王 俊 楊世亮 張麗艷 肖光武 張艷茹 李 菁

(中國石油大慶油田鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司)

0 引 言

大慶油田古龍頁巖油儲層具有非均質(zhì)性強(qiáng)、氣油比高、流動性好、輕烴揮發(fā)快等特點，含油性準(zhǔn)確評價難度非常大。巖石熱解分析技術(shù)是頁巖油儲層最主要的含油性評價錄井技術(shù)，但以巖屑或常規(guī)巖心樣品為分析對象的該項技術(shù)，在水平井和直井中分別受到油基鉆井液污染和輕烴逸散揮發(fā)影響較嚴(yán)重，導(dǎo)致關(guān)鍵評價參數(shù)失真。因此，儲層含油性評價必須首先破解污染剔除和輕烴揮發(fā)校正的難題。

巖石熱解分析技術(shù)是利用程序升溫原理對巖石樣品中可熱蒸發(fā)和熱解的烴類含量進(jìn)行定量測定的一種方法，其檢測的參數(shù)主要為S0、S1、S2、Tmax。其中S1為300℃時測得的C8-C29輕質(zhì)及中質(zhì)烴類組分的液態(tài)烴含量，主要用來評價頁巖油儲層中游離烴的含烴量，是一項對頁巖油儲層進(jìn)行含油性評價和勘探儲量評價均非常重要的參數(shù)[1-6]。

1 古龍頁巖油儲層含油性評價面臨的困難

目前，大慶油田古龍頁巖油水平井錄井項目只有巖屑錄井、氣測錄井。以巖屑為分析對象的巖石熱解數(shù)據(jù)S1值，由于受到油基鉆井液有機(jī)溶劑的污染，嚴(yán)重失真無法真實反映儲層的含油性變化特征(表1)，致使頁巖油水平井缺少準(zhǔn)確的含油性評價參數(shù)，迫切需要尋找一種油基鉆井液體系下的巖石熱解S1值校正方法，使其校正至水基鉆井液狀態(tài)下。

表1 GY 3HC井導(dǎo)眼井與水平井兩種鉆井液體系下的巖石熱解數(shù)據(jù)

水基鉆井液體系下的巖屑與常規(guī)巖心相比，在上返過程中由于受鉆井液沖刷以及在地面清洗過程中會發(fā)生大量輕烴揮發(fā)，嚴(yán)重影響測量值的準(zhǔn)確性，需要將測量值校正至常規(guī)巖心狀態(tài)。

常規(guī)巖心與保壓冷凍巖心相比，常規(guī)巖心在井筒內(nèi)壓力釋放及出筒后的常溫放置中依然會有部分烴類損失，同樣需要進(jìn)行輕烴揮發(fā)恢復(fù)校正。

2 巖石熱解關(guān)鍵參數(shù)校正方法研究

針對油基鉆井液污染S1值的影響，優(yōu)選未污染的巖石熱解參數(shù)，根據(jù)巖石熱解分析標(biāo)準(zhǔn)中TOC計算公式，間接求取S1校正值，實現(xiàn)污染剔除校正。水基鉆井液體系中巖石熱解分析樣品主要為巖屑、常規(guī)巖心、保壓巖心，其中保壓冷凍巖心樣品分析數(shù)值最接近地層真實數(shù)值，常規(guī)巖屑、巖心均有不同程度的輕烴揮發(fā)逸散損失，不同程度低于地層原始值。大慶油田勘探開發(fā)研究院的實驗表明，生油巖成熟度是影響古龍頁巖油儲層輕烴揮發(fā)的首要因素，于是按成熟度區(qū)間，開展實驗分析，進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計。應(yīng)用相同位置的巖屑、常規(guī)巖心、保壓巖心樣品，逐級建立S1揮發(fā)恢復(fù)校正公式，將巖屑、常規(guī)巖心樣品S1測量值均校正至保壓巖心狀態(tài)，提高該項資料縱向上單井層與層之間，以及橫向上井與井之間的可比性。

