定量荧光录井技术简.ppt

定量荧光录井技术,定量荧光录井技术基本原理定量荧光录井工作程序定量荧光录井资料应用,稳态,当紫外光照射到某些物质时，由于组成这些物质的分子吸收紫外光的能量而能级跃迁到亚稳态这一不稳定状态，由亚稳态返回时，这些物质会把吸收的能量以光波的形式释放出来，发射出各种颜色和不同强度的光线，这些光被成为荧光。,亚稳态,荧光,定量荧光录井技术基本原理,在石油构成物质中，芳香族化合物（芳烃）均有较强的发生荧光能力；脂肪族有机化合物（饱和烃）发生的荧光很弱；沥青质和非烃成分也有一定的发生荧光能力。,石油荧光,常规荧光录井的局限性,原油激发出的荧光波长分布范围很宽，但主要集中在300-600nm之间，且随原油密度的减小，荧光波长减小，到凝析油时，主要集中在300-400nm之间。而人眼只能识别波长在400-800nm之间的光线。由此，在实际工作中对轻质油、凝析油层的荧光录井就变得十分困难，经常会不知觉的漏掉油气层。,肉眼观察范围,工作原理,目前在国际国内的石油工业生产中所使用的荧光录并仪主要有三种类型。它们是单一波长型、二维型和三维型。单一波长型：仪器内只安装有一个单一波长的激发滤光片和一个单一波长的发射滤光片，所以它只能在单一指定波长处（例如 320um）测定样品的荧光强度，其特点是仪器简单，但能够提供的数据信息量极其有限。,二维型：一般是在仪器内安装有一个单一波长的激发滤光片和一个连续的接收光栅，它可以给出以波长为横轴、以荧光强度为纵轴的二维荧光图谱，也能给出定波长下的荧光强度，它的特点是：1能够检测从凝析油气到重质油的各种油类；2能够直观地反映原油的油质特点；3能够有效地辨别天然原油和钻井液添加剂的荧光干扰；4能够在钻井现场的环境下使用。,三维型：与二维型相比较，只是激发端也采用光栅，可以进行连续激发，与计算机联用，可以给出激发波长、发射波长和荧光强度的三维荧光图谱。它的特点是信息量大，但分析周期长、样品处理较繁琐。在国内的现场录井生产中主要使用的是二维型和一维型荧光录井仪。,定量荧光录井的优势,由于定量荧光分析仪利用光电元件检测岩样中原油在紫外光照射下激发出的荧光，并与标准样品进行对比，从而定量评价岩石储集的原油浓度。仪器采用的光电元件对荧光的波长没有特殊的要求，可以全面检测各波长段的荧光，并特别侧重于小波长轻质油的检测，不论油质轻重都不会漏掉，因此可以弥补其它录井方法的不足。,资料应用,苏1-8轻质油 京24中质油 桐45x中质油 吉42重质油,不同油质原油荧光谱图,芳烃三维荧光分析谱图,饱和烃三维荧光分析谱图,沥青质三维荧光分析谱图,非烃三维荧光分析谱图,石油组分与石油荧光强度峰值波长的对应关系表,凝析油三维荧光分析谱图,三维定量荧光是利用不同波长光对物质进行激发扫描，同时利用不同波长发射光对其进行扫描接收，根据其表现出不同的荧光强度对荧光物质进行扫描测定。三维定量荧光测定描述出来的是荧光物质整个发光范围的“山丘”状三维立体图形，是对荧光物质发光全貌的描述。,利用不同烃类物质荧光强度值、激发光波长与发射光波长及谱图特征识别显示与评价。,三维定量荧光描述方式 三维定量荧光是通过仪器用不同的激发光波长（Ex）对荧光物质进行激发扫描，用不同发射光波长（Em）对其进行接收扫描，根据其表现出不同的荧光强度（Int）对荧光物质进行扫描测定。Ex、Em、Int既是三维定量荧光研究的三个基本要素（构成三维）。三维定量荧光测定描述出来的是荧光物质整个发光范围的“山丘”状三维立体图形，是对荧光物质发光全貌的描述。当荧光强度Int最大时（峰顶）即Int=Intmax时，激发光波长为最佳Ex=BestEx、此时的发射光波长为最佳Em=BestEm。