岩石热解气相色谱解释评价文档格式.docx

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C21以前烃的质量分数总和与C22以后烃的质量分数总和之比。

是碳数范围和分布曲线的具体描述，它是一个有机质丰度、母质类型和演化程度的综合参数。

∙（C21+C22）/（C28+C29）

　　这是指一组色谱峰中>

C21+C22烃的质量分数之和与C28+C29烃的质量分数之和的比。

此值高低是个有机质类型指标，因为海生生物有机质中的正烷烃检测结果以（C21+C22）烃类为主，而陆源植物有机质中的正烷烃则以（C28+C29）居多。

所以其比值高是海相沉积的象征，而比值低多为陆相沉积环境。

∙Pr/Ph即姥鲛烷比植烷

姥鲛烷（iC19）pristine降姥鲛烷（iC18）norpristane

植烷（iC20）phytant

　　其比值在成岩和运移过程中比较稳定，所以是一个追踪运移的指标。

在海陆相成因问题上，一般认为陆相成因的有机质Pr/Ph>

1，而海相成因的有机质则Pr/Ph<

1，所以也是个有机质类型参数。

表1

不同沉积相pr/ph变化

沉积相

水介质

Pr/Ph

CPI

原油类型

咸水深湖相

强还原

0.2-0.8

<

1

植烷优势

淡水-微咸水深湖相

还原

0.8-2.8

≥1

姥植均势

淡水湖沼相

弱氧化-弱还原

2.8-4.0

>

姥鲛烷优势

∙Pr/nC17、Ph/nC18

　　这是两个运移参数，因为埋藏在地层中的有机质，在运移过程中这些组份均按比例丢失，其比值保持不变。

它们也是两个很好的成熟度指标，因为随着演化程度的加深，这两个比值均逐步变小。

∙异构烃/正构烃

　　是个很好的成熟度指标，因为生油母质的演化过程是个正构化、直链化的过程，所以随着演化程度的加深，此值逐渐变小。

∙正构烃/芳烃和杂原子化合物

　　这是两个判断生油母质类型的参数，同时也含有有关生油沉积环境的信息。

芳烃和杂原子化合物多为陆源高等植物的木质素演化而来。

∙双取代苯/单取代苯

　　这是一个很有地球化学意义的成熟度指标，它反映了生油母质的演化程度和分子结构的变化深度。

此值越小，有机质的演化程度越深。

∙正构烃/烷基苯

　　烷基苯一般认为是陆源高等植物的木质素演化而来，也有部分是环状萜类脱氢演化生成，而演化深度的方向是有机质的正构化。

因此它是一个具有母质类型和演化程度双重信息的地球化学参数。

　　2、通过对热解烃分析，确定其化合物的组成，应用其丰富的信息和指纹特征来解释地质、地球化学的有关问题，为石油勘探服务的前景是非常广阔的。

通过随钻分析不同类型油砂岩的热解色谱曲线，可以了解其组份中烃类的分布规律，确定不同类型油层（藏），以便更好地制定生产措施和合理开发油藏。

　　热解烃色谱分析可以获得三大类组份：

正构烷烃和正构烯烃、芳烃化合物和杂原子化合物。

不同类型的油砂岩有其不同的特点。

　　1）正构烷烃和正构烯烃：

它们在图谱上总是成对地出现，同碳数者烯烃在前，烷烃在后，很有规律。

正常油砂岩含有较高的正构烷烃和较低的正构烯烃。

而稠油砂岩正好相反，含有较低的正构烷烃和较高的正构烯烃。

2）芳烃化合物：

这类化合物主要是烷基苯，主要生源物是木质素（高等植物残体），也有部分是环状萜类脱氢氧化而成。

在正常油砂岩中芳烃含量较低，以苯和单取代基苯占优势。

而稠油砂岩含量较高，以多取代基苯占优势。

3）杂原子化合物：

如噻吩、吡啶、酚类等。

它们和芳烃一样，与高等植物木质素的结构单元有关。

主要包括硫、氮、氧三类化合物。

正常油砂岩没有检出这类化合物，而稠油砂岩中则含有大量杂原子化合物。

三、热解气相色谱的地质应用

1、鉴别真假油气显示

在石油钻井过程中，为了预防钻井工程事故，获得较快进尺，在钻井液中加入的添加剂越来越多。

这些添加剂大部分为有机物质，对岩屑和井壁取心造成污染，为正确判断油气层和评价油气带来了很大困难，因此鉴别真假油气显示的工作非常重要。

