随钻录井快速识别储集岩与烃源岩的方法及应用

李怀军 李秀彬 翟亚杰 曾 杰 张小虎 戴 敏

(中国石油西部钻探地质研究院(克拉玛依录井公司))

0 引 言

全球油气勘探随着常规油气资源的减少和新理论与新技术的发展，非常规油气藏日益受到重视。随着非常规油气藏部署越来越多，给录井行业带来了新的挑战。页岩油作为非常规油气藏的一种重要类型，是指以吸附或游离状态赋存于烃源岩中，或是与烃源岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中未经过大规模长距离运移聚集的石油。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组近年来取得许多重要突破，多口井获得工业油流。芦草沟组主要分为芦草沟组一段(P2l1)和芦草沟组二段(P2l2)，共发育上、下两套甜点体，其中“上甜点”分布在芦草沟组二段二层组，以碳酸盐岩类沉积为主，“下甜点”分布在芦草沟组一段二层组，为三角洲前缘亚相和滨浅湖-半深湖亚相泥岩沉积[1]。截至目前，共钻穿芦草沟组直井30余口，水平井近百口，大部分井均获得工业油流。钻后分析结果显示，在钻井过程中，气测及肉眼观察岩心及随钻岩屑的好与坏，并不是决定试油结论及产量的主控因素，这给随钻过程中储集层评价带来很大困难。随钻过程中如何有效快速地识别储集岩与烃源岩，已成为钻井成功与否的关键因素。

本文通过对二叠系芦草沟组地化录井数据进行深入挖掘，与试油结论相互验证，摸索出一套适用于本区块有效的地化录井手段，彻底解决了储集岩与烃源岩识别困难的技术难题。

1 储集岩与烃源岩识别技术

针对二叠系芦草沟组储集岩与烃源岩的识别需求，利用岩石热解色谱录井技术、岩石热解-气相色谱录井技术、三维定量荧光录井技术、核磁共振录井技术来解决面临的难题。

1.1 岩石热解色谱录井技术

岩石热解色谱录井技术用于定量检测岩石样品中烃类的含量，其原理是在特殊的热解炉中，对所分析的样品进行程序升温，使样品中的烃类在不同温度下 “蒸发”或“裂解”，然后通过载气的携带，使样品中“蒸发”和“裂解”的烃类气体由氢火焰离子化检测器进行检测，从而将不同质量分数的气体转化为相应的电流信号，计算机处理后，记录各组分含量，生成谱图。热解所生成的参数有含气量S0(mg/g)、汽油含量S11(mg/g)、煤油和柴油含量S21(mg/g)、蜡和重油含量S22(mg/g)、胶质和沥青质含量S23(mg/g)，计算参数有凝析油指数(P1)、轻质油指数(P2)、中质油指数(P3)、重质油指数(P4)、含油气丰度St(mg/g)等，利用这些参数数据及谱图特征来识别储集岩及烃源岩(下文中各类参数均用代号表示)。

1.1.1 储集岩特征

储集岩热解色谱谱图烃类分布呈现出高S11和S21值，低-高S22值，S23无异常显示或显示较弱，S0无显示，St值从低至高均有分布，故St值不作为岩石热解色谱技术的评价标准(图1a)。

1.1.2 烃源岩特征

烃源岩热解色谱谱图烃类分布呈现出高S22和S23值，低S11和S21值，S0无显示，St值从低至高均有分布，St值也不作为岩石热解色谱技术的评价标准(图1b)。

图1 储集岩及烃源岩热解色谱谱图特征

1.1.3 储集岩与烃源岩评价标准

由于二叠系芦草沟组热解含油气丰度(St)不能有效识别出储集岩与烃源岩，此参数不作为岩石热解色谱评价指标。利用岩石热解谱图烃类出峰位置所产生的数据构建储集岩与烃源岩评价标准，建立液态烃指数(公式1)评价方法。依据此方法对二叠系芦草沟组所分析的7 386个岩屑样品点，1 195个岩心样品点数据进行统计分析，可以看出在各个区间范围内(图2)岩屑及岩心所占比例基本相当，可以认为岩屑与岩心样品评价方法可采用同一种方式进行，其规律可以在两种样品间通用。利用岩石薄片技术对岩心样品进行岩性识别，细分出储集岩与烃源岩，归纳出液态烃指数评价标准(表1)，能较好地区分出储集岩及烃源岩，有效地解决了现场随钻录井岩性识别难题。

液态烃指数=(S11+S21)/(S22+S23)

(1)

