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）

热蒸发烃分析油气水层谱图特征（表2）

图2

图5

图6

图7

图8

图9

图10

图11

图12

图13

　　2、l101井在钻至井段1413.20—1420.00米，岩性：细砂岩，做热解分析，S₀：0-0.29mg/g，S₁：0.01-16.43mg/g，S₂：0-26.26mg/g；QFT：40-1333。从该段取心情况和地化分析来看，纵向上含油很不均匀，地化分析参数值差异性很大，单从热解或QFT参数是难以确认的。从S₁/S₂—S₁/(S₀+S₁+S₂)和S₂×100/(S₀+S₁+S₂)—S₂/S区域图版的油区、水区均有分布。落入水区的各点均是由于含油不均、分析值偏低所致，在此视为异常点可排除，因此图版解释为油层。从岩心1416.70米的光谱分析来看，R=2.9油质评价为中质。P-K数据，孔隙度：一般为10.73-17.17%，渗透率：0.99-15.86×10^-3μm²，评价为中-好的储集层。经过做岩心热蒸发烃分析（见图4）主峰碳为nc19，碳数分布范围在：nc12-nc35, ∑C21/∑C22：0.81, 正烷烃分布较宽，未分离的化合物少，基线较为平直，Ph/nc18为0.46,呈梳状典型油层色谱图形特征，地化解释为油层，最后经试油证实为油层，油质为中质。

　　3、K6井钻自井段3949.50—3976m（J_3q组），岩性：灰色荧光砂砾岩，进行了相关的地化录井分析项目。其中热解分析，S₀:0-0.32mg/g，S₁:0-2.29mg/g，S₂:0.01-1.97mg/g。QFT：56-1654，异常显示强。S₁/S₂—S₁/(S₀+S₁+S₂)图版解释为油水同层；(S₀+S₁)/S₂—(S₀+S₁)/S₂×ST图版解释为含油水层；S₂×100/(S₀+S₁+S₂)—S₂/S₁图版解释为油水同层。3950.5米、3960.5米做岩芯三维荧光光谱分析，R=2.3，油质评价为中质油。3949.5米、3959.5米做热蒸发烃分析，主峰碳： nc14，Σc21/Σc22：7.76，碳数范围：nc9-nc31，见（图 5 ）。该段物性分析，孔隙度：7.30-15.61%，渗透率：0.32-27.14×10^-3μm²，评价为差—中等储集层。录井解释为含水油层，最后试油结果为油层，油质为中偏轻质。

　　4、l22井钻自井段2248-2260m，岩性：灰色富含油中-细砂岩。QFT：130-1845，以大于1000为主。物性分析，孔隙度：11.04-16.22%，以中等为主，渗透率：5.6-74.51×10^-3μm²，评价为中等储集层。2256.20m岩心做热蒸发烃分析，见（图6），主峰碳nC19，碳数范围：nC9-nC34，∑C21/∑C22：1.37，梳状典型油层色谱特征，与邻井原油色谱分析图特征基本一致，认为是该地区侏罗系原油共有的色谱特征。地化解释为油层，最后试油结果为油层，油质为轻偏中质。

　　5、DX9井钻自井段2109.9--2111.7m（K1h组）岩性：灰色富含油细砂岩。热解分析，S₀：0-0.02mg/g，S₁：0-3.94mg/g，S₂：0-1.88mg/g；QFT：65-2136，在 2109.80米取样做热蒸发烃分析，主峰碳： nC17，碳数范围：nC10-nC29，见（图9）,从色谱图来看,C15-C20这一段谱图明显偏离基线向上,据陆梁地区白垩系色谱图峰形规律,谱图在中部隆起均表明油层中有明显的含水迹象。从热解区域图版S₁/S₂—S₁/(S₀+S₁+S₂)、(S₀+S₁+S₂)/P—QFT解释来看数据点落在油区和水区都有,岩石孔隙度：13.05-14.56%，渗透率：3.06-5.43×10^-3μm²：评价为中等储集层。最后地化综合解释为油水同层，试油结果为含气水层。

　　6、C79井钻至井段3572 --3576m，岩性：灰色荧光泥质粉砂岩。热解分析，S0：0mg/g，S1：0.77-1.79mg/g，S2：0.50-2.07mg/g；QFT：876-1278，用车排子地区S1/S2—S1/(S0+S1+S2)图版解释为含油水层、 (S0+S1)/S2×ST—(S0+S1)/S2图版解释为含油水层。在3576m做岩屑热蒸发烃分析见（图10），碳数分布：nc11-nc30,主峰碳：nc17,谱图虽具含油特征,但基线从中部隆起，呈鼓包状，值特别低，有明显的含水迹象。结果经试油证实为水层。

　　7、Q1井钻探目的是了解三参1井东1号背斜的含油气性。井段1254--1257.5m, 岩性：灰色荧光细砂岩。热解分析，S₀:0mg/g，S₁:0.01-0.37mg/g，S₂:0.02-0.65mg/g；QFT：39-182，油层显示微弱。用陆梁地区热解图版解释具微弱含油水层特征，岩心物性分析，孔隙度：5.48-24.27%，以中等为主，个别为好，渗透率：0.37-39.16×10^-3μm²，评价为中等-好的储集层。在1254米做岩屑热蒸发烃分析见（图11），碳数分布：nc12-nc28,主峰碳：nc16, ∑C21/∑C22：9.88有微量气显示特征，但不很明显（与取样散失有关）,考虑到QFT指标已达到陆梁地区QFT含油层解释标准，地化解释为含油层，后经试油结果为气层。

