录井储层评价讲座二

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1、第二部分轻质油气层及重质油层录井识别与评价第一节概念、组分特征及划分标准一、基本概念1）轻质油：指地面相对密度小于0.886的原油。2）凝析油：在一定温度、压力及气液比条件下，液态烃逆蒸发为气相，反溶解于气态烃中，后来因温度、压力条件改变又逆凝析为液相。其地面相对密度小于0.80的原油。3）重质油：地面相对密度大于0.934的原油。4）气层：地下与地面条件下均为气相，聚集在地下储集层中。二、主要特性与组分特征1．轻质油、凝析油、重质油的主要特性1）轻质油一般为褐色，也有棕黄色，地面相对密度为小于0.886。粘度、含蜡量及凝固点均较低。粘度一般为0.83～3.0mPa·s，含蜡量为0～4.9

2、7％，初馏点68～70℃。气油比较高为（210～977）m3／m3。馏份也较高为60％～78％。2）凝析油色浅，一般为无色、浅棕黄色，也有桔色及褐色。透明度高，油质轻，具有六低二高之特性：即地面相对密度低，一般小于0.72～0.80；粘度低，为0.61～0.83mPa.s；含蜡量低，一般不含蜡，有的微含蜡；初馏点低为50～68℃；凝固点低，含胶质、沥青质低；而馏分高，大于78％；气油比高，大于1000m3／m3。凝析油的成分以汽油成分为主，煤油成分次之。3）重质油色深，为黑色或黑褐色，油质重，具有六高二低之特性：即地面相对密度高，大于0.934；粘度高大于30～50mPa.

3、s；含蜡量高，大于20％；初馏点高，大于70℃；凝固点高，大于30℃；含胶质、沥青质高；而馏分低，小于60％；气油比低，小于3.1m3／m3。2．天然气的组分特征（表5一5）221）凝析气：凝析气具有地面相对密度小，为0.59～0.81。甲烷含量高，一般为77.99％～91％，部分为46.73％～76.60％，局部甲烷含量达94.84％～98.40％；乙烷以上重烃含量较低。2）伴生气：油田伴生气具有地面相对密度较高，为0.743～1.141。甲烷含量较低，为36.23％～87.31％；乙烷以上重烃含量高。3）煤成气：煤成气具有地面相对密度低，为0.57。甲烷含量高，为83.42％～96.7

4、5％；乙烷以上重烃含量低。不含硫化氢，氮气含量也很少见。4）生物气：生物气具有地面相对密度低，为0.60。甲烷含量高为94％；乙烷以上重烃含量低，乙烷为4％；丙烷为1％；丁烷为0.80％；少量二氧化碳为0.20％。三、原油划分标准22第二节录井显示特征录井显示主要指岩屑显示、荧光显示、钻井液显示、气测显示及电性显示。在钻开储层后，由于油质不一，其录井显示特征也不相同。尤其是气层和轻质油气层，具有易挥发的特点，在钻井过程中，由钻井液带至地面的油气容易被冲洗，挥发散失掉，在录井显示上有其独特的特征。一、岩屑显示特征1）气层：对于气显示来说，在岩屑中很难见到，甚至湿岩样也呈“白砂子”。但在湿岩样

5、中仔细及时观察，仍能闻到油气味或芳香气味。2）轻质油气层：轻质油气在岩屑显示方面一般比较弱，只能见到一些零星含油斑痕。含油岩屑色浅，多为浅灰色、浅棕黄色，有的甚至呈“白砂子”。在岩屑中的含油级别比较低，在荧光灯下照射大部分只能定荧光级，有的为油迹或油斑级，个别可达油侵级。3）重质油层：重质油在岩屑中显示明显清晰，肉眼很易鉴别，大部分岩屑呈黑色、黑褐色、灰褐色或棕褐色。含油级别也较高，为油侵或富含油级，有的为油斑或饱含油级。二、荧光显示特征1）气层：气层荧光湿、干照可能均无显示，荧光系列对比定级级别低，小于6级。2）轻质油气层：轻质油气岩样的荧光显示也较弱，荧光颜色多为浅黄色、乳白色，有的为

6、浅蓝色、乳黄色，少数为暗黄色。荧光系列对比定级级别也较低，一般为6～8级，有的可达8～10级：岩样干后的级别更低，一般小于8级，为5～7级，甚至有的无荧光显示。3）重质油层22：重质油岩样的荧光显示似乎不清晰，多为黑色，黑褐色、棕褐色，故肉眼看起来似乎无显示，这完全是假象，必须将重质油岩样用氯仿或四氯化碳稀释后再照射溶液颜色，即可清晰地看到重质油浸泡后的溶液本色为茶色，荧光照射为棕黄色、暗黄色，有的也有亮黄色。荧光系列对比级别高，为13～15级。毛细分析，色带上升高度较低，小于8.0cm，色带色深为黑色、黑褐色、棕褐色，色带较宽，大于1.0cm，有的可达5.0cm。说明油质重，含胶质、沥青

7、质高。三、钻井液显示特征1）气层：钻井液槽面显示常见气泡小而多，太阳光下可见闪闪发光。有时可闻到芬芳气味或硫化氢味。钻井液相对密度下降，粘度上升。钻遇高压气层，可能会发生气侵、气涌现象，严重时会发生井喷(表8-1)。2）轻质油气层：钻井液槽面显示常见气泡，少见油花，易闻到浓郁的油香味。钻井液性能一般变化不大，但钻遇高压油气层，钻井液相对密度明显下降，粘度上升，甚至有气侵、气涌现象，槽面钻井液呈波浪式涌出，严重时则会发生井