显微荧光技术在地质录井现场的应用(二)

显微荧光技术在地质录井现场的应用 2. 现场地质应用成果 （1）对储层含油性的有效识别，提高了勘探开发效果。 对储层含油性的识别包括对储层物性的评价和烃类物质的判别，储层物性的评价在目前还只能作定性或半定量的评价，烃类物质的判别主要是根据孔缝内烃类物质分布及发光颜色、强度和连通性进行解释评价。 ①储层物性评价 在现场录井过程中，由于无可靠的物性资料可以参考借鉴，对储层物性好坏的解释仅根据岩石可钻性参数钻时或DCS指数进行定性判断，一是钻井参数对其有一定的影响，特别是近几年随着新的钻井工艺的普遍推广应用，这些参数对岩性的识别已失去了优势；二是这毕竟没有量的概念。通过荧光显微镜下含油显示层的岩矿特征与发光特征的结合，并辅以计算机处理技术即可对含油储层物性进行定量评价（见附图1、2）。 储层物性好坏是沉积环境与成岩环境共同作用的结果，在沉积特征中，储层颗粒粒度大小和分选特征、胶结物特征和含量多少是影响物性好坏的主要因素；在成岩过程中，压实及胶结作用是导致砂岩孔渗变差的主要因素，溶蚀作用则是改善储层物性使之成为含油气层的主要作用：机械压实随着埋深的增加对孔渗性影响较大，但随着岩石的固结成岩，影响将减小；而碳酸盐强烈的胶结作用则是盐湖砂岩成岩作用的重要特色，是影响储层性质的主要因素之一。一般碳酸盐含量高，孔隙度通常较低，无铁碳酸盐（早期沉淀物）含量与孔隙度关系密切，呈明显的负相关性。在深层，硅质胶结则是造成其致密或低渗透层的重要因素之一；上述成岩作用从不同方面或不同程度破坏了储层的性质，而溶蚀作用则通过溶解孔缝内碳酸盐胶结物而使储层物性变好。 通过上面观察研究结果，结合荧光镜下孔缝内发光情况大致可以判断含油储层物性好坏。一般情况下，粒度粗、分选好、填隙物少、成岩作用弱（主要指压实作用和胶结作用），孔缝发光好，含油储层物性就好。反之，物性就差（以溶蚀作用为主形成大量次生溶蚀孔的特殊情况例外）。 总体而言，含油储层物性如何，在现场录井过程中，只有经过镜下显微特征鉴定，并通过孔缝内烃类物质发光情况，才能直观地进行判定，它的效果几乎可以与压汞分析获得的孔喉资料相提并论（见附图2），而且它反映的是储层中充填有烃类的孔喉空间。在定量评价软件还没开发出来前，可以通过大量图片资料与岩心或电测物性资料对比后，根据资料对比或人工统计数据对物性进行定性或半定量评价，从而为含油储层评价提供依据。如T8井是黄河南地区的一口预探井，通过镜下分析鉴定，其目的层储层为成分成熟度及结构成熟度均较低的碎屑岩，分选中等，粉砂、泥质、碳酸盐胶结物混杂于粒间，不利于粒间孔的发育。粒度较细，主要为粉砂岩和细砂岩，成岩作用以压实、胶结作用为主，致使岩石非常致密，仅在粒间缝内充填有少量烃类物质，在荧光镜下发较暗的灰白色、灰色荧光，结合其它录井资料应解释为干层，后经试油证实。 ②储层含油性识别 在对含油储层物性进行评价的过程中，已获得了大量关于储层非均质性和含油性的资料，将这些资料进行归类统计，再收集现场录井方面和物化分析方面的资料，通过众多资料的综合分析，系统整理，即可形成最终的有效解释结论。 大量薄片资料及其应用实例可知，显微荧光技术对于储层及其含油非均质性的识别具有比较好的效果。尤其对系统取芯的层段来说，通过连续做样分析并采集图片资料进行整理，可以很直观地反映储层内部的非均质性，见附图3：该图是卫371井2972.29-2983.89米取芯井段内的油斑、油迹和荧光粉砂岩的发光特征图，从图上可知，其非均质性较强，含油极不均：粒度粗的细砂岩微缝较发育，物性较好，含油性也较好（附图4）；粒度细的粉砂岩孔缝发育较差，含油性也较差（附图5）。此外，在含油储层中部2975.53米深度处，发育有宽度大约0.5毫米的裂缝，且存在有水浸的痕迹，见附图6，裂缝水浸后两壁和基质内残余沥青发黄褐色荧光，裂缝中心溶解于水的残余油发蓝灰色荧光。后经测试，5月27日，则算日产油4.9吨，水6.0立方米；5月31日，则算日产油2.5吨，水3.3立方米。