地化录井技术在油田勘探开发中的应用-李斌

地化录井技术在油田勘探开发中的应用中国石油录井技术高级培训班李斌内容1、前言2、地化录井设备现状及方法原理

2.1、热解色谱（OSA）

2.2、热解气相色谱（PGC）

2.3、岩石物性分析（P-K和NMR或热解法）

2.4、定量荧光分析（QFT或OFA）

2.5、三维荧光光谱分析（TSF或3DI）

3、分析参数优选及图版建立

4、地化分项技术评价方法

5、工作特点及适用范围

6、应用成果实例

7、影响因素及解决方法

8、地化录井亟待解决的问题

9、现场工作应注意的几个问题

10、结论及建议地化录井技术在油田勘探开发中的应用地化录井技术是油藏有机地球化学的应用技术。岩石热解及轻烃分析技术为现在应用的两种方法，它主要是通过热解法，对现场的岩心、岩屑样品，利用程序升温热蒸馏的原理，测出烃源岩和储集岩中烃信息。结合热解气相轻烃分析技术,荧光分析技术,岩石物性(孔、渗)分析技术等,利用这些手段,将烃类信息综合分析判断,从而对生油岩和储集岩进行评价。主要作用是:发现油气显示,判断储层原油性质,油气水层划分,注水开发区储层水淹程度评价等。新疆石油管理局地质录井公司，从1988年引进了地化录井技术，1992年正式成立了地化录井专业化管理队伍，开始在油田勘探生产中正式推广应用。该项新技术经过录井技术人员的多年努力,使其在推广应用方面取得了好的效果。应用面覆盖了准噶尔盆地的各个探区。应用这项技术,推动了油田录井精细勘探，大幅度提高了录井综合解释判准率,使探井地化录井油层解释符合率逐年提高,获得了较大的经济效益。几年来,地化录井技术虽然取得了长足的进步，但随着勘探步伐的加快，当今的勘探对象越来越复杂，很多疑难问题越来越突出，要进一步突出地化录井的优势，依托科技进步，积极创新,不断拓宽地化录井服务范围和领域，只有通过不断地改进不足，满足高水平高要求的技术创新，才能赢得更多的市场。

1、

前言地化录井技术在油田勘探开发中的应用

新疆录井目前主要有五种地化设备:热解仪(简称OSA,或海城产的YQ系列油气显示评价仪)、热解气相色谱仪(PGC)、岩石物性（孔渗）分析仪(P-K或NMR核磁共振仪)、定量荧光分析仪(QFT或OFA)、三维荧光光谱分析仪(TSF或3DI)等35台套,根据工作实际，几年来均采用小瓶加水密封装样方式，统一送往基地(含陆梁和准东指挥部)集中分析处理与解释评价,按照油田公司对地化项目的设计进行录井，按分析样品个数收费。开展的地化录井项目包括：岩石热解“五峰”参数分析，QFT定量荧光、三维荧光光谱分析、岩石热解气相色谱热蒸发烃分析、罐顶气分析、岩石物性P-K分析等服务项目，使地化录井的解释符合率逐年提高，得到了油公司的认可。现已发展为：从样品采集到分析，资料处理、解释评价,参与试油讨论,上报正规报告的一体化服务格局。

(2)地化录井设备现状及方法原理地化录井技术在油田勘探开发中的应用

在特殊的热解炉中对生、储油岩样品进行程序升温，使岩石中的含烃类物质在不同的温度下挥发和裂解，通过载气的吹洗,使其与样品物理分离，并由载气携带送入“FID”检测器定量检测，将得到各组分峰的含量。将热解分析后的残余样品送入氧化炉中检测,得到残余碳的含量。依据《GB/T18602-2001岩石热解分析》国家标准要求,目前应用于现场的地化录井分析,按生油岩和储油岩样品的热解温度条件不同,分为两种：热解一周期，简称五峰法，主要对储集岩进行分析；热解二周期，简称三峰法，主要对生油岩进行分析。对液态烃与固态烃样品均可实现检测，尤其对地层条件下呈液态的烃类物质检测效果更好，是油气水层解释评价的重要依据之一。

2.1、热解分析（OSA）地化录井技术在油田勘探开发中的应用热解参数（符号）馏分名称温度区间(℃)组分储油岩分析评价参数S0天然气<90C1-C7轻组分S1汽油量90-200C7-C14S21煤油及柴油量200-350C14-C25S22蜡和重油量350-450C25-C38重组分S23胶质沥青质热解烃450-600C38-C60储集岩分析周期及相关参数YQ系列油气显示评价仪(储油岩)分析周期一示意图地化录井技术在油田勘探开发中的应用热解参数(符号）馏分名称温度区间(℃)组分生油岩分析评价参数S0含气态烃量<90C1-C7S1含游离烃量90-300>C7S2热解烃量300-600<C60干酪根HI氢指数每克有机碳热解所产生的烃含量，mg/gTmax热解烃峰顶温度C38-C60(裂解为轻烃)表示热解烃S2峰的最高点相对应的温度，℃TOC总有机碳量表示单位质量生油岩中有机碳占岩石质量的百分数，%S4（RC）残余有机碳氧化600，>C38，表示单位质量生油岩热解后的残余有机碳含量mg/g。YQ系列油气显示评价仪(生油岩)分析周期二示意图地化录井技术在油田勘探开发中的应用生油岩分析周期及相关参数热解气相色谱仪也称油气组份评价仪。但多是利用气相色谱法毛细柱细分原理,在特殊的色谱条件下,将岩芯、岩屑控温，由载气携带经色谱柱分离和FID检测，获得各温度下的单体烃色谱流出曲线。经谱图处理,获得所需要的各项热蒸发烃细分指标(包括罐顶气分析)。与热解法的区别在于，热解色谱法只能测出S0、S1、S2(生油岩)和S0、S1、S21、S22、S23(储油岩)含烃量。热解气相色谱法能够把(S0+S1)中的烃类分离成单体烃，进而谱图定性,各单体烃组份定量。2.2、热解气相色谱(PGC)地化录井技术在油田勘探开发中的应用

对储集层性质的判别，轻烃成份测定，利用梳状谱图的特征和相关参数指标来判断储层性质,一定程度上鉴别储集层到底是产气层、还是产油层、油水同层、氧化或细菌蚀变的规律等，为油气勘探提供轻烃资料的依据。提供参数:1色谱组份分析特征谱图

2碳数区间范围

3碳优势指数（CPI值）

4奇偶优势（OEP值）

5峰碳：一组色谱峰中质量分数最大的正构烷烃碳数。6∑nC21-/∑nC22+：nC21以前的组份质量分数总和与nC22以后组份质量分数总和的比值。7nC21+nC22/nC28+nC29：nC21、nC22组份质量分数和与nC28、nC29组份质量分数和的比值。8Pr/Ph：姥鲛烷峰面积与植烷峰面积比值。9Pr/nC17：姥鲛烷峰面积与正十七烷峰面积比值。10Ph/nC18：植烷峰面积与正十八烷峰面积比值。地化录井技术在油田勘探开发中的应用主要作用2.3岩石物性分析（P-K或NMR或热解法）

