一种用钻井液热解录井评价烃源岩生烃能力的方法

摘要

本发明公开了一种评价烃源岩生烃能力的方法，包括步骤一：分别对不同井段新配或加入处理剂钻井液、钻进钻井液和烃源岩岩屑进行热解分析，并确定不同井段钻井液对岩屑的污染程度；步骤二：取不同取心井段岩心并测定其中有机质含量，与对应取心井段前后岩屑有机含量比较，得到差值作为该井段钻井液对岩屑的污染值；步骤三：计算各井段中钻井液对岩屑的污染扣除值；步骤四：计算去除污染扣除值后岩屑热解分析数值，以此来评价烃源岩的生烃能力。本发明考虑钻井液对岩屑的污染，能正确、有效地识别真假油气显示和评价烃源岩的生烃能力。

说明书

技术领域

本发明属于石油天然气钻井工程领域，涉及对烃源岩生烃能力进行判断，特别涉及通过对钻井液进行热解录井检测以评价烃源岩生烃能力。

背景技术

钻井液是石油天然气钻井工程的血液和携带岩屑的载体，在钻井液冲刷、携带岩屑等地层流体返回地面过程中，在地层和井筒压力、温度等共同作用下岩屑与钻井液中的物质相互吸附交换，是一个动态过程，如图1所示。

当钻井液中有机质含量高时会对岩屑造成污染，而岩屑中有机质也会被钻井液携带吸附，因此，钻井液中有机质等含量的测定和变化特征，是地质综合录井识别地层流体和储层评价及油气显示标准特征。1口几千米的探井取岩心井段一般仅几十米，其余井段都为岩屑，这些井段的烃源岩生烃能力的评价就非常重要。常规地化录井技术如岩石热解、岩屑罐顶气轻烃等，则主要以岩屑和岩心中有机质为检测对象，通过测定岩屑和岩心中有机质绝对含量及变化特征评价烃源岩生烃能力和储集岩含油气性，往往忽视对钻井液的检测，因而对钻井液中有机质含量的高低及对岩屑地化录井数据的影响没有记录，尤其是在深井和遇复杂地层时，经常使用油基钻井液或加入柴油、润滑剂、解卡剂等多种有机质含量高的处理剂来保证正常钻进，钻井液会污染岩屑形成假的油气显示和生烃能力，而常规地化录井技术却对此无法有效识别与评价。

发明创造内容

本发明的目的是提供一种科学判断和评价烃源岩生烃能力的方法。

本发明的评价烃源岩生烃能力的方法是：

步骤一：分别对不同井段新配或加入处理剂钻井液、钻进钻井液和烃源岩岩屑进行热解分析，得到其中有机质含量数值，并依据钻井液分析数值确定不同井段钻井液对岩屑的污染程度；

步骤二：取不同取心井段岩心(中间部分)并测定其中有机质含量，与对应取心井段前后岩屑有机含量比较，得到差值作为该井段钻井液对岩屑的污染值；

步骤三：依据步骤二得到的污染值和步骤一中确定的污染程度，计算各井段中钻井液对岩屑的污染扣除值；

步骤四：将步骤一得到的各井段烃源岩岩屑热解分析的有机质含量数值减去步骤三得到的污染扣除值，用最后得到的数值来评价烃源岩的生烃能力。

上述评价烃源岩生烃能力的方法中，步骤一中所述污染程度等级按钻井液热解三峰分析检测值数值由小至大依次分为四级；步骤三所述污染扣除值计算过程中还考虑岩屑粒度、孔隙度、钻井液循环时间、浸泡时间因素。

上述评价烃源岩生烃能力的方法中，所述污染程度等级划分为：轻微污染I，钻井液S₁＜3mg/g、S₂＜2.5mg/g；污染II，钻井液S₁为3～7mg/g、S₂＜3mg/g；中度污染III，钻井液S₁为7～17mg/g、S₂＜5mg/g；严重污染IV，钻井液S₁＞17mg/g、S₂＞5mg/g。