钻井液添加剂的来源主要有三个方面：

①钻井过程中，由于膨胀性地层的缩径和疏松性地层的垮塌，常常造成卡钻事故，所以在钻井液中加入原油、柴油和有机解卡剂。

②一些特殊评价井，为了最大限度的保护储层免遭污染，通常采用油基泥浆钻井，给录井工作带来了很大的麻烦。

③由于钻井工艺需要，在定向井、丛式井及水平井的钻井过程中，常常使用有机添加剂和混油钻井液，这给储集层油气显示的识别及评价带来很大困难。

应用热解气相色谱录井鉴别真假油气显示的原理是：

任何有机物质都可以采用氢火焰离子化检测器检测，有机物质不同，组分出峰也不同，就象人的指纹一样。

泥浆中加入的不同有机物添加剂，可分析不同的色谱峰。

我们可以把各种类型的添加剂都作出它们的色谱分析谱图，作为比较的标准谱图。

假如某种有机添加剂与一种油气显示混合在一起时，分析出来的色谱图就有两者重叠峰的特点，将此重叠峰与各自的标准谱图比较，就很容易识别真假油气显示了。

国内一些研究人员采用热解气相色谱分析方法曾对27种常见添加剂进行了实验分析，发现15种添加剂对岩屑录井影响较大。

因此，根据添加剂的指纹热解谱图，并利用热解气相色谱录井仪来分析岩样，可快速、有效的排除样品污染对录井工作者地质解释造成的干扰。

表2

各种添加剂和原油热蒸发烃图形对比

样品

主峰碳

碳数范围

峰形特征

煤油

nC17

nC14-nC26

图形呈陡山峰形，无奇偶优势，主峰碳不明显唯有MRH-86D主峰碳呈强峰，nC19后有邻苯二甲酸二丁脂中强峰。

柴油

nC23

nC13-nC29

RH-4

nC19

nC13-nC25

MRH-86D

nC25

nC13-nC27

螺纹密封脂

nC27

nC15-nC34

图形呈慢坡鼓包山峰形，在山峰上长着高低不等的树木。

棕红色通用密封脂、HZH-102分别在坡底中坡中长着较高的树木。

图形由无环异构芳烃组成，正烷烃峰极弱。

棕红色通用密封脂

nC18

nC16-nC30

HZN-102

nC10-nC35

机油

nC12-nC32

液压油

nC30

nC13-nC34

氧化沥青

nC14-nC29

图形呈馒头型，有如在馒头上又插上几根细铁丝表现在正构烃烷烃峰度低，其它化合物出现强峰。

磺化沥青

解卡剂SR-301

nC11-nC28

RH-3

nC15

nC-nC25

峰形呈馒头型，奇偶优势不明显，主峰碳分别为nC15和nC16。

PIPELAX-N

nC16

nC-nC27

有机皂土

nC13

nC9-nC13

图形呈小鼓包型，鼓包底部出现正碳五个峰。

2、判断储集层原油的性质

储集层中的不同油气藏：

天然气、凝析油、轻质原油、中质原油和重质原油（即稠油），这些油气藏是以烃类系统在地层中存在的状况来划分的，实际上，它们之间均以过渡状态存在，无明显的界限。

要想勘探、开发和利用好这些油气资源，必须清楚它们的化学组成、物理性质、地下储存状态和开发过程中的相态变化。

油气组份综合评价仪均可以给出它们完整的组份谱图，根据它们各自的特征谱图很容易鉴别各种油气藏的详细情况。

①天然气

天然气是以甲烷为主的气态烃，甲烷含量一般在60%以上，干气藏甲烷含量高，有少量的C2以上的组份。

湿气藏含有一定量的C2-C5组份，甲烷含量偏低。

②凝析油

凝析油就是轻质油藏和凝析气藏中产出的油，正构烷烃碳数分布窄，主要分布在nC1-nC20，主峰碳nC6-nC8。

③轻质原油

轻质原油组份峰主要特征是：

轻质烃类丰富，正构烷烃碳数主要分布在nC1-nC28，主峰碳nC9-nC12。

④中质原油

中质原油组份峰主要特征是：

族组份中饱和烃含量丰富，正构烷烃碳数主要分布在nC1-nC32，主峰碳nC15-nC25，∑C21-/∑C22+比轻质原油小。

⑤重质原油（稠油）

重质原油分为三种类型，I类组份峰主要特征是：