岩石物性(孔、渗)分析:主要利用了脉冲式核磁共振原理对岩屑、岩芯样品进行快速分析的微机化装置。依据这一原理测定岩石孔隙水中氢原子的核磁共振驰豫时间。孔隙的表面积与孔隙度有关，如果孔隙的内表面积与岩石体积的比率愈大，则驰豫时间愈短，速度愈快，反之则越慢。利用时间和岩石内表面积的关系就可确定岩石的孔隙度，若驰豫时间愈长，则反映出岩石的渗透性愈大，从而算出岩石的渗透率。P-K分析可获得四项参数：孔隙度(P)、渗透率(K)、自由流体指数(FF)、束缚水饱和度(IW)。NMR基本原理：同理,核磁信号幅度与样品内所含的氢核数目即流体量成正比。方法是：首先测量标准样，建立刻度关系式,然后测量岩样，将其信号幅度进行处理后可得到核磁孔隙度。NMR可获得的参数有(廊坊生产的仪器):核磁共振孔隙度、核磁共振渗透率、含油饱和度、可动流体、孔径分布(定性)。地化录井技术在油田勘探开发中的应用

可获得的参数有1.孔隙度、2.渗透率、3.含油饱和度、4.可动流体、5.截止值、6.弛豫时间等。核磁共振谱图为:油+水T2谱的总幅度对应于总液体量孔隙度，右峰幅度对应于可动流体，左峰幅度对应于束缚流体,油相T2谱的幅度对应于油量含油饱和度,油+水T2谱与油相T2谱相减对应于含水量可动水、束缚水。

热解(失重)法计算孔隙度

:公式:фe={1-（ρ岩/ρ骨）×（W后/W前）}×0.8×100%式中：фe—岩石有效孔隙度，%；ρ岩—砂岩密度，g/cm3；ρ骨—砂岩骨架密度(查表2.61)，g/cm3W后­—砂岩热解前的质量，g；W前—砂岩热解后的质量，g；0.8—绝对与有效孔隙度换算系数地化录井技术在油田勘探开发中的应用“北大”生产的仪器可动水饱和度可用于水淹层识别和地层出水量预测束缚水饱和度对应于油(气)饱和度的上限

原油和含烃类岩样由饱和烃、芳烃、沥青和非烃四部分组成。以芳烃为主的组分，在紫外光激发下能发荧光。定量荧光分析法是通过荧光仪发射的紫外光束，经过选择滤波、将254nm(QFT为265nm）激发光照射到样品池中的淬取液上,由光栅的分光色散后,经光电倍增管信号转换处理,得出含油岩样的荧光强度参数。

QFT荧光仪虽然比常规荧光灯肉眼观察法更近了一步，但随技术的提高，明显表现出了软硬件技术跟不上录井勘探的步伐了，存在的不足,主要表现在给出的信息量少、（只提供一个强度值），关键技术(发射波长）不可调而影响油质的划分，高浓度油显示样不经浠释会发生溢出问题。

OFA荧光仪的国产化,表现出了较强的优势：发射波长从200-600nm连续扫描，更能直观反应含油岩样的真实荧光强度和油质偏轻与偏重的特征，(QFT发射波长是固定在320nm这一点上的),见OFA与QFT、TSF之间的关系图。2.4、定量荧光分析（QFT或OFA）地化录井技术在油田勘探开发中的应用OFA与QFT、TSF之间的关系图

发射波长：轻质油310-340，中质340-370，重质370-4001007550250200300400500600QFTOFATSF荧光强度地化录井技术在油田勘探开发中的应用OFA与QFT、TSF之间关系1可获得扣除本底的岩样含油信息2得出每个样品的荧光强度、荧光含油浓度值（或称相当含油量)3荧光对比级别、波长4油质偏轻与偏重的特征5油性指数和含油饱和度等参数6

激发波长是254nm（QFT是265nm）更适合轻质油特征的识别

主要作用:排除矿物发光的影响定量含油萤光强度轻质油识别分析精度高,对发现含油显示(特别是轻质油)鉴别泥浆添加剂的污染识别真假油气显示起关健作用

OFA的优势地化录井技术在油田勘探开发中的应用主要依据光学原理自动跟踪激发和发射波长最佳测量点为优势。

LS-50B型:激发范围为200-800nm，

发射接收波长范围为200-800nm，

自动调节激发狭缝在2.5-15nm，

发射狭缝在2.5-20nm，按0.1nm的增量变化，自动校正激发光谱波长精度,来检测石油中芳烃组份的发光特征。在三维荧光光谱分析中，由于混合物中各组分,各自吸收系数和荧光效率值不相同，各组份的顶峰位置也各不相同，因此根据样品三维荧光光谱峰顶的位置及各方面的特征、被测物质的组分与组成，建立指纹辩认指标。地化录井技术在油田勘探开发中的应用2.5、三维荧光光谱分析（TSF或3DI）利用O、B、Q指纹图能够较好地反映出轻质油、中质油、重质油的油质特征“P”

