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1、碎屑岩热解分析参数 S1、S2 值的校正方法编写人：腾玉明、丁莲花审核人：陈东敬胜利石油管理局地质录井公司一九九七年八月录井技术交流会材料碎屑岩热解分析参数 S1、S2 值的校正方法一、 前言碎屑岩储集岩样热解所测得的 S1、S2 值是残余含量，不能直接显示储层原始含油气状态。其影响因素有多种，有地层温度、压力变化造成烃类损失，有钻井液冲刷造成烃类损失，有样品采集保存等因素影响造成烃类损失， ，所有这些因素直接影响储层评价效果，因此必须进行校正方能评价储集层。在近十年的地化录井实践中，根据几百口井碎屑岩储层不同岩样的分析终结，建立了适合胜利油田砂泥析剖面的热解烃类损失校正方法，并取得了较好的效
2、果，下面作一简单介绍。二、 碎屑岩热解分析参数 S1、S2 的损失因素分析对于三个峰分析的岩石热解仪，其直接分析参数有 S0、S1 、S2。S0 是在 90温度下得到的 C1C7 气态烃，储集层含量很少（除气层外） ，样品分析值很小直至为零。在这里不讨论其损失因素。着重讨论一下 S1 和 S2 值的损失因素。S1 值表示的是岩样在 90-300温度区间热蒸发得到的 C8C33 之间的液态烃量。S2值表示的是在 300-600温度区间，程序升温热蒸发和热裂解的大于 C33 以上重烃及胶质沥青含量。根据石油烃类的物理性质，S1 值以液态的轻烃为主，很不稳定易挥发损失，因此，热解分析 S1 值不能代
3、表岩样的原始含烃量，是一残留量。S2 值也不等于岩样重组馏分和胶质沥青的绝对量，仍是一个残留量。造成热解分析参数 S1 和 S2 值损失的因素，归纳起来有以下几方面：1.地层温度压力改变以及钻井液对岩样的冲洗造成部分烃类损失。当地层被钻开后，地层温度、压力发生了变化，溶于原油中的气体，从储层中逸出，带走了一些液体，主要为油、水，减小了岩样分析值 S1、S2 的含烃量。岩样从井底沿井筒返至地面时，含油岩样与钻井液接触部位，受到冲刷作用，使岩样中的原油被泥浆冲掉一部分，所以又减少了岩样分析值 S1、S2 的含烃量。2.不同录井方式采取的样品分析值 S1、S2 损失量不同。岩心录井、井壁取心、岩屑录
4、井三种录井方式取得的岩样在同一层位、同一深度，经分析得到的 S1 值、S2 值，差别较大，见表 1。不同录井方式样品分析烃类损失表一S1 （mg/g ） S2 （mg/g ）井壁取心岩屑井闭取心 岩屑井号层位井深（m）密岩闭心分析值 损失% 干样 湿样损失%岩心分析值 损失% 干样 湿样损失%含油级别2364 23.61 16.76 29 9.42 10.8260/5417.57 14.89 15 11.25 12.6136/28富含油2101.4 19.58 12.42 36 8.36 9.8857/5016.78 15.34 9 12.11 13.5428/19油浸2498.5 7.02
5、5.97 15 4.44 5.0137/295.58 4.64 17 3.81 3.9832/29油斑井沙二段1993 2.66 2.06 23 1.52 1.8743/306.31 5.95 6 4.74 4.5426/24油迹表一为井沙二段同一个深度的富含油迹的砂岩样品，进行了热解分析，其结果与密封闭取心热解分析结果对比，烃类损失变化：井壁取心 S1 值损失在 15%-36%，S2 值损失6%-17%；岩屑（湿样） S1 值损失在 29%-54%；S2 值损失 19%-29%；岩屑（干样）S1 值损失 37%-60%；S2 值损失 26%-36%。同时还可以看出碎屑储集层含油级别越高，烃类
6、损失量就越大。3.岩样挑选制备及保存不当造成烃类损失通常采取的岩样必须及时处理，上机分析。如果岩样不密闭保存，或者在处理时将样品粉碎细（对储油岩而岩）都会造成烃类的损失，特别是 S1 值减少。如果晾晒时间过长，岩样中的轻烃挥发就更多。一般情况下，岩样放置两天以上轻烃会损失 6%以上，放置 30 天，烃类损失可达 35%以上，见表二。岩样放置时间烃类损失表二放置时间 S1 S2 S1 损失% S2 损失%0 20.8 5.50 0 02 19.55 5.43 6.01 1.275 18.11 5.28 12.93 4.0010 16.58 5.23 20.29 4.9115 16.09 5.22
7、 22.64 5.0920 15.35 5.21 26.20 5.2730 13.41 5.04 35.53 8.36三、 热解分析参数 S1 值、S2 值校正方法根据前面对碎屑储集岩石热解参数 S1 值 S2 值损失因素的分析，主要是不同录井方式及岩样放置时间。对 S1 值 S2 值的校正也从这两方面入手。表三为总结了 S1 值恢复系数K1 的取值范围以及 S2 值恢复系数 K2 的取值范围。图二是总结了不同油性质的储层岩样放置时间与烃类损失的关系曲线，确定 S1 值恢复系数 Kd。轻质原油 S1中质原油 S1重质原油 S1图 1 不同性质原油 S1 值损失曲线烃类损失还与储集层中原油有关，
