专利名称：一种用钻井液热解－气相色谱录井识别真假油气显示的方法
技术领域：
本发明属于石油天然气钻井工程领域，涉及对储集岩含油气性进行识别，特别涉及通过对钻井液进行热解-气相色谱录井以识别真假油气显示的方法。
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。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，通过测定岩屑中有机质绝对含量及变化特征来判断储集岩含油气性，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，而常规地化录井技术却对此无法有效识别。
发明创造内容本发明的目的是提供一种科学判断和识别真假油气显示的方法。
本发明识别真假油气显示的方法包括以下步骤步骤一分别对钻井液中不同处理剂和地区原油进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图；步骤二分别对不同井段钻进钻井液进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图，并依据其地化指标和色谱图特征确定明显变化的井段区间；步骤三对不同井段储岩岩屑进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图，并依据其地化指标和色谱图特征确定明显变化的井段区间；
步骤四对照步骤一、步骤二和步骤三，当储岩岩屑地化特征与地区原油的接近，则判断储岩岩屑分析反映的为油气显示；当储岩岩屑地化特征与钻进钻井液的接近，说明储岩岩屑被钻井液污染，由岩屑分析反映的为假油气显示。
上述识别真假油气显示的方法中，进一步包括对所述污染的鉴别步骤，具体是将步骤三的地化指标及色谱图与单一钻井液处理剂热解-气相色谱分析的进行对比，从而确定污染来源。
前述识别真假油气显示的方法中，所述地化指标包括Pr/Ph(姥鲛烷/植烷)、姥鲛烷Pr/nC17、植烷Ph/nC18、主峰碳、碳数范围、轻重组分比、奇偶优势OEP。
上述识别真假油气显示的方法中，步骤四所述接近是指数值差一般在10％之内。
本发明考虑通过钻井液对岩屑的污染，能正确、有效地识别真假油气显示并确切指示污染来源。
图1为岩屑与钻井液中的物质吸附交换示意2为钻井液处理剂及原油热解-气相色谱分析图具体实施方式
以下结合具体实施例详述本发明。
1、样品采集与处理采集的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，研磨后筛取0.194mm-0.097mm粒径样品。
2、分析方法称取样品30～800mg，置于热释炉(热解温度330℃)内，利用毛细柱和程序升温将样品组分分离，由载气带入氢火焰离子化检测器检测，由工作站将数据处理并打印出分析结果。
气相色谱分析条件柱长30m、内径0.25mm弹性石英毛细柱，柱温60℃～310℃，升温速率6℃/min，恒温至组分出完；汽化室温度320℃；FID检测器室温320℃。采用标样和保留时间等定性、面积归一化法定量。
提供指标碳数范围、主峰碳、OEP(奇偶优势)、Pr/Ph(姥鲛烷/植烷)、姥鲛烷Pr/nC17、植烷Ph/nC18、∑C21-/∑C22+、(C21+C22)/(C28+C29)、C8～C35单体烃组分相对含量等。
3、钻井液处理剂及原油热解-气相色谱分析从钻井液处理剂及原油热解-气相色谱分析看，不同处理剂及原油有不同的谱图特征原油、柴油、RH-3(极压润滑剂)等含有Pr、Ph、饱和烃等较完整的烃类谱峰，PD(泡敌)含有Ph、饱和烃等烃类谱峰，NW-1(小阳离子聚合物)为nC12以前烃类；地化指标主峰碳、碳数范围、轻重组分比、OEP等见表1，原油、各种处理剂的谱图、地化指标差别明显，可根据谱图特征和地化数据指标区分真假油气显示。
表1 钻井液处理剂和原油热解-气相色谱分析
(表中，RH-4为防钻头泥包剂，MRH-86D为植物油基润滑剂)4、钻井液热解-气相色谱分析动态监测钻进钻井液热解-气相色谱分析动态监测数据见表2，从中看出，钻井液在不同井表2 钻进钻井液热解-气相色谱分析动态监测
段地化参数值有几个明显的变化区间304～1678m、1718～2663m、2977～3787m、3804～3960m、4566～4800m，说明钻井液加入了不同的有机质含量高的处理剂。
5、真假油气层识别储岩岩屑热解-气相色谱分析动态监测数据见表3，若仅从这些数据，可认为是较好的油气显示，但岩屑在不同井段地化参数值有几个明显的变化区间746m～1684m、2090～2624m、3096～3789m、3814～4312m、4560～4800m，这些地化参数的变化特征与对应井段的钻井液地化参数接近，说明岩屑热解-气相色谱地化特征主要来自钻井液，为钻井液污染所致，经对比分析钻井液污染主要来自柴油和润滑剂RH-3(对照表1)。
表3 储岩岩屑热解-气相色谱分析评价结果
本发明利用钻井液热解-气相色谱地化录井技术，检测、分析了钻井液处理剂和柴北缘原油地化特征，动态监测了钻进钻井液中有机质的各单体烃相对含量及地化特征，有效识别了真假油气显示及污染，并确定了钻井液处理剂在不同井段对岩屑的主要污染情况。
权利要求
1.一种识别真假油气显示的方法，包括以下步骤步骤一分别对钻井液中不同处理剂和地区原油进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图；步骤二分别对不同井段钻进钻井液进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图，并依据其地化指标和色谱图特征确定明显变化的井段区间；步骤三对不同井段储岩岩屑进行热解-气相色谱分析，得到其中有机质中的单体烃化合物相对含量数值、地化指标及色谱图，并依据其地化指标和色谱图特征确定明显变化的井段区间；步骤四 对照步骤一、步骤二和步骤三，如储岩岩屑地化特征与地区原油的接近，则判断储岩岩屑分析反映的为油气显示；如储岩岩屑地化特征与钻进钻井液的接近，说明储岩岩屑被钻井液污染，由岩屑分析反映的为假油气显示。
2.根据权利要求1所述的述识别真假油气显示的方法，其特征在于，进一步包括对所述污染的鉴别步骤，具体是将步骤三的地化指标及色谱图与单一钻井液处理剂热解-气相色谱分析的进行对比，从而确定污染来源。
3.根据权利要求1或2所述的识别真假油气显示的方法，其特征在于，所述地化指标包括姥鲛烷Pr/植烷Ph、姥鲛烷Pr/nC17、植烷Ph/nC18、主峰碳、碳数范围、轻重组分比、和奇偶优势OEP。
4.根据权利要求1或2所述的识别真假油气显示的方法，其特征在于，步骤三所述接近是指数值差在10％之内。
全文摘要
本发明公开了一种识别真假油气显示的方法，是分别对不同井段钻进钻井液进行热解－气相色谱分析，确定明显变化的井段区间，并结合钻井液中不同处理剂和地区原油热解－气相色谱分析数据和不同井段储岩岩屑进行热解－气相色谱分析数据进行判断，当储岩岩屑地化特征与地区原油的接近，则判断储岩岩屑分析反映的为油气显示，当储岩岩屑地化特征与钻进钻井液的接近，说明储岩岩屑被钻井液污染，由岩屑分析反映的为假油气显示。本发明利用钻井液热解－气相色谱地化录井技术，可有效识别真假油气显示及污染，并确定了钻井液处理剂在不同井段对岩屑的主要污染情况。
文档编号G01V9/00GK1588038SQ20041007793
公开日2005年3月2日 申请日期2004年9月20日 优先权日2004年9月20日
发明者张居和, 霍秋立, 鄢仁勤, 王树森 申请人:大庆油田有限责任公司