指纹图反映了生油母质与煤系地层特征钻井液添加剂的识别,利用激发和发射波长的变化特征来区分真假荧光显示通过拉曼峰的特征鉴别样品是否含水等。

经过现场多年的应用研究，建立了一套适合本油田地化录井特点的评价方法,特别是细化了分区、分层组解释图版，为地质精细勘探,发现更多的出油区块,提高油层综合解释符合率奠定了基础。主要作用不同油质荧光指纹图特征参数范围表序号原油性质原油密度三维荧光图形形状烃组分比R值1凝析油<0.74O>62轻质油0.74-0.82B2.9-63中质油0.82-0.90Q2.0-2.94重质油>0.90Q<25煤及泥岩P2.0-6地化录井技术在油田勘探开发中的应用3.1、参数优选由于厂家提供的设备型号功能各异，提供的参数有所差异，按照地化录井工作特点,依据岩石热解地球化学录井《GB/T18602-2001岩石热解分析》国家标准要求及大多数服务队伍地化提供的资料(以海城的YQ系列地化设备为代表)所选周期及操作条件，优选的参数包括：3.1.1、热解一周期储集岩层五峰分析基本参数:S0、S1、S21、S22、S23派生参数：P1、P2、P3、P4、GPI、OPI、TPI、St、Ps、S4它们的定义是:S0--天然气组份<90℃检测的单位质量储集岩中的含烃量，单位：mg/gS1--汽油馏分200℃检测的单位质量储集岩中的含烃量，单位：mg/gS21--柴油+煤油确>200℃-350℃检测的单位质量储集岩中的含烃量，mg/gS22--蜡及重油馏分>350℃-450℃检测的单位质量储集岩中的含烃量，mg/gS23--胶质、沥青质馏分>450℃-600℃检测的单位质量储集岩中的含烃量P1--凝析油指数=（S0+S1）/（S0+S1+S21+S22+S23），P2--轻质油指数=（S1+S21）/（S0+S1+S21+S22+S23），P3--中质油指数=（S21+S22）/（S0+S1+S21+S22+S23），P4--重质油指数=（S22+S23）/（S0+S1+S21+S22+S23），3参数优选及图版建立(热解为例)地化录井技术在油田勘探开发中的应用S4—单位质量储集岩热解后的残余有机碳含量，单位mg/gPS=S1/S2—表示原油轻重组份指数，原油密度预测公式：Do=0.8462(S1/S2)-0.0483含油气总量St储层=（S0+S1+S21+S22+S23+lORC/0.9）3.1.2、热解二周期生油岩分析基本参数:S0、S1、S2、S4、Tmax、TOC、HI,(在塔里木服务队伍都测).派生参数：GPI、OPI、TPI、Pg他们的定义是:S0--<90℃检测的单位质量烃源岩中的含烃量,单位:mg/gS1--300℃检测的单位质量烃源岩中的含烃量,单位:mg/gS2-->300℃-600℃检测的单位质量烃源岩中的含烃量,单位:mg/gS4--单位质量烃源岩热解后的残余有机碳含量,单位:mg/gTmax--S2峰的最高点相对应的温度,单位℃（1）气产率指数GPI=S0/（S0+S1+S2）（2）油产率指数OPI=S1/（S0+S1+S2）（3）总产率指数TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2）（5）总有机碳TOC:属热解有机碳仪器测得仪器校验采用国家标准物质GBW（E）070039，S2：1.53，Tmax：437℃(参考)地化录井技术在油田勘探开发中的应用参数优选图版建立,关键要确定好数学模型,目前各油田地化解释方法和模型的建立各有特色，但归结起来多数都用到了下面的8种比值交汇图表示法:

S1/S2—S1/(S0+S1+S2)(S0+S1)/S2—S0+S1+S2S1—PGS1/S2—St

(S0+S1）/S2—（S0+S1）/S2*(S0+S1+S2)S2*100/(S0+S1+S2)—S2/S1S1—S1/S2P—(S1+S2)/P3.2、图版建立地化录井技术在油田勘探开发中的应用我们从以上八种中进行了进一步优选,确定出四种解释评价模型为本区现行的评价依据，效果比较理想。热解参数解释模型的关键是要寻找分析参数S0、S1、S2、S21、S22、S23之间的内在关系。(按国标规定，分析储层可用1周期的五峰分析，便于图版表示，S1和S2值重新用S1与S21、S22、S23换算而得，即“S1=S1分析值+S21×0.67和S2=S21×0.33+S22+S23”从而更真实反映储集岩层热蒸溜的温度特性)。选用的图版评价特征参数主要是取S0、S1、S2参数值。（S0+S1）/S2一定程度上反映了油质的轻重，那么不同油质下含油气量或油产率（OPI）与油气水层之间的关系是如何？与油层密切相关的S1、S2烃组份值占岩样中的含油气量的百分含量和其比值之间关系又如何？统计出有代表性的地化资料，依据试油结果进行验证，优选出了这4种地化解释模型：地化亮点法解释图版（S0+S1）/S2与（S0+S1）/S2×（S0+S1+S2）轻烃/重烃与油产率图版

S1/S2与S1/St重总烃比值图版

S2×100/（S0+S1+S2）与S2/S1轻烃与含油气总量图版

S1与PG地化录井技术在油田勘探开发中的应用图版建立用反推法检验:这四种解释方法中相关性最好的是：地化亮点法解释图版（S0+S1）/S2与（S0+S1）/S2×（S0+S1+S2），其次是轻烃/重烃与油产率图版S1/S2与S1/St，再其次是重总烃比值图版S2×100/（S0+S1+S2）与S2/S1，最后是轻烃与含油气总量图版S1与PG。

由于各家地化资料分析条件,工作环境不同，因此建议对基础资料要进行预处理。即：对某一层段的资料点（S0、S1、S2、S21、S22、S23）表现出大多数规律的进行保留，不符合大多数规律的点进行剔除。通常有显示的地层S0、S1样品测得都有值，被钻井液添加剂污染的岩样重烃值会更高，应加以区别剔除，确保各层段的整体特征。(通常岩心分析值可靠性最高，储层岩屑在荧光灯下挑有显示的样品测值更准)如某一显示层有20个资料点，其中16个资料点S2值较大、S1值较小，另外几个资料点S1值较大、S2值却较小，显然表明少数资料点不符合此层的整体规律应考虑剔除。原因是：现场获取地化分析的岩屑样具有一定的随机性，加之地层含油的非均质性，这样就会造成某一层段资料点的特征不一致。通过预处理的地化热解资料和未经过处理的资料与试油结果统计对比，前者规律性更为明显。地化录井技术在油田勘探开发中的应用图版建立该图版前者为横坐标，反映油显示特征，后者为纵坐标反映不同油显示情况下的含油气总量值。从下图上表现出的油气水分布情况来看，油层、油气层、含油层不易区分；油水同层与含水油层在同一区；含油水层、水层、气层、干层在同一区，这种规律与热解理论及勘探实际是相符合的。

轻烃与含油气总量比图版地化录井技术在油田勘探开发中的应用

S1与PG解释图版原因是：

气层主要成份是甲烷,易散失，岩样中烃类的保存较少。虽然是以轻烃为主，但S0+S1反映的烃类范围挥发程度要大于S2烃类范围挥发程度，造成S1较小，表现出重质或水层及干层特征。通常，在图版上水层和干层主要表现出两种特征，一是重质油特征下的高含油气量，这种情况试油多为水层或干层，基本无油气显示；二是重质油下的低含油气量，这种情况并非是岩样中本身的油质较重，而是由于含油气量较少而引起S0+S1值都较小。再就是含油水层与油水同层不易区分。流体性质的判别区间见轻烃与含油气总量比区间表。S1与PG解释图版(图版区间表)图版名称参数名油、油气、含油区油水、含水油区含油水、水层、干层轻总比PG>72.5--70～2.5S1>4.82～4.80--2地化录井技术在油田勘探开发中的应用（S0+S1）/S2与（S0+S1）/S2×PG图版同理,经统计分析，发现在图版上油层、油气层与含油层不易区分；油水同层与含水油层不易区分，油水同层与含水油层在同一区；含油水层、水层、干层、气层属同一区

(图版区间表)图版名称参数名油、油气、含油区油水、含水油区含油水、水层、干层地化亮点法（S0+S1）/S2>1.00～1.00～1.0(S0+S1)/S2×PG>9.80～9.80～9.8