,凝析油,芳烃,沥青质,非烃,磺化沥青干粉（防塌剂）,FT-1A,水,从轻质油到重质油都发荧光，只是最强荧光点波长max不同，轻质油的靠前，重质油的靠后；即使原油密度相近，由于原油母质的差异，其最强荧光点波长也有很大差异,荧光强度值也有很大差异，陆相母质原油要远大于海相母质的原油。,定量荧光分析仪实际录井时,在特定区块，采用同一区块或相临区块的相应层位的原油配制标准溶液来标定仪器。不同地区、不同层位的定量荧光分析结果值就有了可比性，制定评价标准就不用制定一系列不同地区的评价标准而相对简化了。,标准样品的使用,浓度强度换算,标准样品的制备,1、用50ml小烧杯称取0.0250g原油；2、用少许正己烷溶解油样后转入25ml容量瓶；3、再用少许正己烷反复清洗小烧杯数次，使油样完全转入容量瓶，加正己烷至容量瓶25ml刻度。此溶液即为浓度1000mg/l的标准油样。钻井液、添加剂样品配制方法与此相同。,定量荧光录井工作程序,1、了解地质、工程相关情况。录井前应仔细阅读地质设计，了解目的层段，及对定量荧光录井的具体要求。2、了解钻井液体系及所用添加剂。必要时对各种添加剂进行荧光图谱扫描，全面掌握其荧光特性。3、录井过程中严格按照地质设计要求选取各类真实样品。4、样品浸泡液应清澈透明，否则应稀释至无色。5、依据荧光谱图特征辨别显示真伪，准确评价原油性质、储集层流体性质。6、按照地质设计要求及时出具油气显示评价成果。7、完井后及时完成定量荧光录井报告，描述油气显示特征、总结录井过程中发现的问题。,储集层流体性质评价,应用定量荧光录井的根本目的就是发现和评价油气显示，判断储层流体性质。在华北油田各探区尽管实际录井数量很少，但通过实际录井检验，证明定量荧光录井技术在油气显示的发现和评价方面有着不可低估的作用。,定量荧光录井资料应用范围,1、排除污染干扰、识别油气显示2、判别油气显示性质3、发现、评价油气显示,排除污染干扰、识别油气显示,钻井过程中使用的很多钻井液添加剂都是有机化合物，不可避免地要发生荧光，只是放光强弱不同而已，所有这些荧光都会对荧光录井产生或大或小的干扰。由于有机物组成不同，其发荧光的强弱和出峰位置也各有不同，实际录井过程中荧光峰形是叠加在一起的。利用定量荧光录井仪的差谱功能可以实现污染的识别与排除。,排除污染干扰、识别油气显示,纯FT-1 混合样品 扣除背景后,由于有机物组成不同，其发荧光的强弱和出峰位置也各有不同。在日常工作中我们及时收集目前使用的各种钻井液材料用仪器分析，将分析谱图及特征数据添加到污染源数据库，以备以后比对。,排除污染干扰、识别油气显示,钻井液添加剂干扰情况下油气显示的识别,排除污染干扰、识别油气显示,钻井液添加剂干扰情况下油气显示的识别,2057m邻井原油,2067m2082m,橡胶粉,排除污染干扰、识别油气显示,钻井液添加剂干扰情况下油气显示的识别,真假油气显示的识别,留58井原油,3421m,石蜡细小乳液,3512m,泥浆,3516m,三维荧光技术应用,饶6井钻井过程中发生卡钻事故，解卡时加入了成品油等解卡剂，完钻井壁取心在3009、3011m取到两颗显示壁心。3011.0m样品分析异常，主要表现在：TPI依次为0.649、0.889，油质明显偏轻。,3009.0m,3011.0m,3215.6m,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,同源原油干扰是指打开上部地层后进行了试油作业，或者为了顺利钻进加入了邻近地层的原油产生的干扰。,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,太45井为一口老井加深井，上部老井段腾格尔组1489.201512.20m油层经压裂后已投产，日产原油9吨。