图2 二叠系芦草沟组液态烃指数分布

表1 液态烃指数评价储集岩和烃源岩标准

1.1.4 基于特征原理分析

二叠系芦草沟组上甜点段储集层储集岩以白云质粉砂岩、白云岩为主，下甜点段储集层储集岩以粉砂质白云岩和细粒碎屑岩为主，烃源岩以泥岩和白云质泥岩为主。参照前人经验，在页岩油区块，储集岩及烃源岩去白云石化作用很普遍，去白云石化是指碳酸盐中方解石对白云石的交代作用(CaMg(CO3)2+Ca2++SO42-=2CaCO3+Mg2++SO42-)。去白云石化对储集层的影响可以分为两部分(图3)：矿物内部分子的置换引发矿物体积的增大而使岩石孔隙体积缩小，主要是所析出的CaCO3沉淀形成方解石充填，降低了储集层岩石的孔隙度；另外，去白云石化方解石仍保留原始白云石菱形晶型，白云石经历选择性淋滤的去白云石化后形成白云石晶墨孔，无方解石充填或仅残存少量的白云石晶簇，这种情况下，去白云石化可以形成很好的储集层[2]。

二叠系芦草沟组在近源短距离运输过程中，易运移油气向物性好储集层运移或聚集，显示出热解轻组分偏高，重组分偏低，呈现出储集岩特征，不易运移油气残留在烃源岩或致密储集岩(极低孔隙度，对产能无贡献)中，根据区块烃源岩处于低成熟-成熟阶段，显示出热解重组分不变，轻组分不变，均呈现区块烃源岩特征。分析认为该区块去白云石化作用是造成岩石热解色谱特征规律的主要原因，据此可以快速准确地对储集岩及烃源岩进行识别。

图3 白云石化过程及运移产物示意图

1.2 岩石热解-气相色谱录井技术

岩石热解-气相色谱录井技术是将待分析的样品装入坩埚，送入热解炉中，经热解炉加热后由载气(N2)携带进入柱箱，再经毛细管色谱柱进行分离，分离后的组分由氢火焰离子化检测器检测、放大器放大后由数据处理系统进行接收、判断、处理和分析，形成nC10-nC40的正构烷烃、姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)等曲线。

1.2.1 技术参数意义

(1)碳数分布范围：指被测样品中最低碳数与最高碳数之间的碳数范围，反映烃类的组成。

(2)主峰碳：指样品中最大百分含量的正构烷烃碳数，主峰碳数与原始有机母质有关，以藻类为主的有机质，其主峰碳一般位于C15-C23，而以陆源高等植物为主的有机质，其主峰碳位于C23-C29，另外主峰碳随着有机质成熟度的增加而逐渐降低。

1.2.2 储集岩特征

谱图峰值高，出峰齐全，碳数范围一般分布在nC12-nC35，主峰碳位置在nC17-nC23，形态呈现出前峰型或中峰型，近似于倒“V”状(图4a)。

1.2.3 烃源岩特征

谱图峰值较低，碳数范围分布不全，个别见少量正构烷烃分布，标志峰不明显。出峰较齐全样品的谱图呈现后峰型，碳数范围一般分布在nC15-nC33，其中主峰碳位置靠后，主要分布在nC23-nC27，与储集岩区别明显(图4b)。

1.2.4 基于特征原理分析

二叠系芦草沟组烃源岩属于低成熟-成熟阶段，低成熟阶段生成的原油常常含有较多的非烃成分和沥青质，而饱和烃和芳香烃的含量相对低一些。随着烃源岩成熟度的增加，饱和烃和芳香烃的含量增加，非烃成分与沥青质的含量降低。这主要是由于随着烃源岩成熟度的增高，干酪根裂解生成烃类的分子越来越小，而且随着围岩孔隙度的降低，大分子的非烃类相对于小分子的烃类来说排驱要困难得多，因而成熟原油与高成熟原油中饱和烃的含量越来越高。

图4 储集岩及烃源岩岩石热解-气相色谱谱图特征

另外，原油从烃源岩到油藏的运移过程中其组成也在不断发生变化。总体趋势是随着运移距离的增加，非烃与沥青质类极性成分由于被地层吸附含量越来越低，饱和烃、芳香烃类等非极性或弱极性成分含量越来越高，分子也越来越小。正是由于储集岩与烃源岩有如上特征，岩石热解-气相色谱峰型呈现出不同的特征，烃源岩饱和烃岩石热解-气相色谱谱图形态分布以nC21以上高碳数正构烷烃为主，nC21以下中、低碳数正构烷烃含量相对较低，呈后峰型分布。随着烃源岩成熟度的增加，低碳数烷烃的相对含量逐渐增加，而高碳数烷烃的含量逐渐降低，呈现前峰型-中峰型。利用此方法可以有效地对储集岩及烃源岩进行划分。

