岩石热解气相色谱解释评价-2002
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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。
∑C21-/∑C22+
即一组色谱峰中， >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。
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。
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。
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。
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。
二、热解气相色谱录井参数的地质意义
1、根据“岩石氯仿抽提物及原油饱和烃气相色谱分析方法”（SY/T5120-1997）对饱和烃的组份分析方法，热解气相色谱分析热蒸发烃组份可提供以下地化参数：（1）色谱分析曲线；（2）碳数范围；（3）主峰碳数；（4）碳优势指数（CPI值）；（5）奇偶优势（OEP）值；（6）∑C21-/∑C22+；（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。
nC17
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。
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。
主峰碳数
即一组色谱峰中的质量分数最大的正构烷烃碳数。此值的大小表示岩样中有机质或油样中烃类的轻重、成熟度和演化程度的高低。数值小的烃类轻、成熟度和演化程度高。
碳数范围及分布曲线
前者指一组色谱峰的最低至最高碳数的容量峰，后者是反映这组容量峰的分布形态。通过这两个参数可以了解岩石有机质或油样中烃类的全貌，反映出其有机质丰度、母质类型和演化程度。烃类丰富、低碳烃含量高、无明显奇偶优势者一般多为海相生油母质和演化程度高，反之亦为陆相生油母质和演化程度低。
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。
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。
热解气相色谱工作原理:
是利用试样中各组份在气相和固定液液相间的分配系数不同，当汽化后的试样被载气带入色谱柱中运行时，组份就在其中的两相间进行反复多次分配，由于固定相对各组份的吸附或溶解能力不同, 因此各组份在色谱柱中的运行速度就不同，经过一定的柱长后，便彼此分离，按顺序离开色谱柱进入检测器，产生的离子流讯号经放大后，在记录器上描绘出各组份的色谱峰。
不同沉积相pr/ph变化
沉积相水介质Pr/来自hCPI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
>1
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。
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。
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。
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
若色谱峰分布曲线基本上是条直线，则说明无油气显示。
碳优势指数（CPI）和奇偶优势（OEP）
这两个参数的意义相同，表示方法有上述两种。都是说明一组色谱峰中，正烷烃奇数碳的质量分数与偶数碳的质量分数之比。因为生物体内的正烷烃中奇数碳高于偶数碳，存在着明显的奇偶优势，而有机质在演化过程中是大分子变成小分子，结构复杂的分子变成结构简单的分子，正烷烃奇数优势消失。所以奇偶优势值越接近于“ >1”，则说明该样品的演化程度和成熟度越高，反之越低。
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。
∑C21-/∑C22+
即一组色谱峰中， >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。
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。
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。
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。
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。
二、热解气相色谱录井参数的地质意义
1、根据“岩石氯仿抽提物及原油饱和烃气相色谱分析方法”（SY/T5120-1997）对饱和烃的组份分析方法，热解气相色谱分析热蒸发烃组份可提供以下地化参数：（1）色谱分析曲线；（2）碳数范围；（3）主峰碳数；（4）碳优势指数（CPI值）；（5）奇偶优势（OEP）值；（6）∑C21-/∑C22+；（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。
nC17
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。
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。
主峰碳数
即一组色谱峰中的质量分数最大的正构烷烃碳数。此值的大小表示岩样中有机质或油样中烃类的轻重、成熟度和演化程度的高低。数值小的烃类轻、成熟度和演化程度高。
碳数范围及分布曲线
前者指一组色谱峰的最低至最高碳数的容量峰，后者是反映这组容量峰的分布形态。通过这两个参数可以了解岩石有机质或油样中烃类的全貌，反映出其有机质丰度、母质类型和演化程度。烃类丰富、低碳烃含量高、无明显奇偶优势者一般多为海相生油母质和演化程度高，反之亦为陆相生油母质和演化程度低。
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。
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。
热解气相色谱工作原理:
是利用试样中各组份在气相和固定液液相间的分配系数不同，当汽化后的试样被载气带入色谱柱中运行时，组份就在其中的两相间进行反复多次分配，由于固定相对各组份的吸附或溶解能力不同, 因此各组份在色谱柱中的运行速度就不同，经过一定的柱长后，便彼此分离，按顺序离开色谱柱进入检测器，产生的离子流讯号经放大后，在记录器上描绘出各组份的色谱峰。
不同沉积相pr/ph变化
沉积相水介质Pr/来自hCPI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
>1
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。
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。
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。
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
若色谱峰分布曲线基本上是条直线，则说明无油气显示。
碳优势指数（CPI）和奇偶优势（OEP）
这两个参数的意义相同，表示方法有上述两种。都是说明一组色谱峰中，正烷烃奇数碳的质量分数与偶数碳的质量分数之比。因为生物体内的正烷烃中奇数碳高于偶数碳，存在着明显的奇偶优势，而有机质在演化过程中是大分子变成小分子，结构复杂的分子变成结构简单的分子，正烷烃奇数优势消失。所以奇偶优势值越接近于“ >1”，则说明该样品的演化程度和成熟度越高，反之越低。