在加深钻进时，由于上部开发层的原油持续渗透至钻井液中，造成钻井液被污染，录井中钻井液的全烃基值比正常录井条件下高几倍几十倍，其基值的大小接近或超过了这一探区正常油气层的全烃显示值。同时由于钻井施工中的起下钻、接单根、停开泵等工况的影响，在停循环时，对应开发层的井筒钻井液中气测全烃值明显上升，造成了假异常、假油气显示。这些地下及地面的特殊工况条件给常规录井、气测录井及常规荧光录井带来了严重的障碍，特别是对油气层的现场识别、后期评价等提出了严峻考验。,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,太45井定量荧光录井解释成果表,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,长6井钻井液,4578m4736m 钻井液定量荧光图谱呈前高后低的趋势，主峰波长：310nm330nm，含油当量8.35mg/L56.97 mg/L,4.96.9级。,钻井液,非显示样品,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,长6井显示段,4736m4742m 定量荧光分析图谱特征明显区别于钻井液及非显示段，相当油含量93.6 mg/L326.4mg/L，对比级别8.310.1级，主峰波长359nm363nm 之间。油层，油质为中质。,经测试：油层，日产原油108m3。,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,长6井测试后井段,4743m5010.60m段：定量荧光录井尽管主峰波长353nm365nm，而钻井液轻质油峰再次显现，虽然相当油含量高于测试前分析值，但与显示段相比相去甚远。偏高的分析值为井筒内残存测试原油同源污染所致的块状基值抬升。非显示。,排除污染干扰、识别油气显示,同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,长6井含油当量趋势图,测试前,47364742m，日产油108m3,测试后基值抬升,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,路81x井是饶阳凹陷留北构造带路81断块的一口预探二开双靶定向井。承担该井钻井施工井队曾在上一口井泥浆中混入大量原油，本井使用新泥浆前对泥浆罐清理不彻底，原油有残留。二开钻至井深1993m正常接单根后上提遇卡、下放遇阻，发生粘卡。为解除事故，两次注入解卡液。,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,第一次：解卡剂RS-2005，华油钻研院生产，液态桶装，0.95t，柴油5.18m3，石粉3.76t，水3.02 m3，共配制10m3；比重1.16，粘度42S；浸泡环空段16001980m，钻具内留3m3；浸泡50小时。第二次：解卡剂SR-301，河南省辉县生产，粉态袋装，3.50t，柴油9.82m3，石粉3.3t，水1.9m3，快T 0.4t，共配制10m3；比重1.16，粘度51S；浸泡环空段1700-1980m，钻具内留6.25m3；浸泡72小时。几乎所有井壁取心都遭到不同程度污染。,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,储集层物性良好，录井无显示段污染最为严重：定量荧光谱图为310nm、365nm双峰形，完全表现为轻质油显示假象；荧光级别低的录井显示段也遭到较大污染，定量荧光谱图为柴油、钻井液混存原油共同作用的三峰形，掩盖了地层真实显示；而级别较高的显示段由于孔隙被地层油气充满程度高，真实显示特征得以较为完整地保留。