油气水层的识别与评价上进行总结、评价, 提出更加明确的复杂油层的识别与评价方法, 研究成果可在大庆探区全面推广应用, 也可以直接应用于地质条件相似的其它地区, 并服务应用于油田开发领域。
1 轻质油层识别与评价方法
1.1 应用岩心资料识别轻质油层
岩心录井是地质录井工程中的一道重要工序, 镜下荧光轻质矿油储备岩层岩心物的特点:岩心出现时其表层有气泡出现;油的颜色通常为淡褐色, 味道较浓厚且刺激, 荧光普照色多但黄色为多;多次进行观测岩心位置, 单纯的用肉眼是无法进行辨别的, 无色无味, 不显示荧光。
1.2 轻质矿油层运用热解色进行识别
1.2.1 原油性质结合热解参照比例数进行判断
比较数值法是指运用五峰判断各区域参数和总含量的对比值, 再对储备岩层矿油进行性质对比。
式中S0为天然气组分, S1为汽油馏分, S21为柴油+煤油, S22为蜡及重油馏分, S23为胶质、沥青质馏分, P1、P2、P3、P4分别为凝析油、轻质油、中质油、重质油指数。
热解五峰分析原油性质判别标准:
P1>0.9为凝析油
P2>0.9为轻质油
P3∈0.5-0.8为中质油
P4∈0.5-0.7为重质油
P4>0.7为残余油
应用五峰分析P2指数可以识别轻质油。
1.2.2 应用原油轻重组分指数PS识别轻质油
分析分析得出S1代表轻质组成含的分量, S2代表重质油层包含的分量。
PS=S1/S2---代表轻重质组成的分量值
PS值大表示原油的质量高, PS值小表示原油的质量低, 所以通过对PS的指数分析就可以对储备油层的原油进行性质上的分析。
运用PS标准数的分析进行轻油质的判断标准, 在PS值的1.5至5.0之间
1.2.3运用产油率的指标OPI对轻质油层进行识别并判断标准
OPI=S1/ (S0+S1+S2) 0.6
2 稠油层识别与评价方法
油气在运移过程中和成藏后, 水源动力的力量很强, 含氧量也颇高, 依靠氧份存活的菌类活跃度高, 与由烃类产生菌化和氧化的情况极易发生, 导致异构烷烃及杂质原子化合物的总含量加大, 正构烷烃总量减少, 促成多种的氧、硫、氮及胶质沥青质等物质, 油质变稠变差。
2.1 地化热解辨识办法
2.1.1 热解分析参数与原油密度、稠度紧密相关
据统计得出萨尔图油层的原油密度和稠度 (图2-1) , 得出原油成分多在在0.89-0.94 g/cm3, 原油稠度平均在95m P·s左右, 且地化热解分析参数 (S1/S2) 与原油密度和稠度之间具有较好的关联性 (图3-16-17) 。所以S1/S2的数值变小, 原油密度和稠度均就有增长的走势。因此根据S1/S2值的大小进行评判储备油层的密度和稠度值的范围, 从而得出原油的属性, 得出稠油层。
2.1.2 热解分析资料识别稠油层方法
轻重组份比:S1/S2<0.5;
油产率指数:OPI<0.4
2.2 应用实例
杜58井7号层为钻井取心段, 岩心观察, 上部为过渡岩性, 下部物性相对好处为油浸、油斑、油迹粉砂岩, 含油颜色以棕褐、灰棕色为主;油浸砂岩含油较饱满, 油味淡, 原油吸附在颗粒表面, 含水特征明显。岩心局部发育裂隙。
从本层的各项资料看:地化热解参数S1/S2值为0.64;气相色谱响应值明显偏低, 未分辨化合物含量明显偏高;镜下荧光层面表现的颗粒主要是, 荧光颜色很低, 多为深棕色、棕褐色, 均表现为稠油层特征。
气相色谱数值较低, 与水层对比则显示较高, 正构烷烃组分较齐全;镜下荧光观察该层含油率在40%以上, 含水率相对较低, 镜下荧光颜色偏暗。
研究分析各指标证实此层应是水油同层作用, 主要为产生水量。结合上述阐述为水层, 此层试油的求产方式也汲取, 日产油0.159t/d, 日产水64.068m3/d, 结论为低产油水层。原油分析密度0.9288g/cm3, 稠度为392.695m P·s, 为稠油层。
3 结语
在识别轻质油与稠油时, 除应用岩心资料识别外, 还要用地化资料中的热解分析, 气相色谱分析, 镜下荧光资料等多种手段求取的同类评价参数相互印证, 提高了参数的准确性, 更好的识别轻质油与稠油。
摘要：油气勘探的主要环节分别是油气水层录井辨识与评估。油田勘探工作的壮大发展使得面临勘探对象的问题日益复杂, 要求逐渐扩大, 难度不断增长, 已有的井筒识别评价技术无法满足勘探精细评价工作的需求。因而, 有必要针对上述问题进行研究。因此2007年我们对松辽盆地及海拉尔盆地十多个区块进行了轻质油层、稠油层、残余油水层的识别与评价工作, 并在现场应用取得成果越大, 尤其轻质油层、稠油层识别是油层识别的难点。
关键词：录井,油水层,识别,评价