2.1 油基鉆井液污染校正方法

油基鉆井液中的柴油等添加劑會污染巖屑樣品，深入樣品孔隙中的有機(jī)溶劑無法通過浸泡、清洗等物理化學(xué)方法定向祛除，在熱解時會產(chǎn)生大量烴類，導(dǎo)致巖屑熱解S1值失真，嚴(yán)重影響儲層含油性評價，因而需要對這項參數(shù)進(jìn)行污染剔除校正。

姜亞輝[7]應(yīng)用S2參數(shù)進(jìn)行擬合分析，建立了致密砂巖儲層油基鉆井液S1值校正方法，但該方法在古龍頁巖油儲層應(yīng)用效果不理想，于是重新梳理相關(guān)參數(shù)，尋找新的校正方法。

2.1.1 關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)選

分析GB/T 18602-2012《巖石熱解分析》中TOC求取公式TOC=0.083(S0+S1+S2)+0.1S4發(fā)現(xiàn)，氣態(tài)烴(S0)、液態(tài)烴(S1)、裂解烴(S2)、殘余碳(S4)在總有機(jī)碳TOC中呈固定比例。由于S0測量值很小，當(dāng)把(S0+S1)值合為S1值后，TOC與S1、S2、S4均可以建立線性回歸關(guān)系。因此，嘗試通過求取TOC校正值，間接求取S1校正值。

油基鉆井液有機(jī)溶劑主要是柴油，其主要成分為C10-C22的烴類。S2值為300～600℃測得的大于C33的重質(zhì)原油及瀝青質(zhì)組分，S4值為600～900℃測得的分子量更大的殘余碳。開展實驗分析，將油基鉆井液浸泡后的巖屑樣品進(jìn)行巖石熱解分析，對比發(fā)現(xiàn)油基鉆井液對S2、S4值影響均較小(表1)，這兩項參數(shù)均可作為校正TOC的關(guān)鍵參數(shù)。

進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，復(fù)合參數(shù)(0.083S2+0.1S4)與TOC的相關(guān)性更好，TOC校正值與實測值吻合率高達(dá)97.6%，絕對誤差在0.06%左右，反映該方法具有很好的適用性(表2)。

2.1.2 油基鉆井液巖屑S1值污染剔除校正方法

首先利用水基鉆井液下的巖屑S1數(shù)據(jù)，建立復(fù)合參數(shù)(0.083S2+0.1S4)與TOC值的線性關(guān)系式，求取TOC校正值，再依據(jù)GB/T 18602-2012《巖石熱解分析》中TOC求取公式TOC=0.083(S0+S1+S2)+0.1S4，推導(dǎo)出S1值的計算公式，即將TOC校正值和S2、S4實測值代入該式，從而獲得S1校正值。

應(yīng)用導(dǎo)眼井(水基鉆井液)巖屑熱解分析數(shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸擬合，以(0.083S2+0.1S4)為橫坐標(biāo)，TOC實測值為縱坐標(biāo)(圖1)，進(jìn)行相關(guān)性分析，建立TOC校正公式：

TOC校正=1.24(0.083S2+0.1S4)

依據(jù)GB/T 18602-2012《巖石熱解分析》中TOC求取公式可推導(dǎo)出，S1校正=1.20(10TOC校正-S4)-S2-S0，由于S0數(shù)值較小，一般小于0.01 mg/g，與其他幾項參數(shù)值相比可忽略不計，故油基鉆井液S1校正=1.20(10TOC校正-S4)-S2。

表2 TOC值校正誤差分析

圖1 TOC與S2、S4 組合參數(shù)相關(guān)性分析

將古龍頁巖油儲層油基鉆井液水平井S1校正值與水基鉆井液導(dǎo)眼井相同深度的巖屑S1實測值進(jìn)行對比，相關(guān)性為86.0%，絕對誤差平均為0.36 mg/g(表3)，誤差較小，反映該方法實用性較強(qiáng)。

