偿普通岩心热解烃类补偿系数，见表2-51。表2-

23、51 普通岩心热解烃类补偿系数含油级别K1K2饱含油、富含油、油浸砂岩1.51.2油斑、油迹砂岩1.41.15注：此表为它油田岩心热解烃类补偿系数标准供参考，各油田视其情况自定标准。轻烃：S1+S21（mg/g）重烃：S22+S23（mg/g）K1：轻烃补偿系数K2：重烃补偿系数。(2) 井壁取心热解烃值的补偿井壁取心热解烃值补偿系数，见表2-52。表2-52 井壁取心烃类损失补偿系数岩 样K1K2油浸、富含油砂岩疏松砂岩2.11.7致密砂岩1.71.5油斑、油迹砂岩疏松砂岩1.51.5致密砂岩1.31.3注：此表为它油田井壁取心热解烃类补偿系数标准供参考，各油田视其情况自定标准。(2) 岩屑

24、热解烃值的补偿岩屑热解烃值补偿系数，见表2-53。表2-53 岩屑热解烃类损失补偿系数深度岩 性K1K23000m以上储层富含油、油浸砂岩疏松22.51.82致密1.821.31.5油斑、油迹砂岩疏松1.821.31.5致密1.51.71.31.53000m以下储层富含油、油浸砂岩疏松2.531.82致密22.51.51.8油斑、油迹砂岩疏松22.51.51.8致密1.821.31.5注：此表为它油田岩屑热解烃类补偿系数标准供参考，各油田视其情况自定标准。3.2.1.4 储层含油气性质判别(1) 用地化参数判别原油性质根据原油性质指数判断原油性质，原油性质判别标准见表2-54。表2-54 原油性质判别标准原油性质轻质油中质油重质油原油性质指数P20.8P3：0.60.8P4：0.60.8注：此表为它油田原油性质标准供参考，各油田视其情况自定标准。(2) 不同原油性质储层含油气性质的判别在判断出原油性质的基础上，分别以轻质油、中质油、重质油及稠油的热解总含油气量值（恢复后）对储层含油气性质