1.3 三维定量荧光录井技术

三维定量荧光录井技术是利用不同波长激发光对样品进行连续激发，同时连续检测样品发出的不同波长荧光，根据荧光强度和波长的变化评价样品含油气情况。三维定量荧光录井技术检测的是物质整个发光范围的“山丘”状立体荧光图形，是对荧光物质发光全貌的描述，反映出所测样品的荧光峰值[3]，当荧光强度INT最大时(主峰峰顶)即INT=INTmax时激发波长为最佳激发波长(Ex)，此时的发射波长为最佳发射波长(Em)。最佳激发波长和最佳发射波长反映原油性质，如果最佳激发波长和最佳发射波长越大说明油质越重，反之说明油质越轻，相当油含量代表了单位样品中荧光物质的含油浓度,反映被测样品中的含油气丰度。由于不同性质的原油和不同烃源岩生成的油气具有不同的特征，可以利用原油和烃源岩不同的三维荧光特征来进行油油对比、油源对比。本文主要阐述油源对比，即原油在储集岩和烃源岩内不同的富集状态及在三维定量荧光分析中所呈现的不同特征，以此来区分储集岩及烃源岩。

1.3.1 储集岩特征

受到油气运移、聚集及生物降解特征的影响，芦草沟组原油性质偏重，所以在三维定量荧光谱图上体现出储集岩主峰激发波长和发射波长更长，谱图主峰位置更靠近右上角(Ex：325～340 nm之间)。受萃取程度的不同，相当油含量在储集岩中呈现高值，一般情况下大于100 mg/L，为典型的储集岩特征(图5a)。

PON已经历了好几代技术变革，ODN网络也已基本完成部署，功率预算达到32 dB。50 G PON需要兼容已有ODN网络，功率预算是重大挑战。数据中心使用25 G激光器，其发射光功率在0 dBm左右，不能满足32 dB光功率预算要求。25 G雪崩光电二极管（APD）接收50 G PAM4时的接收灵敏度大约为-20 dBm@1E-3，通过均衡补偿高频响应。虽然当前灵敏度有所改善，但要满足32 dB功率预算仍存在挑战，需要产业链进行突破。

1.3.2 烃源岩特征

二叠系芦草沟组属于低成熟-成熟阶段，在烃源岩中未能生成有效的原油，所以三维定量荧光只能对烃源岩中轻质部分原油样品进行萃取，在三维定量荧光谱图上表现出烃源岩主峰激发波长(Ex)和发射波长(Em)低于储集岩，谱图主峰位置向储集岩对角线方向偏移(Ex：290～320 nm之间)。相当油含量在烃源岩中显现低值，一般情况下小于100 mg/L，为典型的烃源岩特征(图5b)。

1.3.3 基于特征原理分析

二叠系芦草沟组原油密度以0.88～0.93 g/cm3为主，已形成的或正在形成的油藏，均不同程度地遭到生物降解作用及次生氧化作用的影响和破坏，同时由于生油岩热成熟度较低，原油的热演化程度也较低[4]。生物降解作用将储集岩原油中碳数范围较轻的正构烷烃降解，造成三维定量荧光谱图上显示为主峰位置偏高，呈现区块原油特征。在烃源岩中生物降解作用较弱，造成其三维定量荧光主峰位置低于储集岩。另外，原油的聚集造就了在储集岩与烃源岩中不同相当油含量的区别，所以利用三维定量荧光主峰出峰位置和相当油含量可以有效区分储集岩与烃源岩。

图5 储集岩及烃源岩三维定量荧光谱图特征

1.4 核磁共振录井技术

核磁共振岩心测量主要是测量岩石孔隙中含氢原子核(1H)流体的弛豫特征。将样品放入磁场之后，通过发射一定频率的射频脉冲，使H质子吸收射频脉冲能量发生共振，当射频脉冲结束之后，H质子会将所吸收的射频能量释放出来，通过专用线圈就可以检测到H质子释放能量的过程，这就是核磁共振信号。对于性质不同的样品，其能量释放速度不同，通过这些信号差别就可以直观反映岩石孔隙的变化特征[5]。核磁共振可以分析岩石的孔隙度、渗透率、含油饱和度、可动流体饱和度等参数。

