岩石热解地化录井操作规程07年新.docx

岩石热解地化录井操作规程07年新.docx

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岩石热解地化录井操作规程07年新

附1

岩石热解地化录井操作规程

本规程根据相关的国际、行业标准、企业标准，对岩石热解地化录井相关仪器的性能指标、安装、调试及操作、校验进行了规定；对岩石热解的取样分析间距、样品的挑选、分析参数和评价参数的计算、资料整理的内容进行了规范。

本规程适用于实验室和地质录井现场储集岩中的气态烃、液态烃及热解烃的测定。

一、引用标准

操作规程在起草过程中，参考、引用了下列标准、规范。

GB/T18602—2001岩石热解分析

SY/T5117—1996岩石热解分析方法

SY/T5675—1997油气探井完井地质总结报告编写规范

Q/SY128—2005录井资料采集与整理规范

SY6014—1994石油地质实验室安全规定

SY6438—2000油气探井录井资料质量控制规范

《石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程》（第二版）中国石油长庆油田

二、仪器设备

1.油气显示评价仪

（1）仪器灵敏度要求：

基线漂移≤25μV/30min,最小检测量≤0.01mg/g﹔

（2）仪器稳定性要求：

热解烃S2、最高热解温度Tmax符合标样要求；

2.油气组份综合评价仪

仪器灵敏度要求：

基线漂移≤25μV/30min；

3.不间断稳压电源（≥3kw）；

4.氢气发生器（氢气发生量：

≥200ml/min）；

5.空气压缩机（空气发生量：

≥1000ml/min）；

6.荧光灯；

7.打印机；

8.电子天平：

感量1mg。

电子天平须经县级以上政府计量行政部门所属或授权的计量鉴定机构进行检定。

三、试剂与材料

1.蒸馏水，二级；

2.二氧化碳吸附剂：

分析纯；

3.氢氧化钠（NaOH）：

分析纯；

4.5A分子筛：

分析纯；

5.活性炭；

6.硅胶；

7.氮气（纯度不低于99.99℅）；

8.弹性石英毛细管非极性交联柱，长度30m～50m，内径0.20～0.32mm，最高使用温度不低于300℃。

四、参数和定义

（一）分析参数符号及定义

1.岩石热解录井分析

表1三峰分析方法参数符号表

符号

含义

单位

S0

90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量

mg/g

S1

300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量

mg/g

S2

300～600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量

mg/g

Tmax

S2峰的最高点相对应的温度

℃

2.热蒸发气色谱分析

表2油气组分综合评价仪分析方法参数符号表

符号

含义

OEP

一组色谱峰中，正烷烃奇数炭的质量分数与偶数炭的质量分数之比

∑C21ˉ/∑C22+

一组色谱峰中，C21以前烃的质量分数总和与C22以后烃的质量分数总和之比

Pr/Ph

姥鲛烷与植烷的比

Pr/nC17

姥鲛烷与正炭十七的比

Ph/nC18

植烷与正炭十八的比

（C21+C22）/（C28+C29）

一组色谱峰中，C21+C22烃的质量分数之和与C28+C29烃的质量分数之和的比

1.岩石热解分析计算参数

⑴含烃总量（Pg、Pg′，mg/g）

含烃总量为储集岩中气态烃（S0）、液态烃（S1、S11）、热裂解烃（S2）含量的总和。

Pg＝S0+S1+S2Pg′＝S0′+S11+S21+S22+S23

⑵气产率指数（GPI）

2.气产率指数是热解三峰法的计算参数，为气态烃量

⑴总烃量的比值，表明原油的轻重。

GPI=S0/（S0+S1+S2）

⑵油产率指标（OPI）

油产率指数是热解三峰法的计算参数，为轻质液态烃量与总烃的比值，表明原油的轻重。

OPI=S1/（S0+S1+S2）

⑶油气产率指数（TPI）

油气产率指数是热解三峰法的计算参数，为气态烃褐轻质液态烃的量与总烃量的比值，表明原油的性质（轻质油、中质油、重质油）。

TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2）

⑷原油轻质指数（PS）

原油轻质指数是热解三峰法的计算参数，为轻质液态烃的量与热解烃量的比值，表明原油的性质。

PS=S1/S2

3.热蒸发气相色谱计算参数

1　主峰碳数

样品中质量分数最大的正构烷烃碳数。

其与原始生成母质性质有关，以藻类为主的有机质，主峰碳位于C15～C21；而以陆源高等植物为主的有机质，主峰碳则分布于C25～C29，有时在色谱曲线中除主峰位置外，间隔一定碳数又可见另一主峰，这种双峰型的色谱曲线，可能是多元有机质的反映。