2.2 水基鉆井液揮發(fā)恢復(fù)校正方法

與保壓冷凍巖心相比，常規(guī)巖心在壓力釋放、常溫放置等過程中存在不同程度的揮發(fā)逸散，導(dǎo)致常規(guī)巖心的巖石熱解分析數(shù)據(jù)明顯低于保壓巖心，造成常規(guī)巖心分析數(shù)據(jù)無法與保壓巖心分析數(shù)據(jù)直接進(jìn)行井間定量對比。因此，需要對常規(guī)巖心樣品S1值進(jìn)行恢復(fù)校正。

表3 S1值校正誤差分析

另一方面，與常規(guī)巖心樣品相比，巖屑樣品從井底上返至井口需要更長的時間，以及清洗等多種因素，導(dǎo)致巖屑樣品S1值較常規(guī)巖心S1值低很多，這就急需一種將巖屑樣品S1值恢復(fù)至常規(guī)巖心狀態(tài)下的方法，來校正烴類的損失。

因此，若想獲取地層原始液態(tài)烴含量，需要先將巖屑樣品S1值校正至常規(guī)巖心狀態(tài)下，再將常規(guī)巖心S1值恢復(fù)至保壓巖心狀態(tài)。

2.2.1S1揮發(fā)校正方法(巖屑校正)

由于巖屑樣品受鉆井液的浸泡和沖洗導(dǎo)致輕烴揮發(fā)嚴(yán)重，影響到含油性評價結(jié)果的準(zhǔn)確性，巖屑S1值需要校正至常規(guī)巖心狀態(tài)[7]。

在鉆井及向地面提升的過程中，巖屑中大部分烴類損失。這是由于在鉆井過程中，鉆井液對巖屑的強(qiáng)烈沖刷作用，以及隨著巖屑從井底被鉆井液提升到地面的過程中，巖屑孔隙中的輕烴隨著井內(nèi)壓力的不斷減小而逸出，加之巖屑上返中受到鉆井液以及返出后受到清水反復(fù)清洗，巖屑外部的輕烴揮發(fā)殆盡[8]。

大慶勘探開發(fā)研究院的研究表明，頁巖成熟度是影響古龍頁巖油儲層輕烴揮發(fā)的首要因素，成熟度越高，原油流動性越好，揮發(fā)量越大，鏡質(zhì)體反射率Ro是反映頁巖油儲層成熟度的一項重要參數(shù)。統(tǒng)計古龍地區(qū)10余口常規(guī)巖心、巖屑同步分析數(shù)據(jù)，結(jié)合巖心實測Ro數(shù)據(jù)，建立巖屑S1揮發(fā)校正公式，即校正系數(shù)a=3.93Ro2-7.36Ro+4.67(表4、圖2)。

巖屑S1實測值乘以揮發(fā)校正系數(shù)a，即可獲得常規(guī)巖心狀態(tài)下的S1值，即:S1校正=aS1巖屑。

表4 S1校正系數(shù)統(tǒng)計

圖2 S1校正系數(shù)a公式求取

2.2.2S1恢復(fù)校正方法(常規(guī)巖心校正)

與保壓鉆井取心相比，常規(guī)鉆井取心巖心在井筒內(nèi)及出筒后受壓力釋放的影響，以及清洗中受清洗液沖刷的影響依然會有部分烴類損失，需要進(jìn)行輕烴揮發(fā)恢復(fù)校正。

應(yīng)用保壓巖心，開展巖心解壓、解凍實驗，建立保壓巖心與常規(guī)巖心S1揮發(fā)恢復(fù)值與Ro擬合方程，求取恢復(fù)系數(shù)(圖3)。

圖3 S1恢復(fù)系數(shù)A公式求取

恢復(fù)系數(shù)求取公式為：

A=46.44Ro4-281.73Ro3+632.06Ro2-

618.75Ro+223.84

式中：A為恢復(fù)系數(shù)，無量綱；Ro為鏡質(zhì)體反射率，%。

恢復(fù)校正公式如下：

S1恢復(fù)=AS1巖心(或S1恢復(fù)=AS1校正)