,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,1177.21258.0m段 显示样品：荧光对比级超过12级，谱图呈以410nm峰为主的双峰形。无显示样品：荧光对比级级，定量荧光谱图为310nm、365nm为主的三峰形。,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,1258.01947.6m段 定量荧光分析：荧光对比级5.614.0级，谱图呈多峰形，310nm、365nm、410nm分别代表解卡加入柴油造成的轻质油峰、原钻井液混存的原油造成的中质油峰、地层显示峰。随着地层显示、受污染程度不同，谱图峰形变化很大。,排除污染干扰、识别油气显示,非同源原油干扰情况下油气显示的识别与评价,路81x井,经仔细分析对比，结合其他化验资料，井壁取心评价结果如右表。试油结果：1175.81180.0m，日产油2.35m3，水28.36m3；1240.21242.2，日产油21.37m3，水1.12m3。,苏1-8轻质油 京24中质油 桐45x中质油 吉42重质油,评价原油性质,不同密度原油荧光谱图,太612037m 太201935m 太632111m,评价原油性质,不同密度原油荧光谱图,评价原油性质,定量荧光录井原油性质评价标准,发现、评价油气显示,定量荧光分析资料的应用一般从以下几个方面着手，一是趋势的变化，二是峰值的大小，三是看峰形。趋势变化情况为第一步，一般定量荧光分析值大于基线的两倍时视为定量荧光录井异常；峰值的大小确定储集层中含烃量的多寡；看峰形确定油气显示性质。,发现、评价油气显示,定量荧光录井储集层流体性质评价标准,发现、评价油气显示,乌里雅斯太凹陷应用实例,太61是布于二连盆地乌里雅斯太凹陷南洼太41井南构造-岩性圈闭上的一口预探井。是定量荧光录井技术进入二连探区的第一口井，定量荧光录井成效如何直接影响到该技术的应用前景。定量荧光录井从455m开始录井直至井底2345m，全井共计分析岩心岩屑样品327块。从样品含油当量的变化趋势看：1600m以前，样品含油当量普遍小于10mg/L,相当荧光级别小于5级，为基值段；1600m以后进入显示段。油气显示可分为三段，即腾一段16081906m；阿尔善组第一套显示19802094m；第二套显示21782309m。,乌里雅斯太凹陷应用实例,16421662m，灰色细砾岩对比荧光级别6.411.4，平均9.6；含油当量26.2845.9mg/L，平均423 mg/L；油性指数1.7，定量荧光分析谱图为单峰形主峰波长3622nm，原油性质为中质偏轻。定量荧光录井初步解释为油层。1643.21660m试油，初试产油1.84m3，压后产油43.3m3，气2625m3，原油密度0.8394。试油结论为油层。,乌里雅斯太凹陷应用实例,20192052m,灰色含砾砂岩，对比荧光级别8.913.0，；含油当量1097.02491.0mg/L；荧光谱图双峰特征明显，主峰波长3622nm，油性指数1.62.3，油质中质偏轻，解释为油层、差油层。2020.62051.8m试油，初试产油2.1m3，压后产油9.4m3，原油密度0.8441。试油结论为油层。,乌里雅斯太凹陷应用实例,21782309m，本段显示较上部地层明显变差，定量荧光录井解释以油水同层、含油水层为主。共计解释油水同层4层12m，含油水层9层23m。21962201.2m试油：产油0.15m3，产水0.33m3，原油密度0.829。低产油水同层。22442278.2m情况：初试，油花，产水0.66；压后产油0.87m3，产水31.68m3，。试油结论为含油水层。