原油轻重组份大多分为两段，异构烃和环烷烃含量丰富；

II类组份峰主要特征是：

异构烃和环烷烃含量较多；

III类组份峰主要特征是：

胶质、沥青质含量特别高，链烷烃含量特别少，有“地沥青”之称。

3、判断储集层性质

油水层的区分对于决策钻井、降低钻井成本都是非常重要的。

采用热解气相色谱录井可以精确定位油水层。

热解气相色谱录井判断储集层性质的理论依据是：

储层在沉积及成岩过程中，孔隙体积中充满了原生水。

水中含有一定量的氧气和各类细菌，地下水动力作用越强，氧的含量就越高，以氧赖以生存的细菌越发育，后期运移至储层中的烃类占据的只是部分有效孔隙的空间，另一部分有效孔隙体积和死孔隙体积之中，还是充满了原生水，这部分水与占据有效孔隙体积的油气接触。

在漫长的地质历史过程中，水中的氧和细菌就与烃类发生菌解和氧化作用，从而形成一定量的色谱柱无法细分但却能检测其总体含量的未分辨化合物。

储层水动力作用越强，孔隙体积中水的含量越高，氧的含量也就越高，细菌就越发育，氧化和菌解作用也相应地就越强，生成的未分辨化合物的含量要较试油测试产纯油的储层高出几倍。

此外，试油测试产纯水的储层烃的浓度低，多以溶解烃的形式存在，其谱图特征也很明显。

因此，我们可以根据谱图形态、未分辨化合物含量、碳数范围等特征定性描述储层。

通过分析可以获得各种储层的组分峰图，它们都各自具有不同的特征，以及提供不同的地化参数，因此可以直观、准确地了解储层的情况。

①识别油层

此处所说的油层是指试油测试只产油而无其它流体产出的储层,这类储层的存在有两种可能,一种是单层储层均质性强，孔渗物性好，含油饱和度值高，含水饱和度值低，多在束缚水范围内，故试油产纯油；

另一类是储层非均质性强，孔渗物性差，以亲水为主的矿物，颗粒骨架对水的运移阻力大，即使含水饱和度很高，含油饱和度很低，如果不改善通道，试油测试也只产纯油。

这类储层的组分流出曲线特征明显，它们都具含油特征，碳数分布范围宽，为nC13-nC32左右。

主峰碳nC19-nC23，正构烷烃组分齐全，呈规则梳状结构。

由于含水量相对较低，氧化和菌解作用弱，形成的未分辨化合物的含量低，基线较平直。

②识别油水同层

这类储层油水混相共存，含油饱和度大于残余油饱和度，含水饱和度大于束缚水饱和度，这类储层样品其组份流出曲线具有与纯油层相似的特征。

它们也都具有含油特征，碳数分布范围宽，为nC14-nC32左右，主峰碳nC21-nC23，正构烷烃组分齐全，呈规则梳状结构。

西5井地化谱图4776-4777m

与纯油层组份流出曲线不同的是，这类储层由于水的含量高，水动力强，水与油的接触关系密切，而导致原油的菌解和氧化作用强烈，形成的未分辨化合物含量高，基线具明显的穹隆状。

③识别含油水层

这里所说的含油水层是指具含油产状，但含油饱和度底，多在残余油饱和度范畴，这类储层多数具有较好的孔渗物性，所含原油既可以是凝析油，轻质原油，又可以是中质油或重质油。

无论是何种性质的原油，由于丰度值底，其原油组分组成中的轻质组分多以溶解的形式存在，碳数分布范围窄，为nC8-nC20左右，主峰碳＜nC12，其组份谱图特征相当明显，主烽碳明显，正构烷烃组份不全，分布呈不规则状或马鞍形。

基线下的未分辨化合物含量高低不等。

④识别气层

这类储层依据甲烷的含量又可分为湿气和干气。

干气由于甲烷气的易挥发性，气相色谱无法定性检测和区分。

而湿气除含有一定量的甲烷外，还含有一定量的乙烷，丙烷和丁烷，这类气体多与凝析油相伴生，这类储层样品其气相色谱流出曲线具有碳数范围窄，多在nC2-nC20左右。

其正构烷烃分布规则呈尖梳状结构，基线下未分辨化合物含量低，基线较平直。

⑤识别气水层

这类储层气水没有产生重力分异，气以溶解烃的形式存在。

这类储层组份流出曲线具有与纯气层的组份流出曲线相似的特征，碳数分布窄，多在nC14-nC20左右，其正构烷烃分布呈规则尖梳状结构，不同的是水的含水量高，水动力作用强，氧化和菌解作用相应也较强，生成的未分辨化合物含量高，基线多呈明显的穹隆状。