M--B图版地化录井技术在油田勘探开发中的应用地化亮点法判别图版同理，该图版中S1/St，反映的是不同油质下岩样中产油量的大小。在图版上，油层明显，但油水同层和含水油层在中部，含油水层、干层、在左下角。轻重比解释图版(图版区间表)图版名称参数名油、油气、含油油水、含水油含油水、水层、干层轻重比(S0+S1)/S2>2.02.0～0.500.50～0(S0+S1)/St>0.630.63～0.280.28～0地化轻重比解释图版(S0+S1)/S2与S1/St地化录井技术在油田勘探开发中的应用该图版横坐标反映的是S2占总热解值的百分含量，纵坐标S2/S1反映的是油质。在图版上油层（含气）、含水油层属同一区；油水同层、含油水层、差油层区在同一区，含油水层和水层不易区分；含油、气水同层、干层,基本属于同一区间，而气层基本无规律。地化重总烃图版(图版区间表)图版名称参数名油层、含水油层油水同层、含油水层、差油层含油水层、水层含油、气水同层、干层重总烃比S2×100/（S0+S1+S2）35～070～3587～70>87S2/S10.4～02.5～0.46.3～2.5>6.3地化重总烃图版S2×100/（S0+S1+S2）与S2/S1地化录井技术在油田勘探开发中的应用热解参数判别

以上是几种图版判别方法,如果需要现场进行快速解释，可按热解参数快速储层流体判别区间表中的方法进行解释。热解参数快速储层流体判别区间表（供参考）流体性质S0(mg/g)S1(mg/g)S2(mg/g)OPI(%)St(mg/g)油层>0.15>10>7>75>45油水同层0.01-0.155.3-105.8-755-7545-15水层干层<0.01<5.3<5.8<55<15S1=S1分析值+S21×0.67

S2=S21×0.33+S22+S23地化录井技术在油田勘探开发中的应用地化分项技术评价方法轻/重比值法判别储层原油性质原油性质通常是指油质的轻重。石油是由烷烃、环烷烃和芳香烃及胶质和沥青质组成，组成石油烃类碳数不同、胶质及沥青质含量不同，原油油质轻重也不相同。胶质及沥青质含量高、轻质及中质液态组分含量低，油质就重。通常凝析油主要由C7～C15的烃类组成，轻质原油主要由C8～C25的烃类组成，中质原油主要由C8～C35的烃类组成，重质油主要由C15～C50的烃类组成，稠油及特重油主要由胶质及沥青质组成。原油的油质轻重主要根据表中的PS值,OPI,P指数划分。(不同原油密度及碳数范围评价标准表)原油性质原油密度碳数范围轻重比PS=S1/S2OPIP指数凝析油0.74C7～C15＞3.00＞0.8＞0.9轻质油0.74～0.82C8～C25＞3.000.8-0.6＞0.9中质油0.82～0.90C8～C353.00～1.000.6-0.30.5-0.8重质油0.90～0.94C15～C50＜1.00≤0.3≤0.5稠油0.94胶质沥青＜1.00<0.5地化录井技术在油田勘探开发中的应用邻井地化参数比较法

同一构造,如果只分析热解参数时，用已钻井与正钻井的资料对比预测，如果又有热解又有QFT荧光分析资料时，合在一起进行横向对比综合判断,见(表1-10A),如果只有五峰参数,根据不同储层流体S1+S21、S22+S23、ST的变化范围和分布规律按不同油质的储层评价(表1-10B)。已钻井陆A、陆B井与正钻井陆C、陆D井参数横向对比表(表1-10A)

井别井段层位S1S2PgS1/S2S1/PgP(%)原油密度预测陆A2229-2252J2x0.09-6.590.19-15.710.28-33.841.500.6010-120.867油层陆C2450-2468J2x0-4.850.09-15.890.09-19.061.420.5910-130.859油层井别井段层位S0S1S21PgS1/S2S1/PgQFT预测陆B2226-2233J2t0-7.50.08-7.630.11-24.760.27-33.91.490.67197-5000油层陆D2315-2317J2t0-4.294.25-8.020.95-20.015.2-10.323.310.75149-5197油层地化录井技术在油田勘探开发中的应用

不同油质的五峰参数评价表(表1-10B)五峰参数评价表储层含油气性质S1+S2S22+S23ST轻质油油层>6>2>8油水同层3.5-60.7-26-10含油水层1.2-3.50.3-0.72.5-6干层或水层<1.2<0.2<2.5中质油油层>14>16>30油水同层9-147-1216-30含油水层3.5-92.5-76-16干层或水层<3.5<2.5<6重质油油层>20>27>47油水同层16-2021-2738-47含油水层5.5-169-2115-38干层或水层<5.5<9<15地化录井技术在油田勘探开发中的应用依据公式（1）计算储层的地化含油饱和度值的大小判别储层流体性质及评价标准。So=(dr×Pg×K)/(1000doφc)×100%················(1)式中：So—地化含油饱和度%dr—储层岩石密度（砂岩的相对密度为2.3g/cm3）K—烃类恢复系数。(常用密闭取心或蜡封样分析法求取）Pg—储层单位质量岩石热解总烃量mg/gdo—原油相对密度g/cm3φc储层有效孔隙度%地化含油饱和度S0判别储层性质表

地化含油饱和度油层油水同层含油水层水层或干层So（%）>6565-3535-10<10地化含油饱和度法地化录井技术在油田勘探开发中的应用热解气相色谱法谱图识别法地化录井技术在油田勘探开发中的应用依据：对石油起破坏作用的主要因素为氧化、生物降解和水洗。而氧化、生物降解作用的强弱与地层水有关，含水饱和度越高的储层、具备可动水的油藏及油水界面附近其破坏作用越强。氧化、生物降解、水洗作用的结果，造成正构烷烃、少量支链烷烃、低环烷烃及芳香烃组分部分或全部地消失。热解气相色谱法谱图识别法地化录井技术在油田勘探开发中的应用

油层主要特征：正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，为C13～C33左右；不可分辨物含量较低，色谱流出曲线基线较平直；整个储集层上下样品差异不明显。热解气相色谱法谱图识别法地化录井技术在油田勘探开发中的应用