式中：S1恢復(fù)為巖心、巖屑S1的恢復(fù)值，mg/g；S1巖心為巖心實測S1值，mg/g；S1校正為巖心、巖屑S1的校正值，mg/g。

3 應(yīng)用效果分析

3.1 AP 1井

以A 1井及AP 1井為例介紹巖屑熱解S1值油基鉆井液污染校正效果。AP 1井的目標(biāo)靶層為A 1井的63-65號層，依據(jù)實鉆軌跡分析，AP 1井從井深2 150.0 m開始造斜，于井深2 738.0 m進(jìn)入水平段，水平段長1 562.0 m。AP 1井入靶后，下探找層，鉆穿63、64、65號層，至66號層上部完鉆。

將AP 1井造斜段依照電測曲線分為7段，將校正的S1、TOC數(shù)據(jù)與導(dǎo)眼對應(yīng)位置的S1、TOC值進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，各段數(shù)值較接近(表5)，其中S1校正平均值較水基鉆井液導(dǎo)眼井段高0.22～0.84 mg/g，TOC校正值較水基鉆井液高0.01%～0.19%，反映該校正方法具有較好的適用性。

將校正后的數(shù)值依據(jù)“S1恢復(fù)校正方法”進(jìn)一步恢復(fù)至保壓狀態(tài)下，由于AP 1井對應(yīng)導(dǎo)眼井段Ro為1.40%，帶入恢復(fù)系數(shù)公式中，求取恢復(fù)系數(shù)為1.76，進(jìn)而將AP 1井S1校正值乘以恢復(fù)系數(shù)1.76，得到最終的S1恢復(fù)值，該值與測井計算S1值相對誤差為4.11%，相關(guān)性達(dá)到89.9%，反映了數(shù)據(jù)的可靠性。

表5 A 1井與AP 1井S1、TOC數(shù)據(jù)對比

依據(jù)該校正方法，AP 1井水平段解釋17層，厚1 562.0 m，其中頁巖油一類層15層，厚1 351.6 m；頁巖油二類層2層，厚210.4 m。AP 1井壓后自噴，日產(chǎn)油26.79 t，工業(yè)油層(圖4)。

圖4 AP 1井水平段解釋綜合圖

3.2 GY 3HC井

以GY 3HC井為例介紹水基鉆井液巖屑熱解S1值揮發(fā)恢復(fù)校正方法效果。該井進(jìn)行了保壓巖心、水基鉆井液巖屑熱解分析實驗，來驗證巖屑巖石熱解分析S1值揮發(fā)校正方法的準(zhǔn)確性。

將Ro數(shù)據(jù)分別帶入巖屑熱解S1揮發(fā)校正公式和恢復(fù)公式后，分別求得校正系數(shù)為1.80、恢復(fù)系數(shù)為1.41，恢復(fù)校正后巖屑S1值較保壓巖心實測值高約0.33 mg/g，相對誤差為4.02%，反映巖屑S1值恢復(fù)校正后數(shù)值較準(zhǔn)確(表6)。

表6 GY 3HC井保壓巖心、巖屑S1數(shù)據(jù)對比

4 結(jié)論與建議

(1)針對古龍頁巖油油基鉆井液體系中巖石熱解S1值受污染嚴(yán)重問題，優(yōu)選未被污染的S2、S4為復(fù)合參數(shù)，分別進(jìn)行TOC、S1校正，獲得水基鉆井液體系校正值，解決了頁巖油油基鉆井液水平井含油性準(zhǔn)確評價的難題。

(2)水基鉆井液體系中巖屑、常規(guī)巖心與保壓巖心相比，均存在不同程度的輕烴揮發(fā)逸散，結(jié)合地層成熟度建立S1值揮發(fā)恢復(fù)雙級校正方法，實現(xiàn)了該參數(shù)井間定量對比應(yīng)用。

(3)影響古龍頁巖油儲層巖屑、常規(guī)巖心輕烴揮發(fā)逸散的因素較多，本文只考慮了最主要因素(地層成熟度)。此外，巖石孔隙度、巖屑粒徑、鉆井液浸泡時間等都會影響到輕烴損失量，因此水基鉆井液S1值揮發(fā)恢復(fù)校正方法需要繼續(xù)完善。