一、新型热解色谱仪器简介
　　单纯的气相色谱仪器对样品的要求比较高，需要对样品进行预处理及提纯等先期工作，制约了分析速度，使之不能够适应节奏日益加快的录井现实需要，同时也程度不同地改变了分析物质的本来面目。国内新型热解气相色谱仪器（YQZF系列油气组份综合评价仪）的推出，为利用气相色谱技术开展污染研究和储层流体性质的评价打下了良好的物质基础。该仪器综合了热解仪和气相色谱仪的优势，不需要对样品进行预处理，直接将样品中的烃类热蒸发出来，利用毛细管柱程序升温方法将原油中各个组份分开鉴定，可以在分子水平上系统评价样品性质。

　　新型热解色谱仪器可以提供的参数及意义：
　　根据“岩石氯仿抽提物及原油饱和烃气相色谱分析方法”（SY/T51 20-1997）对饱和烃的组份分析方法，本仪器分析热蒸发烃组份可提供以下地化参数：

　　（1） 组份分析曲线；

　　（2） 碳数范围；

　　（3） 主峰碳数（Cmax）；

　　（4） 碳优势指数（CPI）值；

　　（5） 奇偶优势（OEP）值；

　　（6） ΣC₂₁^-/ΣC₂₂⁺；

　　（7） （C₂₁+ C₂₂）/（C₂₈+ C₂₉）；

　　（8） Pr/nC₁₇；

　　（9） Ph/nC₁₈；

　　（10） Pr/ Ph。

　　这些地化参数无论是在石油地质勘探与开发，还是录井工作中对油气藏的评价，都具有非常重要的意义。

　　热解色谱应用基础：
　　在一定地质条件下，烃源岩中的有机物一部分生成烃类，这些生成烃一部分运移到具有孔隙的储集岩中，另一部分则残留在烃源岩中。热解色谱分析热蒸发烃就是在一定在分析条件下将岩样加热到300℃，使其中的生成烃挥发出来，（取代了以前应用氯仿抽提富集沥青A或原油的过程。）用载气将样品气携带到气相色谱仪中，利用毛细管柱程序升温方法将原油中各个组份分析鉴定，可以在分子水平上系统评价样品性质。

　　气相色谱分析资料主要用于两个方面：一是烃源岩评价；二是储集层流体性质评价。

　　二、热解色谱资料在烃源岩评价中的应用

　　1．判断成熟度

　　（11） 研究表明：n烷烃和类异戊间二烯烷烃，在不同热演化阶段的生油岩中，其分布特征不同。随着成熟度的增高， C₂₁^-/ΣC₂₂⁺；增大，主峰C前移；类异戊间二烯烷烃的Pr/Ph宋体'>比增加。Pr/nC₁₇ 、Ph/nC₁₈明显减少，轻重比明显增加。Σi/Σn（异正构比）明显减小。因此，可用n烷烃和类异戊间二烯烷烃组成和各项参数判断成熟度。

　　在应用n烷烃、类异戊间二烯烷烃判断成熟度时，有几个问题值得注意：

　　a  Σi/Σn比值。随成熟度增高而减小，并不是异构转化成了正构，而是由于正构增多，把异构稀释了。

　　b  OEP值受母质影响。母质好，没有高等植物，即使不成熟，也无优势。如渤海淤泥，海底0-4.2m ，OEP=1.09，浮游生物的OEP=1.10。

　　c  要注意差异消失。就是说有的样品，低C数部分奇偶优势已经消失，但高C数部分没有消失，这意味着尚未成熟，这正是用>nC₂₃的高C数计算OEP值的原因。

　　d 并不是所有盐湖相生油岩都有偶C优势。主要取决于是否有碳酸盐岩。研究表明，偶数C正脂肪酸，在方解石作催化剂条件下，发生β位开裂，形成比原来酸少两个碳原子的偶数Cn烷烃；而工蒙脱石作催化剂条件下，则脱羧形成比原来少一个碳原子的奇C数n烷烃。由此看来，没有碳酸盐岩的膏岩可以不存在偶C优势。

　　e 主峰C也受母质类型影响。母质特别好时，即使未成熟，主峰C也很靠前，相反，母质不好时，即使成熟较高，主峰C仍然较靠后。

　　f 在热演化过程中。Pr/Ph不是一直增高，Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈也不是直线下降。胜利油田模拟实验表明，在油气生成过程中，先以Pr增长占优势，后以Ph增长占优势。所以Pr/Ph先是增加，随后又下降。其拐点恰好在生油高峰处，我们在冀中也发现Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈在成熟门槛附近出现最高峰，进入门槛后，则逐渐降低，到湿气带附近，又略有上升趋势。

　　另外，应该注意到，Pr/Ph也受母质类型影响。

　2． 划分母质类型

　　上面已经谈到，正烷烃、类异戊间二烯烷烃一些指标，都受母质的影响。因此，可以用它们研究母质类型，但要注意，用正、异构烷烃研究母质类型时，必须用未成熟的或成熟度相近的生油岩，以便排除成熟度的影响。