8、油质越烃，烃类损失越大，放置时间越长，轻烃就越易损失。见图一。图中轻质原油在放置 30 天以后，S1值损失达 50%以上。S2 值损失很少，一般在 5%左右。不同录井方式样品烃类恢复系数表三恢复系数 录井方式 K1 K2岩心 1.2B0 1.1B0井闭取心 1.4B0 1.3B0富含油砂岩油浸砂岩 岩屑 1.6B0 1.5B0岩心 1.1B0 1.1B0井壁取心 1.3B0 1.3B0油斑砂岩油迹砂岩 岩屑 1.4B 1.4B0在制定恢复系数表中，把富含油和油浸砂岩划为一个恢复档次；油斑和油迹砂岩划为一个档次。另外还考虑地面原油和地下原油体积发生的变化对分析值的影响，又附加了原油体积系数（B0
9、） ，一般采用1.3。从烃类损失量随放置时间变化曲线上分析，样品损失在 10 天之内最大，30 天后趋于平衡。S2 值与放置时间烃类损失量很小。因此样品分析无论在现场还是在室内，如果样品不是密闭保存，那么样品分析 S1值必须有放置时间烃类损失的恢复。经过放置时间恢复，再经过不同录井方式分析值恢复 S1 值和 S2 值基本上得到了校正能够用来评价储集层。四、应用效果分析近十年中我们应用烃类损失量与放置时间关系以及不同录井方式与烃类损失关系，对地化录井所有的储集层包括探井，科探井、参数井、开发井等样品分析值进行一系列恢复后评价储集层含油性质，含油级别、原油性质、估量产能等取得较好效果，作为完井试油
10、的一项重要资料得到广泛重视。地化录井与试油成果对比表图 2 烃类损失量随放置时间变化曲线轻质原油 S1中质原油 S1重质原油 S1S2表 4井号 井段 岩性 S1 分 S1 校 S2 分 S2 校 地化解释 试油结论丰 112 井 30713083.4 褐色富含油粉砂岩 17.5 26.3 11.9 17.8 油层 油层富 111 井 2708.52728.7 褐色油浸粉砂岩 9.52 16.2 8.53 12.8 油层 油层史 11 井 3185.83135.4 褐色油浸粉砂岩 2.37 4.27 3.09 4.98 油水同层 油水同层盐 18 井 22212236 褐色油浸含砂砂岩 13.
11、7 20.6 9.67 14.5 油层 油层纯 43 井 2567.42599.5 灰色油斑粉砂岩 2.84 7.95 4.25 8.44 油水同层 油水同层滨 661 井 27232758.5 褐色油浸粉砂岩 8.6 12.9 5.73 8.6 油层 油层滨 661 井 2666.72678.4 褐色油浸粉砂岩 7.73 11.6 5.2 7.8 油层 油层纯 371 井 2685.82698.6 褐灰色油浸粉砂岩 11.4 19.5 5.76 8.64 油层 油层史 117 井 3298.83308.3 褐色油浸细砂岩 14.3 24.4 5.82 8.74 油层 油层大 656 井 23
12、812406.3 褐色油浸粉砂岩 6.18 10.2 5.58 8.93 油层 油层利 90 井 2797.32853.4 深灰色油浸灰质砂岩 9.87 15.8 8.32 12.9 油层 油层滨 660 井 2797.42817.7 灰色油斑粉砂岩 5.57 9.47 13.6 23.2 油水同层 油水同层富斜 11 井 2756.02772.0 灰色油斑粉砂岩 12.5 17.6 10.1 14.1 油层 油层利古 3 井 2698.52710.0 褐色油浸粉砂岩 10.4 24.9 5.63 12.96 油层 油层丰 112 井 2887.42906 灰色油斑粉砂岩 5.36 8.05
13、6.2 9.3 油水同层 油层富 11 井 25252529 灰色油浸粉砂岩 12.4 18.6 10.8 16.3 油层 油水同层车 408 井 33333435.5 灰色油浸粉砂岩 8.12 9.22 3.22 5.18 油水同层 油层史 10 井 30373044 棕褐色富含油细砂岩 4.97 8.2 4.8 6.53 油水同层 油水同层史 10 井 30653171.9 棕褐色富含油细砂岩 3.59 5.29 2.02 3.24 油水同层 油水同层表四是地化分析储集层评价与试油结果对比的一部分实例。从表四中可以看出，用校正的后的地化分析数据在解释油水层方面有较好的符合性，与试油结论符合率达 90%以上。岩石热解分析值 S1、S2 的校正方法是来之于生产实践又就用于生产实际，方法的总结立足于济阳坳陷第三系地层，储集层的物性、含油性，根据充足、方法简单适用，完全适合现场快速评价储集层要求。