页岩油区块储集岩与烃源岩孔隙度具有明显差异，尤其是可动孔隙度对于评价储集岩与烃源岩具有很大帮助。

1.4.1 储集岩特征

1.4.2 烃源岩特征

物性差，孔隙度、渗透率低，在核磁共振谱图上显示为以小孔隙为主，大孔隙较少，孔隙内流体大部分以束缚形式存在，可动流体部分可动油含量低(图6b)。

图6 储集岩及烃源岩核磁共振谱图特征

1.4.3 基于特征原理分析

二叠系芦草沟组内的储集空间主要为孔洞，裂缝不发育，储集层类型主要为孔洞型储集层[6]，次生溶蚀孔是吉木萨尔页岩油区块的主要储集空间。

储集层的有效孔隙度尤其是可动孔隙度决定了储集层的含油饱和度及后期的产量，某区块芦草沟组储集层有效孔隙度、可动孔隙度、含油饱和度对比关系如图7所示。

利用SPSS工具对有效孔隙度、可动孔隙度、含油饱和度进行相关性分析，有效孔隙度与可动孔隙度相关系数0.877，有效孔隙度与含油饱和度相关系数0.921，可动孔隙度与含油饱和度相关系数0.886，均属于强相关。由此可以得出：有效孔隙度决定了可动孔隙度，可动孔隙度的高低及分布区间决定了储集层溶蚀孔空间，储集层溶蚀孔的空间决定了储集层中含油气丰度。故在取心过程中，可以通过核磁共振录井技术评价，有效区分储集岩及烃源岩。

图7 有效孔隙度、可动孔隙度、含油饱和度关系

2 实例分析

准噶尔盆地二叠系芦草沟组在随钻录井过程中应用地化录井技术评价新方法，快速有效地识别储集岩与烃源岩，依据储集岩与烃源岩评价标准提出试油层段7层，结论准确6层，解释符合率85.7%，为随钻解释评价及最终试油井段优选提供了有力支持。

X 1井是部署在准噶尔盆地二叠系芦草沟组吉木萨尔凹陷的一口评价井(图8)，其目的是为了探索芦草沟组页岩油展布特征、油藏规模及产能。岩石热解色谱技术、岩石热解-气相色谱技术、三维定量荧光技术、核磁共振技术发挥了地化录井在储集岩评价方面独到的优势，X 1井随钻录井地化评价特征如图9所示。该井在钻揭芦草沟组过程中，气测全烃0.731 4%～4.104 5%，组分出至nC5，岩石热解分析含油气丰度1.01～62.61 mg/g，均呈现出砂泥岩互层特征，常规手段下对于优质储集岩的快速识别较难判断。

图8 X 1井随钻录井综合图

随钻过程中钻揭3 990.00～4 030.00 m井段时岩石热解含油气丰度在1.74～35.25 mg/g之间，平均值为11.97 mg/g，属于高含油气丰度，但液态烃指数值整体在0.1以下，只有个别点呈现高值；岩石热解-气相色谱呈现出碳数范围窄，主峰碳位于nC23，后峰型；三维定量荧光显示主峰Ex、Em分别为300 nm、349 nm，相当油含量32.45 mg/L；核磁共振分析物性差，孔隙度在1%～3%之间，属于烃源岩特征，不具备产液潜力，未对该段提出试油建议(图9a)。

钻揭4 142.00～4 165.00 m井段时，岩石热解分析含油气丰度在5.49～18.79 mg/g之间，平均值为12.43 mg/g，液态烃指数在0.35～1.80之间，平均值为0.71，超过液态烃指数评价储集岩标准，为优质储集岩；岩石热解-气相色谱分析碳数出峰范围为nC13-nC32，主峰碳位于nC19，前峰型，属典型的储集岩特征；三维定量荧光分析主峰Ex、Em分别为340 nm、379 nm，相当油含量385.24 mg/L，属于储集岩特征；核磁共振分析显示储集层均质性好，孔隙度在8%～10%之间，谱图显示中、大孔隙发育，可动流体饱和度高，可动流体部分可动油含量高，为较好储集岩特征(图9b)。综合各项资料，认为该段为本井最优质储集岩，并对该段提出试油。

完井后在3 992.00～4 027.50 m、4 140.00～4 163.00 m井段分别试油，其中3 992.00～4 027.50 m井段未见原油产出，试油结论为干层， 4 140.00～4 163.00 m井段获产油10.84 t/d的工业油流，证实地化录井技术评价新方法在X 1井的有效应用。

图9 X 1 井随钻录井地化评价特征

3 结 论

(1)准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组属于典型的非常规油气藏，近源短距离运输决定了寻找有利储集层是发现油气藏、提高水平井产量的决定性因素。

(2)去白云石化作用在芦草沟组增加了储集层的有效储存空间，为该区块油气成藏的主控因素。

(3)岩石热解色谱录井技术、岩石热解-气相色谱录井技术、三维定量荧光录井技术、核磁共振录井技术有效解决了随钻过程中对储集岩及烃源岩的识别，特别是岩石热解色谱录井技术以其分析周期短、适应性强等特点，在吉木萨尔页岩油区块发挥了重要作用。

(4)通过地化录井技术总结的储集岩与烃源岩的快速识别方法，解决了随钻录井过程中所遇到的难题，同样可为后期解释评价及压裂选层评价等方面提供有效技术手段，提升了录井技术在吉木萨尔页岩油区块的应用效果。