主峰碳也是一个比较好的成熟度指标，随着有机质成熟度过程，温度、压力增加,促使高分子烃裂解为低分子烃，相应的主峰碳位置朝低碳数方向迁移。

热蒸发烃中主峰碳主要为油源对比和原油组分是否受生物降解、水洗的判断指标。

碳优势指数（CPI）

碳优势指数指在C24—C34范围内，分别取两次奇碳数的相对含量和偶碳数的相对含量总和之比的平均值，改比值为成熟度指标，主要作为油源对比和原油成熟度指标。

CPI=1/2[（C15+C27+C29+C31+C33）/（C24+C26+C28+C30+C32）+（C15+C27+C29+C31+C33）/（C26+C28+C30+C32+C34）]

式中：

C15—正二十五烷质量分数，其余类推。

当某一碳数的正构烷烃含量未检出时，部赋值，与其对应的分子或分母的正构烷烃含量也部赋值。

奇偶优势值（OEP）

奇偶优势值反映分子量的增加，组分奇偶优势的变化情况，为成熟度指数。

OEP＝〔（CK-2+6CK+CK+2）/（4CK-1+4CK+1）〕-1（K+1）

式中：

K—主峰碳数

CK—正K烷质量分数，其余类推。

∑C-21/∑C22+比值

比值是以样品分析所得的碳数，将C21以前各碳数百分含量总和除以C22之后各碳百分含量总和，作为成熟度指标。

∑C2+1/∑C2+2＝∑C-21/∑C2+2

式中：

∑C2+1—　正二十一烷及以前各正构碳数烷烃质量分数之和。

∑C2+2—　正二十二烷及以后各碳数正构烷烃质量分数之和

〔C21+C22〕/（C28+C29）比值

比值作为鉴别海相与陆相湖泊相生油岩指标，湖相生油岩指标的比值基本落在1.5～5.0之间。

〔C21+C22〕/（C28+C29）＝〔C21+C22〕/（C28+C29）

式中：

C21—正二十一烷质量分数，依此类推。

Pr/nC17比值

姥鲛烷（Pr）为无环类异戊二烯生物标志物，来自于高等植物中叶绿素、菌、藻中菌藻素在微生物的作用下分解成的植醇，植醇在弱氧化条件植醇生成姥鲛烷，姥鲛烷与nC17的比值反映原油生成母质型和生成环境。