⑥识别油气层

这类储层油质较轻，多含溶解气，在试油测试过程中，地层打开后，压力下降，溶解气析出，因而油气同产。

其组份流出曲线也具有含油特征，碳数范围较中质油层提前，为nC5-nC30左右，正构烷烃组份齐全，呈规则梳状结构。

由于水的含量底，且束缚水的存在方式决定了油水接触关系密切，因而氧化和菌解作用弱。

基线下的未分辨化合物含水量低，基线较平直。

4、对注水驱油、水淹状况分析解释

注水采油提高采收率，这是国内外开发常用的方法，在我国大部分油田随着开发的不断深入和老油田综合含水率越来越高，对水淹的评价工作已经成为影响当前老油田稳油、控水的关键问题。

目前对水淹层的评价主要有两种方法：

一是依据测井资料，该方法投产符合率低。

二是利用密闭取心技术和资料定性定量判断油层水淹状况。

该方法一直是油田开发水淹层评价的有效方法，但必须依赖密闭取心井资料。

由于密闭取心井钻井成本高，资料周期长，从而决定了这种方法不适合在所有井层中推广使用。

因此为了加快油田开发步伐，保持原油高产、稳产，急待研究出新的水淹层解释方法和评价技术，来提高现有的工作水平。

热解气相色谱录井仪在解决水淹层的解释和评价技术方面的理论与实践的依据是：

①油层注水开发后，由于水的驱动作用，大部分原油被采出，油层的含油饱和度降低。

如果在注水采油的过程中，在油井隔一定时间取样分析，就可以看出热蒸发烃的轻组分峰值逐渐变小，谱图的色谱曲线丰度降低，碳数范围变窄，主峰碳数后移等规律现象。

从原始含油饱和度与剩余油饱和度的关系，就可以判断水淹层的状况、剩余油的分布和采出程度等方面的问题。

②注水采油时，水驱油首先是驱出物性好的储油层中的油。

从理论上讲，对热解总值相同的储集层，物性好的驱油效果好，水淹程度大。

通过油田生产实践也说明了这一点。

这些问题均可以从热蒸发烃的含量、组份分布曲线、峰形、丰度、地化参数等的变化中反映出来。

③在注水采油时，水驱油首先是驱出密度低、粘度小的原油组份，随着采出程度的增加，采出原油的密度和粘度逐渐升高。

实际上储油层是个具有天然层析作用的“巨大的色谱柱”。

而油气组份综合评价仪中的毛细管色谱柱则是储油层的微观形态和模拟实验。

油气组份在二者之中的运动规律基本一样，均为组份轻、分子小、粘度低、结构简单的化合物“跑”在前边，反之“走”在后边。

前进的动力前者是加压注水，后者是色谱柱中的载气推动。

二者原理相同，只是宏观、微观的区别而已。

所以热解气相色谱录井仪能更好的解释注水采油过程中的一系列问题。

5、确定各单层原油的产状

目前大多数油田的生产井多为混层或多层开采，如果要求单层产量、决定注水层位或判断窜层情况等问题，即了解单个储集层情况，热解气相色谱录井能很好地解决这方面的问题。

因为不同层的原油虽然正构烷烃分布可能相似，但异构、环烷烃等却多少存在差别，各单层油、窜层油和混层油都有各自的组份特征谱图，如同前述鉴别真假油气显示一样，这些判别可以用原油所含化合物的绝对浓度或相邻化合物的峰高比值表示。

