热解气相色谱分析技术在石油地质中的应用

为了解决石油勘探开发中所面临的早期评价问题,应用热解气相色谱法,利用热解装置、气相色谱仪、数据处理工作站组成的热解气相色谱仪对储集岩进行分析,得到热蒸发烃、热解烃色谱曲线及其各种化合物、系列化合物分析数据。该技术对不同储集岩进行分析对比获得如下结论:①利用热蒸发烃正烷烃碳数分布及含烃量有助于区分水洗油层、细菌降解油层、非生产层、凝析油层;②在对储集岩热解烃分析中发现油沙岩与生油岩干酪根的热解烃图形是不同的,通过研究不同类型油砂岩热解烃色谱曲线可更好地了解不同类型油砂岩在重质组分中的烃类分布。因此,在生产中该技术可为勘探开发提供合理的勘探数据,准确评价储集岩性质,对现场快速、准确评价储层具有重要意义。     

生油岩热解气相色谱分析方法及地质应用

为了快速、准确地评价生油岩，该介绍了生油岩热解气相色谱评价技术并对其地质应用进行了重点阐述。利用热解气相色谱技术在确定生油层排油厚度；根据热蒸发烃、热解烃图形特征及参数判别生油岩成熟度和成油类型；利用热解产物谱峰特征和各烃段相对质量分数划分母岩类型等方面，各项评价指标均有较好的表征演化特征，在现场评价生油岩有着重要的意义。     

生油岩热解气相色谱分析方法及地质应用

为了快速、准确地评价生油岩,该文介绍了生油岩热解气相色谱评价技术并对其地质应用进行了重点阐述。利用热解气相色谱技术在确定生油层排油厚度;根据热蒸发烃、热解烃图形特征及参数判别生油岩成熟度和成油类型;利用热解产物谱峰特征和各烃段相对质量分数划分母岩类型等方面,各项评价指标均有较好的表征演化特征,在现场评价生油岩有着重要的意义。     

热蒸发烃分析技术在准噶尔盆地的应用

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，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。     

热蒸发烃分析技术在准噶尔盆地的应用

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,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。     

利用热解气相色谱鉴别真假油气显示

由于钻井液添加剂对岩屑的污染，给识别真假油气显示造成了一定的难度。该介绍了一种利用热解气相色谱分析技术鉴别真假油气显示的方法。通过对27种添加剂检测分析，分别得出不同添加剂的色谱曲线特征，其中针对15种对岩屑影响较大的添加剂的曲线特征分析研究发现应用热蒸发烃、热解烃色谱曲线与添加剂的热解指纹谱图对比，可快速、准确的鉴别真假油气显示，多口井的实践表明，此方法对现场录井具有重要意义。此外，通过实验证实水洗法排除样品污染较差，利用扣除本底法可准确求得热蒸发烃、热解烃污染校正系数，是排除样品污染的较理想方法。     

热蒸发烃色谱技术在油水层评价中的应用

热蒸发烃色谱技术是油气检测烃类组份细分方法,可以在单体烃分子水平上对储集层的原油性质、油水特征等进行评价。随着热蒸发烃色谱分析技术在国内多数油田的推广使用,其检测和评价技术均有进一步的发展。文章在热蒸发色谱技术原理的基础上,结合胜利油田的具体生产实例,肯定了在油水层评价方面,热蒸发烃色谱分析技术所具有的无可替代的优势,展示了热蒸发烃色谱分析技术在油气勘探和开发领域的实用价值。     

利用热解气相色谱鉴别真假油气显示

由于钻井液添加剂对岩屑的污染,给识别真假油气显示造成了一定的难度。该文介绍了一种利用热解气相色谱分析技术鉴别真假油气显示的方法。通过对27种添加剂检测分析,分别得出不同添加剂的色谱曲线特征,其中针对15种对岩屑影响较大的添加剂的曲线特征分析研究发现应用热蒸发烃、热解烃色谱曲线与添加剂的热解指纹谱图对比,可快速、准确的鉴别真假油气显示,多口井的实践表明,此方法对现场录井具有重要意义。此外,通过实验证实水洗法排除样品污染较差,利用扣除本底法可准确求得热蒸发烃、热解烃污染校正系数,是排除样品污染的较理想方法。     

