热解气相色谱热蒸发烃分析技术
在准噶尔盆地的应用

李 　　 斌
（新疆油田地质录井公司一分公司）

　　摘　要：为适应石油勘探的需要，合理评价储集岩层流体性质，利用改造后的GC-14B型热解气相色谱中的热蒸发烃分析方法，在盆地内部有取样条件的井进行了尝试性分析与研究，认为在储集岩中用热蒸发烃毛细管气相色谱的正烷烃碳数分布及谱图特征，快速准确判断油层、油水同层、含油水层、水层、含气水层等流体性质方面效果明显，可弥补单一用热解资料评价的不足，在油气资源远景评价方面有非常重要的意义，值得同行们借荐与推广。

　　关键词：热解气相、热蒸发烃、谱图特征、储层评价、地化录井、研究应用

一、简　介

　 热解-气相色谱联用技术应用于石油勘探现场是近几年来才发展起来的一种新的烃类物质分析测试方法，而常规热解色谱法是利用程序升温热蒸馏原理，对生油岩、储油岩中的烃组分进行逐一测定，所检测出的气态烃S0、液态烃S1、裂解烃S2或针对储油岩有效评价的“五峰”分析地化参数都不直接反映各单体烃类的族组成和正烷烃碳数分布特征。热解气相色谱联用技术中的热蒸发烃分析是根据程序升温、热蒸馏原理将粉碎的试样（岩芯、岩屑）置于加热炉中，在载气（氦气、氮气）的携带下热蒸发岩样中的油气使蒸发后的含烃类物质导入弹性石英毛细管色谱柱分离各烃类组分，然后进入FID检测器燃烧电离，产生电信号，经放大处理进入微机系统，再将电信号转换成代表不同组分的浓度和含量的峰值并输出分析结果。利用所测结果及相关谱图特征来判断真假油气显示，添加剂影响，储层产液性质，生油岩的成熟度及成油类型等。我国自80年代末开始生产国产地化录井设备，逐步将地化录井技术引入录井现场，指导石油勘探，我们先后使用过国产的DH-910型地化录井仪，辽宁海城石油化工仪器厂生产的YQ系列油气显示评价仪，法国ROCK-EVALⅢ型岩石热解分析仪，2000年经过热解气相色谱联机改造的日本导津生产的GC-14B型气相色谱仪等地化录井设备，其中辽宁海城石油化工仪器厂的地化设备以它优越的性能、价格及售后服务占优势，和进口分析仪器长期成为我们的主导型地化设备，所提供的资料真实，赢得用户的信赖。

　　在一定的地质条件下，生油岩中生成烃类的有机物一部分运移到具有孔隙的储集岩内，另一部分和未生成烃类的高聚合的不溶有机物（干酪根），仍残留在生油岩中，热解气相色谱技术就是根据干酪根的温度和时间为主要降解成油的成因机制而实现的一种实验室模拟方法，其中热蒸发烃主要是将试样（岩心、岩屑等）粉碎后放入样品舟送进加热炉以8℃/min的速率从50℃加热到340℃，程序升温，一系列流程将被测样品中所含的烃类蒸发出来，经毛细色谱柱分离后至FID检测获得单体烃色谱流出曲线，即主要检测的是C37以内单体烃主要组成组分，如天然气C1-C7，凝析油C1-C23，中质油C1-C35，重质油C1-C50。但由于某些客观因素的影响，如样品自然挥发或散发，通常能够检测到的碳数范围在nc7-nc37之间。见（图1）

1、 OV101弹性石英毛细柱35m×0.3mm×0.25μm、FID检测器

2、 氢气28ml/min、空气400ml/min、氦气35ml/min

3、 试样粒度60-80目（泥岩）、砂岩屑样保持小颗粒状，重量50-100mg。

4、 炉子与柱箱控温精度420℃±0.1℃

5、 检测器温度350℃，初温50℃，终温340℃，升温速率8℃/min

6、 气化室温度350℃

7、 柱温50℃-340℃

8、 进样方式，人工手动样品舟推进。

　 10、GS2010色谱工作站软件、Windows98平台、RS-232数据串行通讯。

　　2、灵敏度高：由于使用的是FID氢火焰离子化检测器，它的检测灵敏度为3×10^-12g/s（联苯）完全能满足石油勘探中所取各类样品的分析检测且稳定性较好，由于配备的是GS2010色谱工作站软件，使得操作非常方便。