本发明考虑钻井液对岩屑的污染，能正确、有效地识别真假油气显示和评价烃源岩的生烃能力。

附图说明

图1为岩屑与钻井液中的物质吸附交换示意图

具体实施方式

以下结合具体实施例详述本发明。

1、样品采集与处理

钻井液样品采集分为新配制的钻井液和钻进钻井液的采集。钻进钻井液必须在振荡筛前采集，采集间距可同岩屑地化录井一样或根据需要确定。

将采集的钻井液阴干，做三峰分析需将样品研磨后筛取0.18mm以下粒径。

2、分析方法

钻井液分别按三峰和五峰条件分析。称取样品100mg，倒入坩埚内，置于热解炉内，利用程序升温和不同的温度区间将样品热解，分别由载气带入氢火焰离子化检测器或热导检测器检测，由工作站将数据处理并打印出分析结果。

三峰：

S₀含气态烃量，在90℃下检测的单位质量钻井液中气态烃含量，mg/g。

S₁含游离烃量，表示在300℃下检测的单位质量钻井液中液态烃含量，mg/g。

S₂含裂解烃量，表示在300-600℃下检测的单位质量钻井液中裂解烃含量，mg/g。

五峰：

S₀含气量，表示在90℃下检测的单位质量钻井液中天然气含量，mg/g。

S₁₁含汽油量，表示在200℃下检测的单位质量钻井液中烃含量，mg/g。

S₂₁含煤油+柴油量，表示在200-350℃下检测的单位质量钻井液中烃含量，mg/g。

S₂₂含重油量，表示在350-450℃下检测的单位质量钻井液中烃含量，mg/g。

S₂₃含胶质沥青质热解烃量，表示在450-600℃下检测的单位质量钻井液中烃含量，mg/g。

3、钻井液中各种处理剂热解分析及对地化录井的影响

钻井液中有机质污染来自各种处理剂，在地化录井前，首先要搞清钻井液中各种处理剂有机质含量情况及可能对地化录井的影响，进行各种处理剂热解分析(表1)。由此来看，钻井录井污染可能主要来自小阳离子聚合物NW-1、泡敌PD、磺化沥青、极压润滑剂润滑剂RH-3、润滑剂MRH-86D、清泡剂RH-4、解卡剂PIPELAX-N、柴油、煤油、液压油、机油、解卡剂SR-301、螺纹密封脂、棕红色通用密封脂等处理剂，它们的可溶烃量都大于26mg/g，其它生物聚合物、降失水剂、有机皂土等处理剂影响小。

          表1  钻井液中各种处理剂热解分析数据

序号  处理剂名称或代号  Tmax  ℃    S₁    mg/g    S₂    mg/g  1  般土  435  0.11  0.67  2  CHM  434  15.37  58.03  3  NW-1  294  383.96  22.64  4  氨盐  348  4.99  133.56  5  钾盐  426  6.70  98.95  6  PAC  403  24.01  25.57  7  JT888  413  13.29  34.44  8  WYPT  416  23.31  45.25  9  PD  268  915.00  61.70  10  RH-3  385  672.63  75.45  11  XY-27  413  4.26  55.35  12  DF-1  268  44.01  29.20  13  CMC-1  399  15.23  25.82  14  柴油  /  373.33  0.00  15  地面胶液  456  6.01  4.91  16  RH-4  438  154.28  35.71  17  MRH-86D  /  398.00  0.00  18  磺化沥青  435  92.12  33.12  19  氧化沥青  438  121.41  109.30  20  PIPELAX-N  332  193.33  0.66  21  HZN-102  411  26.66  463.18  22  通用密封脂  470  250.95  113.33 23煤油/ 480.13 0.00 24机油376 420.00 13.33 25液压油/ 580.62 0.00 26螺纹密封脂384 465.00 7.00 27有机皂土449 43.85 49.08 28SP-301424 20.29 105.29 29FCLS335 10.09 7.02 30SPC449 7.60 24.56 31SPNH431 1.12 10.06 32PVV-L/ 1.26 0.00 33SMP-I480 0.28 2.30 34PAC-HV/ 0.14 0.03 35MAN-101/ 0.15 0.06 36WFT-666/ 0.08 0.02 37生物聚合物/ 3.85 0.00 38阳离子有机硅缩聚物342 0.71 7.67 39氧化铁解卡剂/ 0.01 0.00 41降失水剂541 0.00 0.22