油水同层主要特：正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，为C13～C33左右；层中呈现出上油下水的特点。不可分辨物含量呈变高，色谱流出曲线基线逐渐隆起；储层上下样品分析谱图差异明显。热解气相色谱法谱图识别法地化录井技术在油田勘探开发中的应用含油水层主要特征：正构烷烃组分不齐全，碳数分布范围较窄；纵向特征相似。不可分辨物含量呈上升的趋势，色谱流出曲线基线隆起明显。油层：正构烃含量较高，碳数范围一般在C8～C37。谱峰呈正态、前三角型分布，主峰碳明显，主峰碳在C17或C17之前,标志化合物清晰。(图E)油水同层：主峰碳明显为后峰型，正构烷烃含量较高，碳数范围为C13～C29。主峰碳通常一般在C20或C20之后，C17之前的正构烷烃含量很低。(图F)水层：不含油的水层，谱图为一直线趋势。含烃类物质的水层，谱峰偏低，碳数范围小。呈平梳状或马鞍状，无明显的主峰碳，碳数范围较窄或零星的尖峰状分布(图C)。以上谱图特征，是目前多数油田对地化解释的基本手段。目前我们主要依据：主峰碳数分布范围、Pr老姣烷/Ph植烷、Pr/nC17、Ph/nC18的谱图峰型特征，基线偏移位置，正构烷烃梳状结构等;结合储层孔渗饱，热解、荧光资料来确定储集层的产液性质的。一般油气运移进入储集岩层后，油藏未受改造或破坏的一次性成藏层段，通常表现为油层的碳数分布较宽，一般在C30以上，轻质油层的碳数分布窄一些，凝析气层更窄，而干气层的碳数分布最窄，一般小于C20，有时与水层分布很相似。但有些储集岩层，当油进入后，经生物降解水洗油藏遭破坏，或凝析气运移进入，在热解参数上多数表现为油水同层特征，而在分析中仍表现为油层的特征（见谱图特征应用）。热解气相色谱法（LL地区谱图特征）地化录井技术在油田勘探开发中的应用热解气相色谱参数解释评价表（LL地区）谱图特征应用

图e图f图c类型指标正常原油多为油层、油水同层(见图e)轻度生物降解多为油水同层(见图f)严重生物降解多为含油水层(见图c)饱和烃分布正构烷烃完整正构烷烃基本完整基本无正构烷烃主要碳数分布nC10～nC31nC15～nC25nC14～nC31Pr/Ph1.08～1.610.86～1.871.28～1.95Pr/nC170.30～0.500.32～8.56.49～15.02Ph/nC180.25～1.530.28～5.956.58～12.61主要分布层位J2x4

J2x1、J2t、K1h1K1h2热解气相色谱分析图地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用QFT的荧光强度资料,只能确定地层相对石油含量,而不能确定其产出能力,异常荧光强度都高出背景值；另外样品类型也会影响荧光强度的变化，如PDC钻头钻入未固结地层或疏松岩层，岩屑内石油会受到较大程度冲刷，表现为低的QFT强度值。如果单做QFT时，可参考下表方法及标准解释。如果同时又做热解时，可结合图版综合解释效果会更好。定量荧光参数解释法SN地区荧光解释标准与地化参数对比表QFT强度指标解释结论100-200含油水层200-500油水同层》500油层井号层位井段S0mg/gS1mg/gS2mg/g轻重比QFT地化解释试油结果SD1K1h1879-18810.112.230.902.59842油层油水同层SD1J1b3124-314500.120.280.4249-249干层干层SD2K1q2685-26900.010-3.470.01-2.171.60131-441油水同层油水同层SD2K1q2402-240600.40-2.400.27-4.481.5659-182含油水层水层SN21J2t2511-25200.150.02-8.480.13-2.531.7349-830油层油层SN21J2t2522-25260.180.02-3.820.13-2.531.6649-830油层油层SD4K1q2654.5-26570-0.270-6.500-4.121.5850-2118含水油层油水同层地化录井技术在油田勘探开发中的应用图版解释(S0+S1+S2)/P—QFT交汇图图版(图版1-10)(s1+s2)/p—p交汇图图版(图版1-11)地化录井技术在油田勘探开发中的应用岩石物性解释标准及柱状图表示方法岩石物性参数解释方法LL地区储集层物性评价标准(实例)孔隙度（％）渗透率（10-3μm2）储层分类评价<5<0.1非储集层或V类5-101-0.1差储集层或IV类10-1510-1较差储集层或Ⅲ类15-20100-10中等储集层或Ⅱ类>20>100好的储集层或Ⅰ类层位井段孔隙度（%）渗透率(×10-3μm2)物性评价实例西山窑组（J2x）1900-19148.78-12.380.15-0.89较差的储集层2214-2217.514.32-20.930.31-146.10中等-好的储集层三工河组(J1s)2318-232611.26-15.480.54-6.62差-中等储集层2400.5-240813.29-18.952.32-27.14以中等为主夹有差的储集层

八道湾组(J1b)2410-24146.36-7.590.21-0.39差的储集层2424-243010.97-18.570.34-18.75差-中等储集层地化录井技术在油田勘探开发中的应用我们将本盆地不同地区、不同层位原油样品逐个进行了光谱分析，得到每一油样的三维光谱图和指纹图:按特征类型分为O、B、Q和P四种，每种形状的指纹图分别有相应的、k、R和F的参数值区间范围，作为解释的定量指标。指纹图划分如下：坐标中主峰为T1、在第Ⅰ区间的次峰为T2，在第二区间内的次峰为T3、T4。有T1、T3和T4峰的谱图为O型见(图1)；有T1、T2、T3或T4峰的谱图为B型见(图2);只有T1、T2峰的谱图为Q形见(图3Q)；有T1、T2且在T2右侧有并列峰的谱图为P型。三维荧光分析法图1（O型）图3Q（Q型）图2（B型）图4（P型）地化录井技术在油田勘探开发中的应用(TSF仪器)含水特征识别

另外,用拉曼峰识别水层效果明显。通过多次实验与研究,如:分析的H-D171井,第2筒岩心,井段为:5174.9-5176.7m,原液无荧光显示,谱图特征可见到明显的拉曼峰特征,属于典型的水层特征,三维荧光解释结论为：水层,见下图,最后结果得到了实际验证(塔指奥意尔公司做了大量实验,有很多成功的实例)。地化录井技术在油田勘探开发中的应用拉曼峰拉曼峰用“P”值判别钻井液添加剂对油层的污染,在钻进施工中，泥浆中常会混入荧光物质，即影响真假荧光的识别。利用地化录井的五峰分析法,结合组分细分技术，可以较好地解决这一问题。

(热解五峰参数“P”值范围表)“P”值判别添加剂污染种类名称P1P2P3P4P1-凝析油指数P2-轻质油指数P3-中质油指数P4-重质油指数1柴油>0.90>0.90<0.10<0.102轻质原油0.30-0.50>0.700.50-0.80<0.143中质原油0.15-0.35>0.50>0.500.20-0.304重质油0.03-0.050.4-0.65>0.750.45-0.655黄油<0.2<0.50>0.80>0.606丝扣油<0.2<0.50>0.80>0.607机油<0.10>0.60>0.90>0.408黄化沥青<0.05<0.40>0.90>0.809解卡剂<0.03<0.40>0.90>0.8010磺化褐腜<0.03<0.2>0.90>0.9011磺化吩荃树脂<0.03<0.2>0.90>0.90地化录井技术在油田勘探开发中的应用采用油基钻井液“白油”钻井，主要影响岩屑荧光和系列对比，表现为白油荧光为金黄色；岩屑表面、断面湿照为亮黄色荧光，喷照为亮黄-淡黄色，系列对比9～10级、乳白色，录井现场真假荧光区分困难。从盆地西北缘应用效果看，用热解和热解气相色谱资料，区别真实地层含油显示效果明显。“白油”样品热解谱图特征为：峰形呈单峰形，出峰时间为2分钟开始、7分钟结束。主要表现为汽油峰、柴油峰。白油泥浆污染油层的识别地化录井技术在油田勘探开发中的应用谱图特征