当几个单层的油混合时，就可以根据各单层油所含化合物的浓度（或比值）的变化关系确定各单层出油贡献，能够比较容易地识别各单层油的情况，从而解决这方面的问题。

6、对焦油垫的特征及位置研究测定

焦油垫主要代表原地不可采的油,也代表低渗透率油藏内阻碍原油流动的屏障或遮挡物。

焦油垫定义为富含沥青质的石油带，与上覆石油柱间有成分突变的界面，焦油垫常分布在接近地质不连续界面，例如油水界面或渗透率突变带。

焦油垫的分布直接影响储油层的质量，因为它代表原地不可采石油，代表低渗透率储层间的流动隔层，轻质油气藏在采油过程中发生的脱沥青作用也产生焦油垫。

焦油垫是沥青质富集带，其一般厚度在十几米左右，是高浓度的含NSO元素的大分子化合物。

小焦油垫（10cm～1m）在轻质油藏中普遍存在，是油藏中的沥青质沉淀所致。

其成因是石油在流动过程中由于压力和温度的变化引起沥青质在原油中的溶解度降低而沉淀。

原油热降解作用和油柱中增长的气体溶解作用也会形成焦油垫。

对焦油垫的分析和研究，与油田开发和可采储量的计算都有着重要意义。

7、其它方面的应用

在确定烃源岩排油厚度，了解排油效应，划分成油类型、母岩类型、成熟度等方面的工作中，应用油气组份综合评价仪可以快速、有效的完成。

三、热解气相色谱录井定量、定性解释标准

1、储层热蒸发烃组份分析地化定量解释标准

利用热蒸发烃正构烷烃碳数分布、含烃量，并结合储层孔渗资料，有助于区分水洗油层、细菌降解油层、非生产层、生产层、凝析油层、产气层。

表3

储层热蒸发烃组份分析地化定量解释标准

类型

碳数分

布范围

主峰

碳数

ΣnC21-

ΣnC22+

ΣnC17-

ΣnCn

ΣnC22-25

ΣnC30+

Pr

Ph

OEP

水洗层

C12-34

nC21

0.94

0.35

8.30

0.13

1.03

0.20

0.16

1.07

细菌降解层

C9-24

7.06

1.25

-

1.23

0.54

0.55

1.01

非生产层

C14-24

3.37

0.33

0.23

1.05

0.34

1.16

生产层

C12-37

0.76

0.15

0.29

0.11

0.99

0.26

1.02

凝析油层

C4-26

6.42

0.46

0.96

1.08

产气层

C1-21

nC7

1.75

1.43

0.61

0.53

1.09

表4

2、储层热蒸发烃组份分析地化定性解释标准（见表2）

储集层

类型

气相色谱组份流出曲线

碳数分布

主峰碳

正构烷烃

基线下的

未分辨化合物

基线

油层

特征明显，具含油特征

范围宽，为nC13-nC32左右

nC19-nC23

组份齐全，分布

含量低

较平直

呈规则梳状结构

油水

同层

特征与纯油层相

范围宽，为nC14-nC32左右

nC21-nC23

含量高

具明显

似，具含油特征

的穹窿状

含油

水层

谱图特征相当明显

范围窄，为nC8-nC20左右

明显，<

nC12

组份不全，分布呈

含量高低不等

／

不规则梳状或马鞍形

气层

范围窄，多在nC2-nC20左右

分布规则，

呈尖梳状结构

气水层

特征与纯气层相

范围窄，多在nC14-nC20左右

分布呈规则

多呈明显

尖梳状结构

油气层

具含油特征

范围较中质及重质油层

提前，为nC5-nC30左右

水洗层：

碳数分布范围较宽，为nC12-nC34，主峰碳为nC21，与生产层相同。

ΣnC21-/ΣnC22+、ΣnC17-/ΣnCn、ΣnC30+/ΣnCn比值分别为0.94、0.35、0.13，都相对大于生产层，更有别于另外四种储层。

细菌降解或氧化层：

孔、渗物性值高，正构烷烃梳状结构不发育，谱图呈锯齿状，主峰碳为nC17，碳数范围为nC9-nC24；

ΣnC21-/ΣnC22+、ΣnC17-/ΣnCn比值高，分别为7.06、1.25；

显示出较多的低含量异构烷烃类；

主峰碳数和含量与其它五种储层砂岩谱图相比有相反的变化规律；

其Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18比值呈高值，分别为1.23、0.54和0.55，比较明显区别其它产层。

非生产层：

碳数分布范围窄，为nC14-nC24，主峰碳nC17，非生产层含量小于0.01mg/g，ΣnC21-/ΣnC22+比值3.37，大于生产层。

生产层：

含烃量大于10mg/g，碳数分布范围宽，为nC12-nC37，主峰碳为nC21，

（ΣnC22-25）/ΣnCn、ΣnC30+/ΣnCn比值分别为0.29、0.11，大于非生产层、凝析油产层；

ΣnC17-/ΣnCn比值为0.15，小于其它五类储层；

产层显著表现出具有nC18-nC37较高分子量的组份，也有低分子量的轻组份。

凝析油层：

碳数分布范围为nC4-nC26，主峰碳为nC16，ΣnC21-/ΣnC22+、ΣnC17-/

ΣnCn比值分别为6.42和0.46，大于水洗层、生产层、非生产层。

产气层：

碳数分布范围很窄，为nC1-nC21，主峰碳nC7；

其含量从高到低降幂式分布，ΣnC17-/ΣnCn、ΣnC21-/