4、钻井液热解分析动态监测

在不同的钻井井段尤其是在深井的钻进过程中，会采用不同处理剂及配比钻井液，需动态监测钻井液中烃类含量变化情况，定量分析钻井液对岩屑的污染程度和地层岩石烃类含量，分别按三峰和五峰条件进行分析。表2为柴达木鸭深1天然气深预探井新配或加入处理剂后钻井液热解分析数据，表3为该井钻进钻井液热解分析动态监测数据，表4为该井烃源岩岩屑热解分析动态监测数据。

        表2  新配或加入处理剂后钻井液热解分析数据

  使用井段    m    三峰    五峰Tmax  ℃  S₀ mg/g  S₁ mg/g  S₂ mg/g  S₀ mg/g  S₁₁ mg/g  S₂₁  mg/g S₂₂ mg/g S₂₃ mg/g  300～500 419 0.06 0.45 1.01 0.07 0.07 0.51 0.92 0.20  500～1715 425 0.06 2.89 2.63 0.06 0.46 3.02 1.60 0.46  1715～2050 431 0.19 5.73 3.05 0.07 2.40 3.31 1.60 0.45  2050～3510 435 0.07 3.02 2.00 0.05 0.37 2.49 1.10 0.60  3510～3800 413 0.09 6.20 2.11 0.06 1.02 4.51 3.94 0.43  3800～4566 402 0.28 16.65 1.97 0.08 4.36 13.30 1.58 0.46  4566～4950 397 0.04 6.52 1.85 0.06 3.13 2.49 1.08 0.26

从表2得知，在不同井段使用的新配或加入处理剂后钻井液中有机质等含量不同。

                           表3  钻进钻井液热解分析数据

  层位井深  m    三峰    五峰Tmax℃  S₀ mg/g  S₁mg/g    S₂ mg/g    S₀ mg/g  S₁₁ mg/g  S₂₁  mg/g S₂₂ mg/g S₂₃ mg/g N₂³-N₂² 304 418 0.06 0.44 1.18 0.06 0.06 0.62 0.92 0.20 700 420 0.06 2.88 2.61 0.05 0.41 3.03 1.63 0.45 1080 421 0.05 2.51 2.31 0.04 0.24 2.58 1.41 0.39 1390 431 0.04 2.23 2.24 0.04 0.23 2.38 1.51 0.43 1678 418 0.05 1.79 1.89 0.05 0.16 1.79 1.16 0.33 N₂² 1718 426 0.18 5.65 2.97 0.07 2.36 3.30 1.58 0.46 1827 433 0.04 4.20 2.62 0.03 0.86 2.89 1.83 0.49 N₂²-N₂¹ 2092 441 0.03 2.77 2.00 0.04 0.36 2.48 1.19 0.62 2114 433 0.04 2.80 1.76 0.04 0.71 2.01 1.05 0.47 2663 425 0.07 2.53 1.36 0.06 0.53 2.08 0.77 0.36 2977 417 0.02 1.25 0.83 0.03 0.17 1.21 0.47 0.22 3067 402 0.06 1.65 0.92 0.05 0.27 1.59 0.62 0.27 3315 414 0.03 2.07 0.96 0.02 0.25 1.72 0.65 0.24 3509 415 0.05 2.59 1.20 0.06 0.59 2.08 0.95 0.28 N₂¹ 3528 415 0.07 5.57 2.14 0.06 0.99 4.43 1.89 0.36 3605 405 0.13 6.06 1.67 0.04 1.32 4.48 3.92 0.40 3787 414 0.05 4.72 1.72 0.05 0.42 4.31 1.12 0.26 N₂¹ 3804 404 0.26 16.10 1.65 0.07 2.65 6.31 1.13 0.23 3899 396 0.29 10.42 4.45 0.22 5.03 8.11 2.90 0.47 3960 402 0.10 16.91 2.70 0.07 4.34 13.18 1.82 0.35 4320 397 0.31 8.48 2.91 0.05 4.59 5.52 1.84 0.34 N₂¹-N₁ 4566 394 0.02 4.56 1.67 0.05 2.09 2.41 1.07 0.26 4620 398 0.04 6.47 1.83 0.07 3.13 2.51 0.81 0.26 4800 399 0.02 6.17 1.77 0.03 1.89 4.41 1.09 0.26