白油泥浆:热解气相色谱谱图特征为：峰形呈基线明显抬升规则梳状峰，出峰时间从16分钟开始到40分钟结束。主要碳数分布范围NC14-Nc24。地化录井技术在油田勘探开发中的应用

B80井2393-2396米油层井段的热解谱图特征为：峰形呈三峰形，出峰时间从2分钟开始到3分钟结束、3分钟开始到7分钟结束、7分钟到10分钟结束到基线,主要表现为汽油峰,柴油峰,蜡、重油峰。

谱图特征

北80井2393-2396米油层井段热解谱图特征为地化录井技术在油田勘探开发中的应用

B80井2393-2396米油层井段的原油热解气相色谱分析谱图特征：峰形呈基线平稳规则的梳状峰，出峰时间为8分钟开始、49分钟结束。主要碳数分布范围NC8-Nc30。B80井2393-2396米油层井段热解气相色谱谱图地化录井技术在油田勘探开发中的应用谱图特征综上所述:通过几年来的研究和实际应用发现，储集岩层热解分析的液态烃（S1）/裂解烃（S2）与S1/热解总烃Pg参数的交汇图，所表现的特征对评价储层流体性质具有较好的应用效果，不同油质具有不同的S1/S2值，而且反映明显，解释符合率高达76.3%。其次，用S2×100/Pg与S2/S1参数建立的交汇图图版进行对比与验证后,证明地化热解参数的图版解释结果与实际试油结论对比较好，证明用此方法建立的图版评价方法确定储层流体性质是可行的,用地化其他方法和相关资料进行泥浆添加剂的识别,也取得了好的效果。综述地化录井技术在油田勘探开发中的应用生油层评价所用的参数：S2、Tmax、Pg、Cp、TOC、HI、D.评价内容包括:生油机质丰度（分级）、有机质分类、有机质母质类型、有机质成熟度（热演化程度）等.生油岩评价生油岩成熟度划分指标序号成熟度评价热解烃峰定温度Tmax指标℃备注1过成熟>580热解烃峰顶温度Tmax：指热解烃S2的最高点对应的温度，是生油岩成熟度划分指标。2高成熟580-4503成熟450-4404低成熟440-4355未成熟<435泥页岩类有机质丰度（分级）评价标准分类最好生油岩好生油岩中等生油岩差生油岩非生油岩Toc>22-11-0.60.6-0.4<0.4PG>2020-66-2<2地化录井技术在油田勘探开发中的应用有机质分类标准有机质分类腐泥型腐殖腐泥型腐泥腐殖型腐殖腐类型Ⅰ类Ⅱ1类Ⅱ2类Ⅲ类HI>700700-350350-150<150生油岩有机质成熟度（热演化程度）评价标准热演化阶段未成熟生油凝析油湿气干气

峰顶温度Tmax泥页岩Ⅰ型＜437437～460450～465460～490＞490Ⅱ型＜435435～445447～460465～490＞490Ⅲ型＜432432～440445～470460～505＞505碳酸盐岩＜427427～455450～465＞465地化录井技术在油田勘探开发中的应用生油岩评价有机质丰度（分级）评价标准碳酸盐岩类有机质丰度（分级）标准未成熟～低成熟成熟高成熟～过成熟ⅠⅡ1～Ⅱ2ⅠⅡ1～Ⅱ2ⅠⅡ1～Ⅱ2最好生油岩＞1.20＞1.50＞0.39＞0.90＞0.35＞0.75好生油岩0.64～1.200.80～1.500.23～0.390.50～0.900.20～0.350.40～0.75中等生油岩0.29～0.640.40～0.800.13～0.230.25～0.500.10～0.200.20～0.40差生油岩0.10～0.190.15～0.400.07～0.130.10～0.250.05～0.100.08～0.20非生油岩＜0.10＜0.15＜0.07＜0.10＜0.05＜0.08烃源岩有机质母质过渡类型（腐泥腐殖型Ⅱ2）通常用最高热解峰温(Tmax）435℃作为烃源岩成熟门限温度。地化录井技术在油田勘探开发中的应用

