热蒸发烃分析技术在准噶尔盆地的应用
李 斌 王旭波
（新疆油田地质录井公司） （大港油田集团地质录井公司）
摘 要：为适应石油勘探的需要，合理评价储集层流体性质，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，在准噶尔盆地有取样条件的井进行了尝试性分析与研究。该文认为在储集贮存器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、含气水层等到流体性质方面效果明显，在油气资源远景评价方面有非常重要的意义，值得同行们借鉴与推广。
关键词：热解气相色谱 原理 热蒸发烃 谱图特征 储集层 录井 应用 流体性质
一、引 言
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组分细分方法。这种方法由于采用了毛细管色谱柱高性能分离技术和色谱工作站软件处理分析结果，利用所测结果及相关细分谱图特征资料来快速判断真假油气显示、添加剂影响、储集层产液性质、生油岩的成熟度及成油类型等效果较好。在准噶尔盆地，应用的是岛津公司GC-14B型气相色谱仪与经过改造的热解气相色谱联机装置等地化录井设备。
二、热解气相色谱技术分析原理
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，其分析方法是将试样（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，经毛细色谱柱分离至FID检测获得单体烃细分色谱曲线，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，如样品自然挥发或挥发，通常能够检测到的碳数范围在nC7～nC37之间。
三、主要参数
（1）碳数分布范围：指所测样品中所含最低碳数与最高碳数之间的正构烷烃的范围，反映了烷烃的组成。
（2）主碳峰：是指样品中相对百分含量最大值的正构烷烃碳数，主碳数与原始母质类型有关，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，其主峰碳数为C25～C29，另外主峰碳数随有机质成熟度的增加而不断降低。
（3）Pr（姥鲛烷）/Ph（植烷）、Pr/nC17、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）ΣC21-/ΣC22+: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ΣC21-/ΣC22+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中，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0.5～5.0。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。
（6）碳优势指数（CPI）：一般指在C24～C34范围内，分别取两次奇数碳数的体积分数与偶数碳数的体积分数总和之比的平均值，即：
CPI=1/2（（C25+C27+C29+C31+C33）/（C24+C26+C28+C30+C32）+（C25+C27+C29+C31+C33）/（C26+C28+C30+C32+C34）），它是衡量有机质成熟度的指标。
（7）奇偶优势（OEP）：OEP=（（Ci+6Ci+2+Ci+4)/(4Ci+1+4Ci+3))(-1)i+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，它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。
四、准葛尔盆地油气水层谱图特征
通过对准葛尔盆地的热解气相色谱热蒸发烃资料分析表明，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，使得其化学成分会存在微小的差异。但是这种方法能根据主峰碳位置、正构烷烃梳状结构等特征；结合储油岩孔渗饱、热解、荧光资料来确定储集岩产液性质，进行地质研究和指导勘探。
1、油层、油水同层
图１ 油层、油水同层谱图特征
准葛尔盆地油层、油水同层谱图特征（图1）如下：
（1）热蒸发烃分析色谱曲线一般呈规则的梳状。
（2）碳数分布范围较宽，一般在nC19～nC23，最多出至nC35，丰度高，未分离的化合物少。
（3）主峰碳多数分布在nC19左右，且标志化合物分辨清晰。
（4）基线一般平直呈馒头状或有些遭受轻度氧化后再运移，原油样品部分峰形呈穹隆状分布。
（5）Ph/nC18值在0.25～1.53，且多数大于0.4，部分值大于1.0。
2、含（油、水）水层、水层
图２ 含（油、气）水层、水层谱图特征
（1）色谱曲线一般呈明显较规则的尖峰状特征。
（2）碳数分布范围较窄，nC11～nC29，通常属吸附溶解于水中的低碳数化合物所致。
（3）主峰碳多数分布在nC17左右，峰形后移。
（4）基线普遍上倾从中间凸起呈尖峰状，与油层明显不同。
（5）Ph/nC18值在0.3～0.8之间，多数值在0.4～0.8之间变化。
3、气层（凝析气层、非产层）
气层（凝析气层、非产层）谱图特征（图3）如下：
图３ 气层(凝析气层、非产层)谱图特征
（1）色谱曲线一般呈不规则的尖峰状，个别出现平直或幅度小；非产层碳数不易辨认，峰形杂乱，峰值低。
（2）碳数分布范围一般大于nC23～nC27,凝析气层碳数分布范围大于nC25,但通常高碳数化合物含量较低，属凝析作用造成，因气体对不同碳数化合物的溶解能力不同。
（3）主碳峰分布范围较窄，分布位置有前有后，变化不确定。
（4）基线幅度变化大，呈不规则长短尖峰状。
（5）Ph/nC18值在0.55左右。
五、应用实例
（1）W29井位于准葛尔盆地西北缘乌—夏断阶带乌南断裂上盘，钻至1198.82～1202m，层位P2w组，岩性绿灰色油浸砂砾岩。分别进行了热解、定量荧光（QFT）、三维荧光光谱、热解气相色谱、岩石物性（P—K）等项目的分析，其中热解指标S0：0～0.24mg/g,S1:0.03～10.79mg/g,S2:0.14～11.39mg/g；QFT荧光强度指标122～1842，异常显示强。从热解分析参数S1/S2—S1/(S0+S1+S2)与S2*100/(S0+S1+S2)—S2/S1地区性图版均为油层区；岩心1198.82m做三维荧光光谱分析，油质判别指标烃组分比值R为1.7，为中偏重质油，岩心1200.82m做热解气相色谱分析来看，主峰碳：nC19，碳数范围：nC11～nC29，ΣC21-/ΣC22+为2.69，谱图呈规则的梳状，基线平稳，具典型油层特征（图1b）。该段岩心物性分析，孔隙度：14.74％～17％，渗透率：（0.53～2.58）*10-3μm2，储集层物性较好。依据以上参数综合解释为油层，后试油证实为油层，油质为中偏重质。