　　常用的指标有：

　　a  C数分布曲线或轻/重比

　　研究表明，低等水生生物富含类脂化合物，n烷烃中低C数成分占优势轻/重比大。

　　b  Pr/Ph

　　华北油田的烃源岩研究表明，Pr/Ph与母质类型明关，例如：饶阳凹陷Es₃段生油岩母校好。属偏腐泥型。Pr/Ph都<1，绝大多数<0.7。即使埋深已达4000-5000m，正处在生油高峰阶段的生油岩，其Pr/Ph比也仍然<1；而廊固凹陷Es₃段生油岩母质较差，属混合型。在成熟度不算高、埋深只有3000-4000m的Es₃段生油岩，其Pr/Ph比多>1。这不能不说是母质类型所带来的影响。

　　c  Pr/nC₁₇­——Ph/nC₁₈坐标图。这种方法实际上采用nC₁₇和nC₁₈是相邻的两个C数，相对含量一般相差不大，因此实质上是反映Pr/Ph比的差别。

　　Ⅲ型干酷根生的油。Pr/nC₁₇­≥ Ph/nC₁₈，点群落在图的左方；而I——III型干酷根生成的油，Pr/nC₁₇­< Ph/nC₁₈，点群落在图的右方，因此可以用其判断母质类型。

　3． 油源对比

　　国内外已有许多应用正烷烃和类异戊间二烯烷烃成功地进行油源对比的实例。比如J.A威廉斯（1974）应用n烷烃GC资料，把在多油层的美国威里斯顿盆地107个油田所采集的184个油样，成功地划分出三种不同类型并分别确定了各自的油源。其中，产自奥陶系和志留系的原油，来自奥陶系温尼泊页岩；产自密西西比系的原油，来自上尼盆下密西西比系的巴肯页岩；产自宾法尼亚系的原油来源于泰勒页岩。

　　值得注意的是，n烷烃分布特征受运移的影响，对于经历了一定距离运移的原油，往往和其母岩对应不起来。

　　另外，n烷烃和类异戊间二烯烷烃容易被微生物降解，因些对遭受了微生物降解的原油也无法用n烷烃和类异戊间二烯烷烃进行油源对比。

　4． 判断油气运移

　　在运移过程中，由于地质色层效应，导到处低C数n烷烃相对富集，这早已成为大家所熟知，故不赘叙。这时只讨论一下类异戊间二烯烷烃。过去一般认为，在运移过程中类异戊间二烯烷烃不受运移影响。然而，根据冀北中的研究，Pr/Ph、i_轻/i_重，似乎也随运移而变化，这从廊固和饶阳两个凹陷的对比，看得清楚。对于运移距离近，没有发生分异作用的饶阳凹陷原油，Pr/Ph全部<1，多数<0.7。i_轻/i_重全部<0.5，点群和生油岩落在一起，而经历了一定距离运移的廊固凹陷原油，要对富集了低C数类异戊间二烯烷烃。该凹陷52个生油岩中只有6个Pr/Ph>1.2。而i_轻/i_重全部>0.5，多数<0.4。原油则不同，其Pr/Ph全部>1.2，最高达5.94。i_轻/i_重全部>0.5，最高达3.08。点群和生油岩截然分开。可见，类异戊间二烯烷烃似乎也受运移的影响，可以利用其变化情况判断油气运移。

三、热解色谱资料在储集层
录井评价中的应用

　　但气相色谱资料在反映上述烃源岩这些特征的同时，还直接反映了储层流体性质特征，实践应用表明油气组份综合评价仪在储集层流体性质的评价方面应用效果良好，具有广阔的应用前景。

　　一） 油气组份综合评价仪储集层流体性质的理论基础

　　储集岩在沉积及成岩过程中，孔隙体积中充满了水，后期运移到储集岩中的原油与地层水紧密接触。在漫长的地质历史进程中，原油在储集岩中会发生一系列的变化。

　　首先，原油在重力分异作用影响下，会产生一系列的组成变化，在储层中形成气油、水的分层分布状态。在色谱流出曲线上表现为原油组份峰轻质组分逐渐减少，重质组份逐渐增多，油质从轻生重的变化趋势。

　　其次，水中细菌和溶解的氧也会与部分原油中的烃类发生氧化和生物降解作用这些作用的强弱与地层水的状况有关，含水饱和度越高的地方，具备可动水的地方以及油水界面附近其改造作用就越强。氧化、生物降解作用的结果，造成正构烷烃、小量支链烷烃、低环烷烃及芳香烃组分部分或全部地消失。在色谱流出曲线上表现为不可分辨物增多，色谱流出基线抬升。

　　另外，由于原油组份中的各成分的水溶解程度各不相同，在漫长的地质历史进程中，水的溶解作用也会对原同性质变化产生不可低估的影响。水溶作用与氧化生物降解作用一样，随储层水动能力的增强而加剧。在色谱流出曲线上表现为不可分辩物增多，基线隆起，重质成分增加。