从表3得知，钻进钻井液热解三峰分析检测值变化范围S₀：0.02～0.31mg/g、S₁：0.46～16.91mg/g、S₂：0.83～4.45mg/g、Tmax：394℃～441℃，五峰分析检测值变化范围S₀：0.00～0.22mg/g、S₁₁：0.16～5.03mg/g、S₂₁：1.21～13.18mg/g、S₂₂：0.26～3.92mg/g、S₂₃：0.26～0.62mg/g，可见，在不同井段钻井液中有机质含量不同，对地化录井造成的影响及污染程度不同；在同一井段，随钻井液循环时间增长，钻进钻井液有机质含量呈减小趋势，说明地层岩屑及流体对钻井液中有机质有较强的吸附作用。

从表2、表3得知，钻进钻井液热解分析数据的最高值一般不大于新配或加入处理剂后钻井液热解分析数据，也说明地层中的烃类含量低。

从表4得知，烃源岩岩屑热解分析检测值变化范围S₀：0.02-0.10mg/g、S₁：0.09～3.33mg/g、S₂：0.28～1.66mg/g、Tmax：395℃～432℃，绝大多数为差或非烃源岩，个别为中等烃源岩，说明烃源岩岩屑有机质含量低；岩屑热裂解温度由浅到深呈

              表4 烃源岩岩屑热解分析数据

    层位  井深    m    三峰  Tmax  ℃  S₀  mg/g  S₁ mg/g    S₂  mg/g  N₂³～N₂²  304  417  0.05  0.14  0.26  700  422  0.05  0.16  0.39  1082  420  0.04  0.12  0.29  1390  430  0.03  0.17  0.44  1679  420  0.02  0.15  0.35  N₂²  1718  424  0.08  0.32  0.84  1827  432  0.02  0.57  0.64  N₂²～N₂¹  2092  413  0.01  0.32  0.61  2114  410  0.02  0.32  0.92  2663  413  0.05  0.35  0.52  2977  391  0.02  0.09  0.21  3067  416  0.04  0.10  0.24  3315  403  0.02  0.06  0.14  3510  402  0.04  0.15  0.32  N₂¹  3528  410  0.05  0.41  0.62  3606  397  0.10  0.46  0.58  3793  388  0.04  0.16  0.28  N₂¹  3804  397  0.09  3.33  1.66  3837  396  0.06  1.02  0.87  3964  395  0.07  0.97  0.64  4319  397  0.08  1.29  0.90  N₂¹～N¹  4566  395  0.02  0.55  0.54  4621  395  0.03  0.46  0.56  4801  396  0.02  0.60  0.53减小的趋势，这与烃源岩随埋深增加成熟度增加、Tmax值增大的规律相反；与钻进钻井液Tmax值变化趋势类似，说明主要由钻井液控制。从表3、表4得知，钻进钻井液热解有机质检测值明显高于对应井深烃源岩岩屑的测定值，烃源岩岩屑有机质的测定值大小与钻井液的相关，说明钻井液污染岩屑。

5、污染岩屑评价方法

根据钻进钻井液热解分析动态监测数据(表3)，得出该井不同井段污染程度(表5)，将污染程度划分为轻微污染(I，钻井液S₁＜3、S₂＜2.5mg/g)、污染(II，钻井液S₁：3～7、S₂＜3mg/g，)、中度污染(III，钻井液S₁：7～17、S₂＜5mg/g)、严重污染(IV，钻井液S₁＞17、S₂＞5mg/g)。由此可见，由于不同井段钻井液污染程度不同，需要对不同井段污染分别扣除。

                          表5  不同井段污染情况表

  层位 N₂³～N₂²  N₂² N₂²～N₂¹ N₂¹ N₂¹～N₁  N₂¹～N₁  井深m 300～1715  1715～2115 2115～3510 3510～3800 3800～4566  4566～4950  S₁mg/g ＜3  3～7 ＜3 3～7 7～17  3～7  S₂mg/g ＜2.5  ＜3 ＜2.5 ＜3 ＜5  ＜3  污染程度 轻微I  污染II 轻微I 污染II 中度污染III  污染II

岩心(中间部分)相对于岩屑可看作没受钻井液污染或污染程度很低，可用取心前后岩屑测定平均值与岩心测定平均值之差，作为钻井液对岩屑的基本污染值。本实施例中，从下油砂山组N₂¹取岩心2段，其岩心和前后岩屑热解分析数据见表6。