该井井段1314～1324m，层位P2w，岩性灰色荧光砂砾岩。热解分析参数S0：0.18～0.80mg/g,S1:2.69～8.12mg/g,S2:2.26～8.80mg/g;QFT荧光强度：219～548，异常显示明显。在S1/S2—S1/(S0+S1+S2)图版、S2*100/(S0+S1+S2)—S2/S1图版均为油层区；岩屑1316m做热解气相色谱分析，主峰碳：nC17,碳数范围：nC12～nC26，ΣC21-/ΣC22+为10.89，正构烷烃碳数分布范围窄，曲线峰形呈尖峰状，基线上漂，Ph/nC18为0.64，有水洗后所表现的特征（图2a），综合解释为油水同层，后经试油证实为含油水层。
（2）L101井井段1413.2～1420.00m，层位K1tg，岩性浅灰色细砂岩，做热解分析S0：0～0.29mg/g，S1:0.01～16.43mg/g,S2:0～26.26mg/g;QFT荧光强度：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大，单从热解或QFT参数是难以确认的。在S1/S2—S1/(S0+S1+S2)和S2*100/(S0+S1+S2)—S2/S1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1416.70m的三维光谱分析来看，油质判别质数烃组分比值R为2.9，油质评价为中质。P—K核磁共振孔隙度：一般为10.73％～17.17％，渗透率：（0.99～15.86）*10-3μm2，评价为中—好储集层。经过做岩心热解气相色谱分析（图1c），主峰碳为nC19，碳数分布范围在：nC12～nC35,ΣC21-/ΣC22+为0.81，正构烷烃分布较宽，未分离的化合物少，基线较为平直，Ph/nC18为0.46，呈梳状，具典型油层色谱图形特征，综合解释为油层，后经试油证实确为油层，油质为中质油。
（3）L22井井段2248～2260m，层位J2x，岩性灰色富含油中—细砂岩。QFT荧光强度范围130～1845，以大于1000为主。物性分析，孔隙度：11.04％～16.22％，渗透率：（5.6～74.51）*10-3μm2，评价为中等储集层。2256.20m岩心做热解气相色谱分析（图1e），主峰碳：nC19，碳数范围：nC9～nC34，ΣC21-/ΣC22+为1.37，谱图呈梳状，为典型油层色谱特征，与邻井原油色谱分析图谱特征基本一致，具有该地区侏罗系原油共有的色谱特征。综合解释为油层，后经试油证实为油层，油质为轻偏中质。
（4）C79井井段3572～3576m，层位K1cq，岩性灰色荧光泥质粉沙岩。热解分析，S0：0mg/g,S1:0.77～1.79mg/g,S2:0.50～2.07mg/g；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图版为含油水层区。QFT荧光强度范围876～1278，在3576m做岩屑热解气相色谱分析（图2c），碳数分布范围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，峰值特别低，有明显的含水迹象。综合解释为水层，经试油证实为水层。
通过上述实例资料表明，利用热解气相色谱热蒸发烃分析技术对储集层的产液性质进行快速评价效果是显著的，如结合地化相关参数综合判别效果会更好。避免出现用单相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。
六、认 识
通过近年来对准葛尔盆地部分有取样条件井的样品分析认为，利用热解气相色谱热蒸发烃分析技术，在录井现场对储集层产液性质进行评价，无疑有它的独特功能和作用，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）不同性质的产层在热解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集层，不管是否遭到破坏，一定会在储集层中留下痕迹，显示出不同储集层性质的色谱特征。
（2）油层的碳数分布范围较宽，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更窄，一般小于C20，有时与水层分布很相似。但有些储集层，当油进入后，经生物降解、水洗油藏遭破坏，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更好。正构烷烃和生物标志化合物分布与源岩相似或一致。
（4）气层（凝析气）的识别与一次性运移形成的凝析气藏有差异。如果是油藏受气侵（改变原始油气层）而形成的凝析气层。因油气运移进入储集层，热蒸发烃谱图仍具有油层的特征。
（5）含油饱和度偏低的油层（含油水层、油水同层）等，热蒸发烃色谱谱图仍具有油层特征，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，那么所测的参数中，单用热蒸发烃就难于识别，而要结合地化相关参数来解释效果才会更好。
七、结论与建议
1、结论
（1）通过研究与现场实际应用证明，用热解气相色谱热蒸发烃分析技术进行油气水层解释评价，理论依据充分，技术先进，具有科学性和实用性，是目前地化录井较好的油气水层解释评价方法之一。
（2）主峰碳及碳数分布范围、Ph/nC18等特征参数，是判断储集层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，而对成藏复杂、油气变化大的地区还应借助于地化及相关参数进行辅证。
2、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）各油田应根据本油田特点，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涵盖的范围很广，如热蒸发烃分析、罐顶气分析、热裂解烃分析、油样分析等。要根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。
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摘自《录井技术》2003，1
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