,乌里雅斯太凹陷应用实例,太63井位于内蒙古锡盟东乌珠穆沁旗郭达高壁苏木314处方位8.7Km处，是布于二连盆地乌里雅斯太凹陷木日格构造太61井南构造-岩性圈闭上的一口预探井。设计井深2250.00m，地质目的：钻探木日格构造太61井南构造岩性圈闭含油气情况，主要目的层为K1ba兼探K1bt1。,乌里雅斯太凹陷应用实例,乌里雅斯太凹陷应用实例,太20是布于二连盆地乌里雅斯太凹陷中次洼斜坡内带太6井西构造-地层圈闭上的一口预探井。定量荧光录井从384m开始录井直至井底2230m，全井共计分析各类样品295块。综观全井定量荧光显示分为三段。384m1150m为第一基值段，含油当量均小于10mg/L；11501800m为第二基值段，含油当量在1040mg/L之间；18002200m为荧光显示段，本段含油当量在6.9465之间。,上部地层 下部地层,乌里雅斯太凹陷应用实例,2069.42120m，21482189m。定量荧光录井共计发现异常显示7层58m，岩性均为灰色荧光砂砾岩，相当油含量分别为2.291.3mg/L和10.543.0mg/L；对比级别5.38.2级和5.17.1级，荧光谱图呈现明显的双峰形特征，主峰波长318nm左右，次峰波长362nm左右，油性指数0.81.1，原油性质为凝析油气。定量荧光录井均解释为含气层。完井测试:2069.42120m，初试，日产气216方；压后日产气1780方，结论为低产气层。2148.02189.0m,点火焰高1m，持续458s，结论为干层（含气）。火焰呈橘黄色，不是干气而是湿气特征。,特殊储层定量荧光录井应用实例,在晋古13井以前，定量荧光录井技术主要应用于均质性储层条件下录井，还没有裂缝型非均质储层的现场录井经验。对晋古13来讲，5000多米的井深，油气显示的不确定性，给这一录井新技术的应用带来了极大的困惑。晋古13井于4983m进入奥陶系地层，为了更好地发现评价油气显示为勘探服务，四开钻进后，我们将定量荧光录井仪搬到了现场，超前服务。,特殊储层定量荧光录井应用实例,在本井录井之初期，由于没有考虑到碳酸盐岩储层的特殊性，我们也按照砂岩等均质性储层录井一样，将岩样直接用试剂浸泡，然后上机分析，结果没有发现任何油气显示。经过将岩样研碎后在浸泡分析，在录井井段发现了油气显示。两种分析结果最大可以相差10多倍，表明样品进行预处理后可以发现痕量油气显示；油气显示主要蕴藏在不连通的微细裂缝中，这种类型的储集层常规试油难以出油。,特殊储层定量荧光录井应用实例,本井地层中存在异常显示，是真显示还是假显示，通过与邻井晋古2井原油定量荧光分析谱图对比我们可以看到，本井样品荧光谱图与晋古2井相似，谱图参数油性指数均为1.61.8之间，说明两种原油同源。证实本井的油气显示确实是地层真显示。,特殊储层定量荧光录井应用实例,显微荧光图像分析也表明，本井碳酸盐岩储层中确实存在油气显示，主要蕴藏于孔径为1050um的微细孔隙中。,特殊储层定量荧光录井应用实例,定量荧光录井,地化录井,3420-3422m：浅灰色荧光细砂岩，分析样品2个，含油当量44.3211.4mg/L,对比级别级，主峰波长354nm。原油性质为中质油。岩屑样品色谱分析基线平直，Pg恢复可达27.18mg/g，综合解释为油层。,3421 m浅灰色荧光细砂岩,3447-3450m：灰色荧光粉砂岩，分析样品3个，含油当量28.13114.4mg/L,对比级别6.58.5级，主峰波长364nm,原油性质为中质油。岩屑样品色谱分析基线平直，Pg恢复9.6mg/g，综合解释为油水同层。,3449 m浅灰色荧光细砂岩,34603463 m：灰色荧光粉砂岩，分析样品3个，含油当量30.158.8mg/L,对比级别6.67.6级，主峰波长354nm,原油性质为中质油。