Pr/nC17＝Pr/nC17

式中：

Pr—姥鲛烷的质量分数

nC17—正十七烷质量分数

ph/nC18比值

植烷（ph）也为无环类异戊二烯生物标志，同样来自于高等植物中叶绿素、菌、藻中菌藻素在微生物的作用下分解成的植醇，植醇通过还原途径形成植烷。

植烷与nC18的比值同样反映原油生成母质型和生成环境。

Ph

nC18

Ph/nC18=

式中：

Ph─植烷质量分数；

nC18─正十八烷质量分数。

⑻Pr/Ph比值

Pr

Ph

姥鲛烷（Pr）与值烷（Ph）的比值反映原油生成母质类型和生成环境。

Pr/Ph=

式中：

Pr-姥鲛烷质量分数；

Ph-植烷质量分数；

五、仪器搬运和安装

（一）仪器搬运

1．搬迁仪器时，房内禁放易燃易爆物品，所有物品应固定牢靠；

2．仪器房运输时，应有专人押运，平稳行驶，以防损坏仪器。

（二）现场仪器安装

1．仪器房安装

（1）仪器房应安装在井场大门右前方、与地质房同一侧；

（2）符合钻井井场布局要求，远离震动筛处；

（3）仪器房门口应平坦，仪器房顶不得堆放杂物；

（4）仪器房应接地。

2．室内设备安装

（1）仪器设备应在断电状态下安装；

（2）仪器操作台安装应牢固、平稳，并具有较好的抗震能力；

（3）仪器设备应按固定位置合理安放；

（4）各种电缆线、信号线、气管线和各种仪表应正确连接，牢固、不漏气，电路和气路应不交叉；

（5）干燥管中装入活性炭和硅胶，两端填充脱脂棉，并与气源（氮气、氢气、空气）和仪器连接；

（6）仪器地线应与室内配电盘漏电保护器零线输入端连接；

（7）应正确连接计算机系统与仪器接口、打印机。

六、仪器校（检）验

（一）仪器校（检）验

1．岩石油气显示评价仪的校验

（1）校验的标准物质

以国家技术监督局标准、发布的国家二级岩石热解标准物质作为岩石热解标样；

也可以此标准物质标定本单位的管理标样，作为质量监控。

（2）校验要求

1）称取的标样重量：

100mg+1mg；

2）标准物质校验前，仪器应连续稳定运行30分钟以上；

3）标准物质校验前，应先进行空白分析；

4）每次标准物质校验过程应连续完成，不应间断；

5）每次标样样品校验过程中不得更换操作人员；

6）同一种标准物质的校验应不少于3次。

2．油气组分综合评价仪的检验

（1）启动油气组分综合评价仪，并与计算机联机；

（2）在软件控制面板的主机工作状态栏显示“就绪”后，进行柱箱温度设定；

（3）空白运行1～2周期，保证无残留；

（4）设定柱箱初始温度为100℃，空坩埚运行1周期，运行30min以上；

（5）测试仪器的基线噪声与漂移，基线噪声与漂移不允许超过25μv/30min。

（二）仪器校验周期和校验要求

1．校验周期

（1）油气显示评价仪器在投入使用前，应进行三种以上标准物质的校验；

（2）正常使用情况下，油气显示评价仪每年应进行一次三种以上标准物质的校验；

（3）大修后的仪器应及时进行校（检）验；

（4）调整仪器的技术参数应及时进行校（检）验；

（5）仪器长途搬运，投入使用前应将仪器校（检）验。

2．校验要求

油气显示评价仪在分析前应进行三种以上标准物质的校验，油气组分综合评价应进行基线检验和样品分析，校验精密度（重复性）和准确度（再现性）应符合本规程样品分析质量要求的相关规定。

3．校验记录

（1）标准物质的校验图谱至少应标明分析次数、分析日期、标准物质名称、操作者。

（2）每次标准物质校验时间和结果应填写在仪器技术档案中，并予以保存。

七、仪器工作条件及主要性能指标

（一）工作条件

1．钻井液：

清水、水基、盐水钻井液；

2．仪器工作温度：

10℃～35℃；

3．相应湿度：

≤85%；

4.工作环境：

无腐蚀性气体、无较强的电磁场干扰、无强烈振动；

5．供电电源：

交流电，电压220v±22v，频率：

50Hz±3HZ；

6.绝缘和漏电保护：

整机供电电路对外壳绝缘和相互绝缘均应≥2MΩ,安装有漏电保护装置；

7．开机预热稳定30分钟左右；

8．空气中可然气体含量不应超过爆炸下限。

（二）分析技术条件

1．油气显示评价分析技术条件

为了分析资料的可比性，分析分析条件采用表3所规定的参数。

表3各分析参数的分析条件

分析方法

分析参数

分析温度／℃

恒温时间／min

升温速率／℃／min

起始

终止

三峰法

S0

90

90

2

-

S1

300

300

3

-

S2

300

600

7﹙600℃）

50

2.油气组分综合评价仪分析技术条件

（1）温度设定

1）热解炉温度：

300℃～380℃

2）管路温度：

320℃～380℃

3）进样器温度：

320℃～380℃

4）柱箱温度

①初始温度；100℃，恒温1min

②升温速率：

8℃／min

③终止温度:

300℃,恒温10min

（2）气体流量设定

1）载气线速：

15cm/s～25cm/s

2）燃气流量：

30ml/min～50ml/min

3）助燃气流量：

300ml/min～500ml/min

4）尾吹气流量：

30ml/min

八﹑仪器操作步骤和要求

（一）开机和关机

1．开机

（1）打开总电源；

（2）接通辅助设备（空气压缩机﹑氢气发生器或氮气发生器）电源；

（3）启动ups电源对仪器供电；

（4）启动主机电源；

（5）启动计算机进入油气显示评价仪（油气组份综合评价仪）软件；

（6）待仪器预热稳定后，进行初始化设置；

（7）1～2次空样分析；

（8）岩石热解须标样校验；

（9）样品分析

2.关机

（1）退出油气显示评价仪（油气组份综合评价仪）软件；

（2）退出计算机系统；

（3）关闭计算机；

（4）关闭仪器；

（5）关闭ups电源；

（6）关闭辅助设备；

（7）关闭总电源。

（二）初始化设备

仪器分析前，应根据需要初始化分析参数，设定灵敏度档位和基线位置。

（三）空白，标样和样品分析步骤和要求

1.分析步骤

（1）空白分析

将污染的空坩埚放在进样杆上，启动样品分析程序。

（2）标样分析

（3）此项仅针对岩石油气显、示评价仪；

（4）将装有标样的坩锅放到进样杆上；

（5）输入重量、含量、峰顶温度及各温度点等相关参数；

（6）启动分析程序进行标样分析。

（7）样品分析

1）将装有样品的坩锅放到进样杆上；

2）输入样品的重量、井深、岩性、样品类型等参数；

3）启动分析程序进行样品分析；

4）按总样品数的10%进行平行样品分析。

2．分析要求

（1）油气显示评价仪一般试样称取约100mg，对于有机质含量高或成熟度低的样品可适当减少试样量；反之则增加试样量。

（2）油气组分综合评价仪应为10～30mg±1mg（S1：

10～20mg/g）；

（3）油气显示评价仪每开机分析超过12h，必须重新测定一次标样，其测定值应符合分析精密度要求。

九、资料采集与解释

（一）资料采集

1．取样分析间距

⑴现场和试验室的取样分析项目和间距应符合设计、合同和甲方要求.

（2）储集岩热解现场取样分析间距,在设计、合同和甲方无规定要求时,应符合以下规定:

岩屑：

储集岩层每2m至少应有一点取样分析，遇油气显示应加密到1m/点；

钻井岩心:

储集岩层每0.20m应有一点取样分析,尽可能与饱和度取样井深一致,每块样品最小不低于10g；

井壁取心:

逐颗取双样进行分析.

（3）储集岩热蒸发烃取样分析间距,在设计,合同和甲方无规定要求时,应符合以下规定:

岩屑:

储集岩层每层至少应有一点取样分析,遇油气显示应加密取样分析点；

钻井岩心:

储集岩层每米至少应有一点取样分析；

井壁取心:

逐颗取双样分析.

2.挑样记录和样品的包装、标识

（1）挑样记录

1）标题应该写本井的井名；

2）日期应填写日历日期；

3）序号按先后顺序填写取样编号,数字编号间隔为1；

4）井深应填写取样编号对应的实际取样深度,单位为m；岩屑、井壁取心样品的井深数值修约区间为0.01；

5）岩性应填写样品的岩石综合定名,但含油级别应不参与定名；

6）应填写样品类型,指岩屑、岩心、井壁取心；

7）挑取样品应及时填写地球化学录井选样记录表（附录A表1）.