利用地化相关参数进行

烃源岩评价1、烃源岩有机质丰度评价2.烃源岩有机质类型划分3、烃源岩有机质热演化程度评价4.烃源岩生烃量计算5、烃源岩排烃量计算6油气转化系数及排烃

储层评价1、储层热失重孔隙度计算2、储层真假油气显示判别3、储层含油级别划分4、储层油质判别5、储层流体性质划分6、含油饱和度计算7、地质储量计算8、产能估算9、残余油分布及烃类组成确定；10、水淹层评价等工作特点及适用范围地化录井技术在油田勘探开发中的应用其他方法的作用技术类型热解分析热解气相色谱岩石物性分析定量荧光分析三维荧光分析工作特点分析快,可做岩心,岩屑,壁芯,灵敏度高,成本低,影响小。分析精度高,可做岩心,岩屑,罐顶气样品,泥浆添加剂,全油检测,分离好,功能强。分析速度快,成本地,可分析岩屑,耗材少,NMR仪可测含油饱和度。分析速度快,可测岩屑,泥浆添加剂,扣除背景值(OFA功能更强,参数实用)分析精度高,耗材少,成本低,功能强,应用面宽;(完善方法后可识别含水)适用范围划分油层、油水同层、水层、含油水层、干层等产液性质;利用轻/重比确定原油性质.利用热解的生油岩分析参数，确定分析样品的有机质类型，划分成熟度指标，生油岩分类分级，确定地层中的生油能力，产烃潜量等。通过S1的细分指标进行生、储集层流体性质的评价,通过对正碳分布特征及主峰位置，判别油质类型及地层原油遭受氧化，细菌蚀变的规律。确定生油母质类型，演化程度及成熟度指标，原始生油环境等。真假油气显示判别，泥浆添加剂对油层异常显示的区别等。灌顶气分析确定油水界面效果较好，研究开发井水淹层等有广泛的应用前景。确定分析样品的物性，即孔隙度的好、中、差，值的大小，岩层相互连通程度，渗透能力。利用孔隙度参数结合热解相关资料，计算地化含油饱和度，产油率等。利用P-K资料辅助确定地层流体类型(NMR:可给出4个修正渗透率的公式,使K值更准确)确定地层油气丰度，含油浓度、油性指数,确定并寻找轻质油层和别的录井手段不易发现的油气显示，如凝析油在常规荧光灯下不易观察到荧光显示而只能借助QFT设备才能发现它的异常显示,配合热解资料划分储层产液性质，原油类型、系列对比级别,泥浆添加剂对油层污染的辅助鉴别等。利用岩样光谱分析指纹图，确定含油岩样中的油质类型（凝析油、轻质油、较重油、泥岩及煤系地层）等的特征类型。利用光谱资料对钻井液添加剂中混油及假异常显示的识别，确定不同样品分析的最终激发和发射波长值,进行油源对比，及谱图特征比较。生油岩研究,利用拉曼峰识别水层等等。缺点对挑样要求高、对判断气层不敏。对挑岩屑样要求高,样品需密封。挑岩屑样要求高、要有骨架、成岩性要好对挑岩屑样要求高、样需异丙醇浸泡,对气层不敏感对挑岩屑样要求高,样品需异丙醇浸泡、稀释。地化录井技术在油田勘探开发中的应用资料应用要考虑如何排除各种影响因素,使录取的各项参数真实可信,以热解,荧光录井资料为主,结合岩石物性及热解气相色谱资料等,进行综合分析,对比,找出规律及异常段,借助分区图版进行解释,突出重点，有的放矢,只有这样才能发挥地化录井技术的优势,对地层含油性进行合理评价。6、应用成果实例6.1、油质识别是储层流体性质判断的关键地层原始有机物沉积后经高温、高压及一系列的地质作用后转变为油气，油气藏如果遇构造运动，会产生多次运移，在运移过程中轻烃组份相应比重烃组份运移快，因此后期形成的油气藏与油源远近存在一特殊关系，离油源远油质轻，反之则重，特别是在构造较活跃的地区、在断层附近,断层的二重性至关重要，断层封闭好，是油气勘探的有利地区，断层封闭不好，又成为油气的通道，造成油气的散失，损失最大的应是轻质油，留下的以重质和沥青质为主，勘探效果会较差，对于此类油气异常显示，若不能对油质准确判别将造成地化解释的错误。地化录井技术在油田勘探开发中的应用H20井是准噶尔盆地某区的一口预探井，钻探目的是了解石炭系、三叠系克上组、侏罗系的含油气性，在井深1144-1164米，岩性为灰色荧光含砾不等粒砂岩，热解S0：0.02-5.36mg/g、S1：0.15-6.37mg/g、S21：1.47-65.36mg/g、S22：0.99-65.28mg/g，QFT值3023-3970，反映出较高的含油丰度，当时只注意油气异常显示强度，没有注意其油质特征，对该层解释为油层（见图1Hxx）,该井在1128-1190米，试油结果为水层，出现明显的偏差，造成解释上的失误，从热解分析数据可以看出，重质成份是轻质成份的20多倍，是明显的重质油特征，加之该区断层发育，极易对油气藏形成破坏。岩样从地层原始状态经钻头破碎返至地面、清洗、运输、再到地化上机分析，仍然保持很高的异常值，不考虑其它因素的情况，经过一系列的程序烃类检测仍然说明岩样中含烃相对量大，同时散失相对较少，又一次说明岩样中烃类轻质成份少，而重质成份较高。地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例其结果是流动性较差，难以形成工业油层，这是解释失误的原因所在，因此分析值高只是它的表面现象，对油质因素的分析必须十分重视，才能使解释的结果与实际相吻合。地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例6.2)、Mbxx井是准噶尔盆地某区地层圈闭上的一口预探井，其目的是预探该构造上侏罗系、二叠系、三叠系、白垩系的含油气性，在侏罗系井深3570-3577米，岩性为灰色荧光含砾不等粒砂岩，热解分析S0：0.01-0.03mg/g、S1：0.13-0.39mg/g、S21：0.04-0.35mg/g、S22：0.07-1.29mg/g、S23：0.02-5.82mg/g，QFT值141-503，地化分析结果看出该层明显的油气异常，如果仅从异常显示即下结论，往往显得依据不够充分，经过对资料的认真分析，发现热解分析值,重质组份比轻质成份相对要高，同样具有重质油的特性，地化解释为水层（见图2mbxx井3565-3590米）在井深3565-3590米，经试油证实为水层，该结论真实反映了掌握油气显示中油质特征的重要性。应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例储层物性对油气异常层能否形成产能至关重要6.3)、用热解分析数据结合储层物性资料判断地层流体性质。对地层储层物性的检测、目前的方法:测井有声速时差，地化的P-K或核磁共振,热解的热失重法等，录井通过钻时和dc指数预测，而地化主要运用P-K仪的核磁共振原理对岩芯、岩屑进行分析，确定地层岩石的物性，运用其物性分析资料结合热解、QFT、光谱资料极大地提高其解释可靠性。

(储层物性与油质关系表)储层物性油质情况评价物性好油质轻易成油层油质重出油较难物性差油质轻可形成油层油质重不可成油层（干层）从储层物性与油质之间的关系中可以看出，物性是制约勘探成果的一项重要因素，对岩石物性参数的分析应用非常重要，物性数据不清楚，往往会造成解释结果的失真。应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.4)、MB2X井地化解释时,在井深4390-4408米，岩性为灰色荧光不等粒砂岩，荧光湿照30%-70%，乳黄色强发光，气测TG从9105ppm升至21012ppm，组份出至nC4，地化分析S0：0-0.36mg/g、S1：0.11-0.58mg/g、S21：0.25-1.61mg/g、S22：0.06-0.30mg/g、S23：0.05-0.26mg/g、QFT：364-862，P-K分析孔隙度：6.72-8.24%，渗透率:1.06-3.30。当时分析结果时只注重油气异常显示，未对物性数据认真考虑，解释为油层，经试油结论为干层，后又反复核实资料，认为油气异常是肯定存在的，但该层段的岩石物性较差是造成不出油的重要因素，因此对物性数据不重视，必然会使解释结论失误。同样,在MB2井,井深:3934-3958米，岩性为灰白色荧光石英砂岩，荧光3%乳白色中发光，气测TG从1434升至11320ppm，组份出至nC4，地化分析S0：0.05-0.45mg/g、S1：0.65-1.52mg/g、S21：1.76-8.60mg/g、S22：0.34-1.42mg/g、S23：0.05-0.25mg/g、QFT：721-2149，P-K分析孔隙度：9.03-11.43%，渗透率：（9.272-31.07）×10-3μm2。该层油气异常显示十分明显，物性同样较前一层好，依据资料解释为油层，是比较合理的，经试油证实为油层。（图3）地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例以上两例得出:仅有油气异常显示，不充分对物性资料进行分析是远远不够的，必须了解储层的有关资料，才能准确得出解释结果。应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.5)、DX4井在井深3322-3336米，岩性为灰色荧光细砂岩，地化分析热解S0：0.09-0.53mg/g、S1：0.22-0.83mg/g、S21：0.85-2.08mg/g、S22：0.30-1.22mg/g、S23：0.01-1.08mg/g、QFT：297-752，P-K分析孔隙度：8.7-13.78%，渗透率：（3.80-22.35）×10-3μm2。从地化分析看，具油气异常显示，无论是用图版还是依靠经验进行解释，都为油水同层，但是通过生产现场汇报的日报数据，再进行仔细分析，井深3322-3325米，岩屑荧光1%淡黄色，TG：1831升至17268ppm，组份出至nC4，经提下钻，钻头3324米处测后效，钻井液密度从1.26降至1.23升至1.26，粘度56升至68降至54，气测TG：607升至11023ppm，组份出至C5，槽面出现大量的鱼籽状气泡。从本次后效可以明显看出,地层流体具备水层的特征，经过综合分析地化等有关资料，最终确定解释为水层，经试油证实，该层日产水1.69方，结论为水层。见（图4）从这一列子可以看出，尽可能多的了解现场信息，对提高解释的准确性非常必要。