　　综上所述：通过实例应用资料表明，利用热蒸发烃分析技术对储层的产液性质进行快速评价效果是显箸的，如结合地化相关参数综合判别效果会更好。避免出现用单一两项参数进行解释评价的盲目性，这项技术的应用面拓宽后，相信会进一步提高油气水层的综合解释符合率。

　　通过近年来我们对准噶尔盆地部分有取样条件井的资料分析，我们认为：利用热解气相色谱热蒸发烃分析技术，在录井现场实现对储层产液性质进行评价，无疑有它的独特功能和作用，从理论上讲是可行的，但从实际应用的角度上看，由于各地区特点，分析解释上还是有差异的。要开展好这项工作还必须注意以下几个方面：

　　1 不同性质的产层在色谱图中所反应的各种特征虽然较复杂，但有很强的规律性。要能正确区分还必须了解区域油气成藏过程。如油藏是否遭破坏，油气是否转移，是否遭水洗或生物降解，油水界面是否发生改变等。（通常油气一旦进入储层，不管是否遭破坏，一定会在储层中留下痕迹，显示出不同储层性质的色谱特征）。

　　2 油层的碳数分布较宽，一般在C30以上，轻质油层的碳数分布窄一些，凝析气层更窄，而干气层的碳数分布最窄，一般小于C20，有时与水层分布很相似。但有些储集岩层，当油进入后，经生物降解水洗油藏遭破坏，或凝析气运移进入，在热解参数上多数表现为油水同层特征，而在热蒸发烃分析中仍表现为油层的特征。这样的例子很多。

　　3一般油气运移进入储集岩层后，油藏未受改造或破坏的一次性成藏的层段，用热蒸发烃色谱的碳数分布特征参数识别油气水层效果为最好。正构烷烃和生物标志化合物分布已与源岩相似或一致。

　　4 气层（凝析气）的识别与一次性气相运移形成的凝析气藏有差异。如果是油藏受气濅（改变原始油气层的油气比）而形成的凝析气层。因油气运移进入储层，热蒸发烃色谱仍具有油层的特征。如q1井J1s，地化解释为含油层，而实际试油结果为气层。

　　5 含油饱和度偏低的油层（含油水层、或油水同层）等，热蒸发烃色谱仍具油层特征，只是各组分含烃量与油层的各组分含烃量有差异而已。如果油藏后期受改造或调整，油气发生转移、散失或油气水界面改变，那么所测的参数，单用热蒸发烃就难于识别，而要结合地化相关参数来综合解释效果才会更好。

　　2、主峰碳及碳数分布范围、Ph/nc18、峰形偏移量等特征参数，是判断储集岩层性质最主要的参数。对于成藏条件单一，纵向分布较好的层位，识别可靠性较高，而对于成藏复杂、油气变化大的地区还应借助于地化其它相关参数辅证。

　　3、利用热解气相色谱热蒸发烃分析技术结合地化相关资料通过深入研究还可对有机钻井液添加剂的辅助识别，区别真假油气显示，可有效提高地化录井综合解释符合率。

　　4、利用该项技术还可进行生油岩研究和油源对比、油气勘探资源远景评价，进一步降低勘探风险，节约勘探成本，具有现实意义，有着广泛的应用前景。

［建 议］

　　1、热解气相色谱热蒸发烃分析技术已从实验室逐步走向现场，在油气水层识别方面具有独特的优势和作用，建议大力推广应用。

　　2、各地区应根据自己的特点，利用现有的手段，结合地化相关资料分区、分层系建立适合于本地区特色的解释评价标准及图版解释软件。随着取样资料的不断丰富，随时扩充与修正图版，效果会更好。

　　3、热解气相色谱录井技术含盖的技术范围很广，如（罐顶气分析技术、热裂解烃分析技术、全油分析）等。要依据各地的生产经营实际，有重点的开展研究工作，才能有更大的收获和现实意义。

参考文献

　　〖1〗王益清、朱忠德 等 .油气勘探与石油地质综合研究.武汉：中国地质大学出版社,1998.9.

　　〖2〗邬立言、丁莲花、李斌、舒念祖、张振苓 油气储集岩热解快速定性定量评价.北京：石油工业出版社，2000.3.

　　〖3〗李玉桓 等 储油岩热解地球化学录井评价技术，北京：石油工业出版社，1993.

　　〖4〗林壬子，轻烃技术在油气勘探中的应用，北京：中国地质大学出版社，1992.

　　〖5〗李浩春，分析化学手册  第五分册 ：气相色谱分析  北京：化学工业出版社，1999.3.

　　〖6〗郎东升等编  储层流体的热解及气相色谱评价技术，北京：石油工业出版社，1999.4

　　李斌   工程师，1958年生。1980年毕业于克拉玛依市高级技校地质专业，一直从事现场综合录井、地化录井工作。1994年毕业于中函院微机应用专业，现还在中央党校法律专升本及西南石油学院石油地质专业涵授学习，现任新疆录井一分公司副经理 。通讯地址：新疆克拉玛依市南新路2号   邮编：834000    电话：(0990)6840440

　
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