（2）样品的包装、标识

1）用于实验室分析的样品应包装完好,并标明井号、取样井深、样品类型；

2）岩心样品装入取样瓶,密封；

3）岩屑样品装入取样瓶,密封；

3.分析图谱

⑴分析图谱应用计算机打印，每个样品分析图谱应标明取样井号、井深、样重；

⑵空白分析和标样分析处应盖有相应的标注。

4.地球化学录井分析数据表

⑴每个样品应填写岩样类型（岩屑、岩心、井壁取心）；

⑵全井顺序编号；

⑶储集岩热解分析数据的记录表，按附录A表2填写；

⑷储集岩热蒸发烃气相色谱组份分析数据，按附录A表3填写；

（二）解释评价内容和要求

1.解释评价方法的选取

⑴解释评价应选择与本井所在地区、构造相适宜的解释方法；

⑵解释评价宜采用多方法综合评价，但也可采用单一方法；

1）储集岩热解判识图版的建立见附录B；

2）热蒸发气相色谱判别图版参见附录C。

2．储集岩解释评价内容

⑴原油性质

原油性质应填写解释的原油类型（轻质油、中质油、重质油）。

⑵储层流体性质识别

解释结论一般划分为：

油层、油水同层、含油水层、水层、或干层。

3．解释评价记录

填写储集岩层地球化学录井评价表，按附录A表4填写。

4.解释评价要求

⑴分层应依据测井资料、地质资料、综合录井或气测录井资料综合确定，其井段和厚度应采用归位后的数据；

⑵解释数据应选取分层井段中具有代表性的分析数据。

十、地球化学录井完井总结报告的编写

（一）编写的内容和要求

1.前言

简述该井井别、地理位置、构造位置、设计井深、目的层、有关承包商、设计录井要求等基本情况。

2.仪器工作情况和资料录取情况

⑴仪器工作情况

应简述仪器类型、仪器的上下井日期和时间安装调试情况、使用起始日期和时间、录井过程中仪器的工作状况和维修保养情况以及仪器的工作质量。

⑵资料录取情况

应叙述录取的资料项目、取样分析项目、井段、数量，评价设计任务和要求的完成情况及影响因素。

3.储集岩层解释评价

⑴应简述全井储集岩层地球化学录井解释评价的总层数、总厚度，并分地层层段简述解释评价的储集岩层层数和厚度。

⑵分层综述

应从上至下，解释评价具有含油显示的单层进行分层叙述，内容应包括：

1）井段；

2）厚度；

3）岩性及含油级别；

4）地球化学特征：

烃指标、最大裂解温度、烃分布特征；

5）原油性质；

6）解释结论。

4.结论与建议

结论应阐明全井综合分析和解释得出的概括性结论、油气显示特征等，并预测该地区的含油气远景。

建议应提供试油（气）层位和井段。

（二）附图和附表

附图和附表应包括以下内容：

1.储集岩层地球化学录井挑样记录；

2.储集岩层地球化学热解分析记录

3.储集岩层地球化学录井评价表；

4.解释评价标准：

解释评价图版和表、标准图谱；

5.文字报告中提及的其它附图、附表如特征分析图谱等。

（三）完井资料上交

1.原始分析图谱：

储集岩油气显示评价仪分析谱图和储集岩油气组分综合评价仪分析谱图；

2.分析数据表：

储集岩油气显示评价仪分析及油气组分综合评价仪分析的数据表；

3.地球化学录井完井总结报告；

4.数据盘；

5.完井资料上交时应附有上交资料清单；

6.完井资料应在完钻30天内上交。

十一、质量评定

（一）质量评定指标计算及其统计要求

1.