渤海地区低电阻率油层的综合录井识别与评价

为了准确地识别和评价低电阻率油层,提高录井解释符合率.通过分析渤海地区低电阻率油层的特征及形成机理.对低电阻率油层采取气测录井和岩石热解气相色谱录井等录井方法识别和评价进行了探索。气测录井利用全烃及烃组分以及气体比率L_M、L_H和H_M曲线在油水层的组合形态来判断储集层流体性质。岩石热解气相色谱录井利用检测的碳数分布特征和岩石热解气相色谱谱图形态建立了评价低电阻率油层的标准。综合应用这两项录井技术.识别和评价了渤海地区BZ油田群等多个油田50余口探井共计62个低电阻率油层.其中油层和差油层42层、油水同层12层、含油水层8层.经试油论证.总体符合率达到90%以上.减少了低电阻率油层的误判和漏判。     

中、高渗透性油层水驱油实验及水淹机理分析

通过开展中、高渗透性油层模拟注水驱油实验，以稳态法测定油-水相对渗透率，制备饱含油至残余油的不同含水率岩样，对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析，研究岩石热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水率上升的变化规律及趋势，总结中、高渗透性油层水淹变化录井资料响应特征，探讨其水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行分析。实验证明录井各单项资料能够反映中、高渗透性油层不同水洗状况下的特征，为今后录井资料评价中、高渗透性油层水淹程度奠定了理论基础。     

岩石热解分析技术在油田开发中的应用

应用热解地球化学分析和热蒸发烃色谱分析技术，以XP3－38井为例评价了油层水淹状况，并计算了剩余油数量；确定了储层的含油级别并评价了储层性质；通过地球化学录井含油饱和度与岩心抽提含油饱和度分析数据对比，得出了在评价剩余油分布方面两种方法相当一致的结论。     

利用热解气相色谱分析方法判断储集层性质

热解气相色谱法是结合热裂解和毛细管气相色谱分析技术，通过氢火焰检测器对热解产物中的热蒸发烃(S1)和热裂解烃(S2)进行分析，得到详细的烃组成资料，依据烃的组成特征及含量变化对储集层的含油水性进行判断，主要针对S1的特征进行了分述和研究。     

应用热解热蒸发烃技术识别油层

介绍了砂岩储层热解、热蒸发烃技术的原理及参数。根据对潜江凹昭新沟咀组五个含油区25口井130块不同含油级别的砂岩储层样品的分析，并结合录井，电测及试油资料进行综合研完。建立了识别评价新沟咀组油层的热解参数标准。用该标准对88个油砂样品评价结果与录井综合解释、电测解释及试油结果对比，符合串都较高（〉80％）。这表明热解、热蒸发烃技术是一种识别油层的有效手段。用该标准现已复查出马22等6口井6层，7．49m油层。为石油勘探提供了一种识别油层的技术．有推广应用价值。     

陆相页岩含油性的化学动力学定量评价方法

细粒岩石中含油性和烃类可动性评价是页岩油气勘探选区和目标评价的重要依据。实验室开放热解技术是常规烃源岩品质和油气资源量评价的主要手段。页岩油勘探开发重点为页岩储层中的可动资源,常规Rock-Eval热解法获得的主要参数不能直接用于页岩油气资源评价。通过常规热解法的改进和数据处理流程的优化,提出了一系列页岩含油性和可动性评价新方法,包括利用单一升温速率热解数据获取非均质页岩系统生烃化学动力学参数,利用热解数据判识和定量扣除富有机质页岩中运移烃,页岩总含油量的单步热解法及其与两步热解法的比较分析,以及利用常规热解曲线信息确定游离烃组分。将这些方法应用于济阳坳陷和潜江凹陷页岩含油性分析和运移烃识别等方面,大大地提高了页岩含油性定量评价结果的针对性,有利于准确圈定页岩油原地资源量和伴生的常规圈闭资源量。     

低渗透油层水驱油实验录井资料响应特征分析

通过开展低渗透模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油、低、中、高含水及残余油的不同含水率的岩样,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析,研究热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水上升的变化规律及趋势;总结了低渗透油层水淹变化录井资料响应特征;探讨了低渗透油层的水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行了分析.实验证明录井各单项资料能够反映低渗透油层不同水洗状况下的特征,为今后录井资料评价低渗透油层不同水淹程度奠定了理论基础.     