表6烃源岩岩心和岩屑热解分析数据

由表6中岩屑和岩心数据平均值(横线下方为平均值，上方为范围值)之差为钻井液对岩屑的基本污染值：轻微污染I为S₁ 0.12mg/g、S₂ 0.15mg/g，污染II S₁0.36mg/g、S₂ 0.31mg/g。依据该基本污染值和确定的不同井段污染级别，计算得到不同井段烃源岩岩屑热解污染基本扣除值(表7)。

                    表7  不同井段烃源岩岩屑热解污染基本扣除值

  层位  N₂³～N₂²  N₂² N₂²～N₂¹  N₂¹ N₂¹～N₁  N₂¹～N₁井深m  300～1715  1716～2115 2116～3509  3510～3800 3801～4566  4567～4950污染程度  轻微污染I  污染II 轻微污染I  污染II 中度污染III  污染IIS₁mg/g  0.12  0.36 0.12  0.36 0.72  0.36S₂mg/g  0.15  0.31 0.15  0.31 0.62  0.31

利用上表计算时，还应考虑岩屑粒度、孔隙度、钻井液循环时间、钻井液循环浸泡岩屑时间等影响，污染值一般与岩屑粒度、钻井液循环时间负相关，与孔隙度、钻井液循环浸泡岩屑时间等正相关，若出现极个别异常值应剔除。

评价结果对比

依据湖相泥岩烃源岩级别评价标准(表8)对烃源岩岩屑污染扣除前后数据评价，其结果见表9。

                    表8  湖相泥岩烃源岩级别评价标准

烃源岩级别    很好  好  中等  差非烃源岩S1+S2mg/g    ＞10  6.0～10  6.0～2.0  0.5～2.0＜0.5

             表9  污染烃源岩岩屑热解评价结果对比

井深  m    岩性    S₁+S₂    mg/g    评价结果扣除前 扣除后扣除前扣除后300 灰色泥岩0.40 0.28非烃源岩非烃源岩700 灰色泥岩0.54 0.42差烃源岩非烃源岩1082 灰色泥岩0.41 0.29非烃源岩非烃源岩1390 灰色泥岩0.61 0.49差烃源岩非烃源岩1679 棕灰色泥岩0.50 0.38差烃源岩非烃源岩1718 棕灰色粉砂质泥岩1.06 0.49差烃源岩非烃源岩1827 棕灰色泥岩1.21 0.54差烃源岩差烃源岩2092 棕灰色泥岩0.93 0.26差烃源岩非烃源岩2114 棕灰色泥岩1.24 0.57差烃源岩差烃源岩2663 棕红色泥岩0.87 0.60差烃源岩差烃源岩2977 棕红色泥岩0.30 0.16非烃源岩非烃源岩3067 棕红色粉砂质泥岩0.34 0.20非烃源岩非烃源岩3315 棕红色泥岩0.20 0.15非烃源岩非烃源岩3510 棕褐色泥岩0.47 0.42非烃源岩非烃源岩3528 灰色泥岩1.03 0.36差烃源岩非烃源岩3606 棕红色泥岩1.04 0.37差烃源岩非烃源岩3793 棕褐色泥岩1.00 0.33差烃源岩非烃源岩3804 棕褐色泥岩4.99 3.35中等烃源岩中等烃源岩3837 棕褐色泥岩1.89 0.55差烃源岩差烃源岩3964 棕褐色泥岩1.61 0.27差烃源岩非烃源岩4319 棕褐色泥岩2.19 0.84中等烃源岩差烃源岩4566 棕褐色粉砂质泥岩1.09 0.42差烃源岩非烃源岩4621 棕褐色粉砂质泥岩1.02 0.35差烃源岩非烃源岩4801 棕褐色粉砂质泥岩1.03 0.45差烃源岩非烃源岩

从表9比较结果中看出，若不将钻井液污染扣除，热解地化录井评价会得出不同结论。如1390m烃源岩等扣除前评价结果为差烃源岩，扣除后则为非烃源岩；4319m烃源岩等扣除前评价结果为中等烃源岩，扣除后则为差烃源岩。

依据以上说明可以看出，本发明考虑钻井液对岩屑的污染，能够正确、有效地识别真假油气显示和评价烃源岩的生烃能力。