地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.6)、在进行SN21井的录井过程中,在该井的2508—2526m见到了良好的录井显示，岩性为灰色荧光粉-细砂岩，荧光干照3%，土黄色，中发光，系列对比11级，乳白色。在2515.90—2520.22M取心获富含油级岩心0.36m，含油面积75%，3.96m荧光级岩心，荧光湿照95%，岩心不含水。本段气测异常明显，全量900--19092ppm，组份出至C5；气测解释2506—2524m为油层。地化分析S1：0.02—3.48mg/g，S2：0.13—2.53mg/g，轻质油。QFT指标49—830；P-K分析孔隙度(12.18-13.81)%,渗透率:1.73-4.15。地化解释2506—2522m为油层，油质为中偏轻质。该段气测显示特征与J007井的2533—2544m油层段的气测显示特征很相似。根据岩屑、岩心资料、气测、地化资料，综合解释2508—2526m为油层(图1-20)

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完井后在2511－2520m试油，日产油21.80m3、密度为0.8316,气2130m3。本井的出油,进一步扩大了SN油田侏罗系的含油气面积。地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例

SN21井2506—2524m显示段分析图(图1-20)应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.7)、综合应用地化录井资料是及时发现油气显示的基础。据SD地区资料表明，该地区油气藏具有一定特殊性，气测显示与LL地区区别较大。对于这类油气藏，目前的气测手段只能是发现而无法准确进行评价。但地化资料显示特征较明显，尤其是荧光资料、热解气相色谱资料,这些资料的综合应用为合理进行油层评价,提供了有力的支持。SD2井是该地区的重点发现井,在白垩系发现了多层显示。现场仅以气测、荧光异常为依据，确定取心层段与选样做地化。在评价时综合应用了常规、气测、地化资料综合评价，大大提高了结论的可靠性。该井在2679—2683m录井显示为：岩性为灰色荧光中-细砂岩，荧光干照5%，淡黄色，中发光，系列对比7级，乳白色，有油气味。在2680.70—2683.53m取心获富含油岩心2.83m，出筒时局部冒气，岩心断面普遍外渗浅褐色轻质油，油气味浓，染手，油脂感较强，含油较饱满、较均匀，含油面积75--85%，滴水慢扩。气测全量908—5310ppm，组份出至C5；出口泥浆密度，粘度没变，电导率10.52mS/cm升至10.74mS/cm。2680.70m后效：钻井液密度1.10降至1.03，粘度86s降到76s，电导率10.37mS/cm升至10.48mS/cm。依据气测与后效资料解释：2679—2692m为油水同层。地化：S1：0.05—1.71mg/g，S2：0.49—3.95mg/g，油质轻。QFT指标169--1875；2679.50mP-K分析孔隙度(18.09—24.29)%,渗透率18—293。热解气相色谱为前端高峰型，主峰为C12-C15，表现轻质油特征,三维荧光为轻质油。地化解释2681.82—2685.42m为油层（图1-21）。综合三方面资料后解释为2679—2683m为含水油层。经试油，获日产油65.04m3、天然气3330m3、水26.56m3。地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例

SD2井2679-2683m显示段分析图（图1-21）

应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.8)、K6井钻自井段3949.50—3976m（J3q组）岩性：灰色荧光砂砾岩，进行了地化分析项目。其中热解参数，S0:0-0.32mg/g，S1:0-2.29mg/g，S2:0.01-1.97mg/g。QFT：56-1654，异常显示强。S1/S2—S1/(S0+S1+S2)图版解释为油水同层；(S0+S1)/S2—(S0+S1)/S2×ST图版解释为含油水层；S2×100/(S0+S1+S2)—S2/S1图版解释为油水同层。3950.5米、3960.5米做岩芯三维荧光光谱分析，R=2.3，油质评价为中偏轻质油。3949.5米、3959.5米做热蒸发烃分析，主峰碳：nc14，Σc21/Σc22：7.76，碳数范围：nc9-nc31，见（图e）。该段物性分析，孔隙度：7.30-15.61%，渗透率：0.32-27.14，评价为差—中等储集层。录井解释为含水油层，最后试油结果为油层，油质为中偏轻质,与结果相吻合。地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例6.9)、在进行TZ621井的地化录井过程中,当钻至奥陶系良里塔格组地层时，地化录井井段：4871.28～4872.95m，岩性：灰色油斑生屑灰岩。地化参数S0：0.006-0.175（mg/g），S1：1.497-5.562（mg/g），S2：0.394-1.012（mg/g），气测全烃：1.10～1.62%；含油级别：油斑，原油性质为中质油，热解解释为油层；热解气相色谱的主碳峰在nC15-nC19之间，主碳峰较明显，原油性质反映了中质油的特征；曲线抬高隆起，各峰分离度也比较好、碳数组份nC13-nC35、出的较全、曲线峰形呈梳状特征，用多谱对比重复性好（见图1-22）。在录井现场,地化在4872-4873.68m用热解谱图适时解释为低产油层，但组份资料显示油气特征非常明显，综合考虑解释为油层，油质为中质。结果在4851.10-4885m进行试油，产油：103.87t/日，气：47320方/日，原油密度为0.84。后用地化亮点法解释图版验证，地化数据分析点均落在油层、油气层区域（见图1-23）。应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用(图1-22)TZ621井4850-4885m油气层段多图对比分析图地化录井技术在油田勘探开发中的应用应用成果实例(图1-23)TZ621井4850-4885m油气层段地化分析图应用成果实例地化录井技术在油田勘探开发中的应用6.10)、TZ58C井,在奥陶统良里塔格组，岩性为褐灰色荧光灰岩、褐灰色含气灰岩，地化录井储集岩厚度为100m。在该层4690.00～4706.00m井段，地化录井厚度16m，分析样品16块，分析结果：S0：0.38～1.88mg/g，S1：3.08～11.1mg/g，S2：1.8～4.31mg/g，Pg：5.47～17.10mg/g，B