　　3、分析速度快：热蒸发烃分析用样量较少，仪器本身分离效果较好，可测多种类型混合物试样，分析无需前处理，将样直接放入样品舟推进炉体加热，从而大大提高了分析速度，缩短分析周期，通常一个样品 1小时左右即可出结果。

　　4、适用范围广：该方法广泛适用于气体和沸点在500℃以下的液体和固体组分分析样品，同时还对钻井液添加剂，全油样品，生油岩样品或其它化合物或化工料进行测定，对所分析的含烃类物质都能达到精细分离的要求，达到准确判断烃类组成的目的。

　　5、定量准确：由于采用的检测器线性范围较宽10⁶以上，样品分析避开了有机溶剂萃取样制备过程，不用干冰冷冻富集，消除了部分影响因素。由于色谱峰面积与化合物浓度直接相关，可采用不同的定量方法，通常使用百分含量定量法，由于采用了色谱工作站软件，微机设定并自动存贮分析条件，操作方便，挑峰简单，使分析精度与准确度大大提高。

五、主要参数定义

　　2、主峰碳：是指样品中相对百分含量最大值的正构烷烃碳数。主峰碳数与原始母质性质有关，一般以藻类为主的有机质其主峰碳位于c15-c23。而以陆源高等植物为主的有机质，其主峰碳数则为c25-c29，另外主峰碳数也随有机质成熟度的增加而不断降低。

　　3、Pr/Ph、Pr/nc17、Ph/nc18：类异戊二烯烷烃，这一类化合物在生油岩和原油中普遍存在。常用的指标是：姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）、姥鲛烷/nc17（Pr/nc17）、植烷/nc18（Ph/nc18），这类指标一定程度上反映生油母质来源以及有机质或原油遭受次生改造，生物降解程度等。

　　4、∑c21^-/∑c22⁺（轻烃/重烃）：以样品分析所得各碳数峰值归一后，以c21以前的各碳数百分含量总和除以c22之后的各碳数百分含量总和。通常∑c21^-/∑c22⁺随成熟度增加而增大，在相同成熟度情况下，它又可以反映母质类型，一般在富含陆源类脂化合物生油岩，其值较低。

　　5、（c21+c22）/（c28+c29）：该比值由菲利普提出，作为鉴别海相和陆源生油岩指标，通常认为陆源有机质的生油岩和原油比值为0.6-1.2；以海洋有机质为主的生油岩和原油的比值为1.5-5.0。但该值同时也受成熟度控制，不同类型、不同成熟度的有机质或原油，其谱图形态不相同。

7、    奇偶优势（OEP）：

　　　　　　　　　　　　　　　　　　i+1
OEP=[(c_i+6c_i+2+c_i+4)/(4c_i+1+4c_i+3)]^(-1)

　　OEP与CPI值性质相似，可根据研究应用情况分别计算使用该参数，也是生油岩有机质成熟度指标。通常在未成熟阶段，正构烷烃分布呈锯齿型，其OEP、CPI值远大于或小于1.0，当有机质演化至成熟以后，其正构烷烃的分布由锯齿型向平滑型转化，同时CPI、OEP值趋近于1。

六、油气水层谱图特征

　 　通过对准噶尔盆地的部分井热蒸发烃分析资料表明，虽然不同地区由于其构造、层位、运移聚集成藏模式，储集岩的含油气性质，含油饱满程度及含水多少的不同，使得其化学成份存在微小的差异。热解气相色谱技术由于具有用样少、高分辨、高灵敏度、快速定性等优点，因此，它能根据主峰碳位置、碳数分布、谱图峰形特征、基线偏移、正构烷烃梳状结构等结合储油岩孔渗饱、热解资料来确定不同的含油级别，储层产液性质等进行地质研究和指导勘探。根据目前统计的分析资料已含盖盆地腹部、南缘、西北缘的相关区域（见表1、表2）。

热解气相色谱热蒸发烃分析部分井数据统计表（表1）