马西洼槽两种不同油源油层的解释与评价

冀中坳陷饶阳凹陷马西洼槽存在两套主力烃源岩,一套为由沙一下亚段油页岩、鲕灰岩、泥质白云岩和暗色泥岩组成的浅湖-较深湖相烃源岩,另一套为沙三段暗色泥岩淡水湖相烃源岩,它们共同为沙二段、沙一段圈闭提供油源。由于这两套烃源岩的生油母质及成熟度不同,所形成的油层在气测录井资料上响应特征差别很大,以传统的按层位总结油气显示特征的方法效果并不理想,尤其是沙二段。鉴于这两套烃源岩在岩石热解气相色谱资料上很好区分,笔者尝试采用岩石热解气相色谱资料中的植烷峰的高低快速识别油源,针对不同的油源分别建立油层评价标准,在此基础上,分别建立了沙一段、沙二段储集层皮克斯勒和轻重烃比值解释评价图板。实例分析表明其应用效果良好。     

应用地化录井技术判别低电阻率油层

鄂尔多斯盆地三叠系延长组储集层为低渗透、特低渗透储集层.该盆地姬塬地区长2段、长4 5段地层由于受储集岩中黏土矿物赋存状态、层间水、束缚水含量和地层水矿化度等因素的影响,局部形成低电阻率油层,给常规录井、测井带来一定的困难.储集岩热解技术作为成熟的地化录井技术,在储集层含油性判别方面具有明显的优势,热解烃总量主要反映储集岩油气充注程度,是有效的储集岩含油性判别指标.应用地化录井技术,通过对实际资料进行分析,认为研究区长2段、长4 5段油层段储集岩热解烃总量大于10.0 mg/g,油水同层段储集岩热解烃总量为5.0～10.0 mg/g,含油水层段储集岩热解烃总量为2.5～5.0 mg/g,水层段储集岩热解烃总量小于2.5 mg/g.分析结果表明,应用该指标对低电阻率油藏的判别效果相对明显.     

利用热解气相色谱特征识别储集层流体性质

原有热解气相色谱技术提供的参数和方法主要为早期烃源岩研究而设，难以适应储集层流体性质评价。该通过总结吉林探区热解色谱特征，摸索出一些适合储集层流体评判的特征参数，指出特征参数与不同原油性质热解色谱谱图特征相结合，能够有效地提高热解色谱识别储集层流体性质的能力，通过大量实例检验效果较好。对其它油田寻找合适的储集层流体评价的参数和方法有一定的借鉴作用。     

鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长10烃源岩特征与生烃潜力

鄂尔多斯盆地中部志丹—吴起地区延长组长10油层组顶部发育一套湖相暗色泥岩,确定该套烃源岩的地质地球化学特征及生烃潜力对该区油气勘探有重要意义.利用岩心和测井资料,研究了长10暗色泥岩的分布特征,通过开展岩石热解、干酪根显微组分、镜质体反射率、可溶有机质族组分及饱和烃色谱—质谱等有机地球化学测试和分析,评价了长10烃源岩的生烃潜力.研究表明,长10暗色泥岩分布广泛,厚度为5～20m;烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高,有机质母质中陆源植物生源贡献较大,主要为Ⅱ型和Ⅲ型干酪根,有机质热演化程度达到成熟生油阶段,总体评价为较好—好烃源岩.长10烃源岩的生物标志化合物特征有别于长7烃源岩和长9烃源岩,具有高Pr/Ph值、ααα20R构型C27、C28和C29规则甾烷呈反“L”型分布的典型特征.长10烃源岩的生烃量较大,是鄂尔多斯盆地中生界另外一套重要的有效烃源岩,该套烃源岩的发现为鄂尔多斯盆地中部延长组下组合的深入勘探提供了科学依据.     

松辽盆地长岭地区烃源岩地球化学特征

松辽盆地南部长岭地区主要分布有上白垩统嫩江组和青山口组，下白垩统登娄库组和沙河子组-营城组烃源岩，介绍了长岭地区主要烃源岩的分布特征，有机质丰度，类型及热演化程度，描述了烃源岩中有机质族组成特征，饱和烃气相色谱特征，甾烷，三萜烷系列化合物分布特征及稳定碳同位素组成特征等，并根据这些地球化学特征分析了不同层位烃源岩的母质类型，生烃环境及有机质演化规律。