　　一般而言，对储集层原同的改造，重力分异、氧化、生物降解及水溶这几种因素中除了生物降解有一定的深度限制外是共同起作用的。利用这些因素对原有改造后的气相色谱谱图变化特征就可以对储集层流体性质进行初步判别。

　　二） 不同流体性质储集层样品的色谱特征

储集层流体性质主要指其产液性质，分油层、油水同层和含油水层几种情况加以讨论。

　　对于试油测试只产沌油或含有少量水的储集层，其样品色谱分析特征明显。主要表现为：（1）正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，为C₁₃～C₃₃左右；（2）由于水含量相对较低，氧化和生物降解作用较弱，水溶作用也相对较弱，形成的不可分辩含量较低，色谱流区曲基线平直；（3）整个储集层上下样品分析差异不大。

　　对于油水同层，其样品热解色谱分析特征与油层判别较大。主要表现在：（1）正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，为C₁₃～C₃₃左右；（2）在重力分异作用下，层中呈现上油下水的特征。由于与水接触的程度不同，氧化和生物降解作用逐渐加强，水溶作用也逐渐加强，形成的不可分辩物含量呈变高的趋势，色谱流区曲线基线逐渐隆起；（3）整个储层上下样品分析差异较大。

　　对于含油水层，由于与水接触的程度较高，氧化和菌解作用强，水溶作用也强，形成的不可分辩物含量呈变高的趋势，其样品色谱分析特征与油层、油水同层不较大差异。主要表现为：（1）正构烷烃组分不全，碳数分布范围窄；（2）不可分辩物含量呈变高的趋势，色谱曲线基线隆起明显。对于部分生物降解十分强烈的浅层样品，色谱分析甚至看不到饱和烃组分。

四、典型实例

　　我们应用油气组份评价仪在华北油田取得了良好的应用效果。下面是一些典型实例予以说明。

　　一） 油层评价

　　（1） L73井：井段：2247.4～2264.0米，油浸细砂岩，含油颜色褐灰色，气测录井解释为油水同层。地化录井解释为油水同层。油气组份综合评价仪分析表明：正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽；不可分辩物含量较低，色谱流区曲线基线平直，整个储集层上下样品分析差异不大，解释为油层。

 
2258.2米 　　

2259.6米

          　
2262.4米

　 
263.6米   

　　试油井段：2243.4～2258.0，油42.24t/d，结论为油层。与油气组份综合评论仪分析结果相符。

　　（2）c17x井：2378～2381米，现场录井荧光细砂岩，井壁取心油浸细砂岩，气测录井全量仅为1.25%，解释为油水同层；电测解释为油层致密层；地化录井分析全量19.38～24.08mg/g，解释为油层；油气组份综合评价仪分析表明：正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽；不可分辩物含量较低，色谱流区曲线基线平直，整个储集层上下样品分析差异不大，解释为油层。试油井段：2379.4～2383.0米,常规试油出水，见少量油；建议应采取措施，以过用PCP泵抽，获得了4.47t/d的产能，为油层。与油气组份综合评价仪分析结果一致。

　　二）油水同层：

　　井段一：1738～1749米，油斑含砾不等粒砂岩，气测录井解释为差油层，地化录井解释为含油水层。组份仪分析表明：随着井深加大，在重力分异作用下，原油密度逐渐变大；水溶作用及氧化、生物降解作用也逐渐加强，不可识别成分逐渐增加，色谱流出曲线基线逐渐抬升，整个储层上下样品分析差异较大，解释为油水同层。

1740米 　

　 
        1743米

　　试油：油1.54t/d、水6.55m³/d，结论油水同层，与油气组份综合评价仪分析结果相符。

　　井段二：1755～1765米，油斑砾岩，含油颜色灰褐我，油气性质判断为油。气测解释为差油层。地化解释为含油水层。本层色谱流出曲线的变化同样反映了随着井深加大，原油逐渐变重；随着不可识别组份的逐渐增加，色谱流出曲线基线逐渐抬升，到层底时饱和烃组分已经很少，底水作用剧烈。

 
1766米

          1767.33米

 
1768.4米

　　试油：油0.35t/d，结论为低产油层；经过压裂：油4.44t/d、水6.07m³/d，结论为油水同层，与油气组分综合评价仪分析结果相符。

　　三）含油水层

　　G29井：1800～1813米，录井为油浸细砂岩，钻井取心观察含油分布均匀，油质轻，气测全烃11.6%，组分齐全，甲烷为88.02%；地化分析总烃3～15mg/g，TPI为0.71～0.80，反映油质较轻；大部分解释方法认为本层为油气层。油气组份综合评价仪分析：正构烷烃组分不全，碳数分布范围窄，不可分辩物含量高，色谱曲线基线隆起明显，为含油水层特征。

1806.13米

1807.23米

 
1811.53米

　　试油：气39 m³/d，水15.4 m³/d，结论含气水层，与油气组份综合评价仪分析结果相符。

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