岩屑样品色谱分析基线平直，Pg恢复可达15.26mg/g，综合解释为油水同层。,3449 m浅灰色荧光细砂岩,35853589 m：灰色油迹细砂岩，分析样品4个，含油当量3.110.8mg/L，对比级别3.35.1级，主峰波长354nm，原油性质为中质油。岩屑样品色谱分析基线隆起明显，Pg恢复，综合解释为含油水层。,3586 m 灰色油迹细砂岩,37753779 m：浅灰色油迹细砂岩，分析样品4个，含油当量23.741.2mg/L，对比级别6.37.1级，主峰波长354nm，原油性质为中质油。岩屑样品色谱分析基线隆起明显，Pg恢复9.15mg/g，综合解释为含油水层。,3776 m 灰色油迹细砂岩,3421m,3778m,长3井油水界面识别应用探讨,定量荧光数据表明自4089米至4183米，样品的主峰波长主要是在365nm附近摆动均匀，没有明显变化；而在4183-4270米之间主峰先是明显小于365nm，之后又再度增大，多数大于365mn，这说明原油性质发生了变化，主峰后移，油质变重。4104-4200米和4230-4270米两个井段的定量荧光显示很接近，前者定量荧光含油浓度在间，级别在间；轻烃组分显示最好的井段过渡到直接显示变差的A井段，各轻烃组分明显降低。后者定量荧光含油浓度在间，级别在间各轻烃组分明显降低乃至消失，轻烃组分甚至变为基线。地层原油的各组分被地层水分解殆尽。定量荧光结合热解、色谱、轻烃等分析资料，认为本井的油水界面应在4202-4246米之间。,长3井油水界面识别应用探讨,主峰移动平均线,A段,油水过渡段,B段,三维定量荧光判定含水的实验机理,由于地层水中含有大量矿化物质如：金属离子K+、Na+、Ca+、Mg+等等。当岩样被研磨并浸入异丙醇后（常温常压下）会有如下反应：,R-OH+Na+R-ONa+H2R-OH+K+R-OK+H2,上述反应式中，由于电离平衡的破坏，造成平衡移动释放出气体。同时，一价的金属阳离子在异丙醇中常常会吸附水分子，形成体积较大的水合离子。细微的气泡和体积较大的水合离子在三维定量荧光仪器的测定中在紫外光照射下会形成漫反射，从而产生拉曼峰，也就是说地层岩石中的含水最终会在三维定量荧光的检测中表现为拉曼峰。拉曼峰的能量值与金属离子的浓度有关，与地层含水量有关。,三维荧光技术应用,马98井：3361-3375m，三维荧光图谱中有明显的拉曼峰存在。3364-3375m，日产油9.78 t，水：3.01 m3。,三维荧光技术应用,淀18X井：、3328.23331.2m，录井见油浸、油斑显示，滴水不渗缓渗，出筒时，见褐色原油和气泡冒出；地化、荧光图像均显示较好，轻烃分析资料含水特正不明显；气测现场及全脱组分齐全，综合解释油层。试油日产油0.52 t，水：17.3 m3。3328.23331.2m解释评价为油水同层,试油日产油0.19 t，水：34.5 m3。,结论与展望,结论：（1）定量荧光分析技术在轻质油气层的发现方面具有较强的优势。（2）在消除钻井液对岩样的污染，排除矿物发光的影响等方面作用独特。（3）定量化的资料录取提高了资料解释的可信度。（4）定量荧光分析技术作为一种新的录井手段，在一些特殊储层和特殊钻井工艺条件下，分析结果更可靠，资料应用价值更高。,结论与展望,展望：（1）定量荧光分析技术和其它录井方法一样，不可能是十全十美的，它同样有其局限性和不足。但该技术毕竟大大提高了荧光录井资料的使用价值，将该技术与其它录井技术相结合，发挥各自优势，互相补充，使录井综合评价水平得到提高（2）在油田的开发过程中，通过采用定量荧光分析技术可以达到油气层保护与钻井技术革新的双赢钻探。（3）定量荧光分析技术在华北油田处于初步应用阶段，还需要做大量的应用研究工作，这对更有效地发挥该技术的优势十分重要。,谢谢！,