YZ

Y

取样准确率

YP=×100

式中：

Yp—取样的准确率，用百分数表示；

Yz—全井准确挑取的样品数量。

Y—全井所挑取的样品数量。

2.数据差错率

Cq

Nq

Zρ＝×1000

式中：

Zp一全井数据差错率，用千分数（‰）表示：

Cq一全井总的数据差错点数量，用点表示；

Nq一全井的样品数量，用点表示。

（二）完井资料质量评定等级和指标

1.优质资料（一级）

一次检验符合一下全部条件的完井资料，应评定为优质资料：

（1）资料录取项目齐全率为100﹪；

（2）取样准确率为≥95﹪；

（3）油气发现率为100﹪；

（4）全井数据差错率为≤3‰；

（5）完井总结报告的编写符合规定，语言通顺，分析依据充足、结论和建议具有说服力，文字和数据差错率≤3‰；

（6）资料上交时间符合规定。

2.合格资料（二级）

一次检验全部符合一下条件的完井资料，应评定为合格资料：

（1）资料录取项目齐全率为100﹪；

（2）取样准确率为≥85％；

（3）油气发现率为100％；

（4）完井数据差错率为≤5‰；

（5）完井总结报告的编写符合规定，语言通顺，分析依据充足、结论和建议具有说服力，文字和数据差错率≤5‰。

3.不合格资料（三级）

（1）无法整改或经整改仍然无法达到本规程中上述合格资料要求的；

（2）凡因责任事故造成漏取资料或丢失、伪造资料的为不合格资料。

十二、样品分析质量要求

（一）相对偏差和相对误差的计算

1.相对偏差（d）的计算；

X－A

A

d=×100％

式中：

d－相对偏差

X－实测值

A－平均值

相对误差（Er）的计算

X－Y

Y

Er=×100%

式中：

Er－相对误差

X－分析值

Y－标样值

3色谱图

（1）饱和烃组份峰形都应对称；

（2）姥鲛烷与正十七烷色谱峰分离度不小于85%。

（二）分析质量要求

1.储集岩热解样品分析质量要求

样品分析精密度与重复性应满足表4、表5的规定。

表4S2平行分析精密度及准确度

S2（mg/g）

相对偏差（％）

相对误差（％）

9～20

≤3.0

≤4.0

＞3～9

≤4.0

≤6.0

＞1～3

≤6.0

≤13.0

＞0.5～1

≤8.0

≤25.0

0.1～0.5

≤10.0

≤40.0

＜0.1

不规定

不规定

表5Tmax平行分析精密度及准确度

Tmax（℃）

相对偏差（％）

相对误差（％）

＜450

≤2

≤2

≥450

≤2

≤4

S2＜0.5mg/g不规定Tmax的偏差范围

2.储集岩热蒸发色谱样品分析要求

（1）色谱图

1）饱和烃组份峰形都应对称；

2）姥鲛烷与正十七烷色谱峰分离度不小于90％。

（2）精密度与重复性

连续分析三次，分析相对偏差应符合表6的规定。

表6热蒸发烃组份平行分析相对偏差

质量分数范围﹙％﹚

相对偏差﹙％﹚

＞10

≤5

5～10

≤10

1～5

≤15

0.5～1

≤20

＜0.5

不规定

附表B储层含油性划分标准的建立

不同含油性的储集岩含油饱和度界限如表1所示：

表1含油饱和度划分储层含油性界限

储层含油性

油层

游水层

含油水层

水层或干层

含油饱和度﹙％﹚

＞40

20～40

10～20

＜10

根据储层含油气总量与孔隙度﹑含油饱和度﹑地层原油密度﹑岩石密度﹑恢复系数的关系：

S0×φ×ρ油

10×ρ岩

Pg=×K

式中：

Pg－储层含油气总量，㎎／g；

S0－含油气饱和度，％；

φ－储集岩孔隙度，％；

ρ油－地层原油密度，g／㎝3；

ρ岩－岩石密度，g／㎝3；

K－恢复系数

计算出不同含油性储层的含油气总量，以此建立储层含油气性判识图版。

附录C热蒸发烃判识参考图板

油层储集岩可溶物具有主峰碳明显，碳数范围分布于C12～C35，正构烷烃分布呈规则尖梳状，正构烷烃峰值较高，谱图基线下未分辨化合物含量低，∑C21-／∑C22+值相对较高﹙图1﹚。

图1油层储集岩热蒸发烃色谱分析谱图

含油水层由于中含氧和各类细菌，并在漫长的地质历史时期，在温度﹑压力作用下与储集岩中烃类物质发生菌解﹑氧化和水洗作用，使异构烷烃类及杂原子化合物的相对含量增加，正构烷烃相对含量减少，有的异致基线下未分辨化合物含量增加，正构烷烃峰值降低，甚至部分烃类物质丧失，主峰碳前移或后移，主峰碳明显，碳数范围变窄，分布C13～C29之间，正构烷烃呈规则的尖峰状分布，基线呈穹窿状﹙图2﹚。

图2含油水层储集岩热蒸发烃色谱分析谱图

水层主峰不明显，碳数分布范围为C14～C27,正构烷烃分布不规则，异构烷烃﹑环烷烃﹑杂环烃含量相对较高，正构烷烃含量相对较低﹙图3﹚

图3水层储集岩可溶烃色谱分析谱