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。     

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。该文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。     

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。     

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。     

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粉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砂岩与生油岩干酷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。     

热解气相色谱技术识别真假油气显示

对目前使用的27种钻井液添加剂检测分析,得出不同添加剂的岩石热解、气相色谱谱图特征.针对15种对岩屑影响较大的添加剂热蒸发烃、热解烃色谱曲线特征分析研究,得出了识别真假油气显示的方法.该方法在现场可快速、准确地识别真假油气显示.现场实践表明,该方法对指导现场快速发现油气显示具有重要指导意义.     

等温相继热解气相色谱法研究聚丙烯的热解

采用等温相继热解气相色谱法研究了聚丙烯的热解动力学,结果显示,聚丙烯的热解反应为动力学一级反应,Ｃ３～Ｃ４（气体部分）、Ｃ５～Ｃ１１（汽油馏份）、Ｃ１２～Ｃ２０（柴油馏份）、Ｃ２１～Ｃ３０（重油馏份）及各组份的生成反应为平行一级反应。计算了各组份生成反应的ｋ、Ｅ、Ａ值;考察了冷却剂对分离效果的影响,开发了聚丙烯的热解动力学模型,探讨了此研究对废聚丙烯油化工艺的指导作用。     

应用热解气相色谱含水指数评价储集层流体性质初探

热解气相色谱技术应用于储集层流体性质评价目前还处在探索阶段。章针对这一现状在系统总结近年来分析数据的基础上，开发了含水指数这一新评价参数。通过相关实例，介绍了含水指数的应用方法，同时结合地化分析成果对储集层的流体性质进行评价，取得了一定效果。     

地质录井过程中真假油气显示的热解识别方法

本文根据热解分析钻井液中常见的27种添加剂和成品油,得出了各添加剂和成品油的产烃量、油产率指数OPI和最高热解温度T_max值,它们与凝析油、轻质油、中质油和重质油具有明显的差异,建立了应用OPI和T_max的匹配关系识别真假含油显示的方法。     

热解气相色谱分析技术在复杂油气藏中的应用

南海东部珠江口盆地番禺某区块为气测值低、荧光显示不明显等的复杂油气藏,现场常规录井很难准确识别油气显示.介绍了地化热解气相色谱技术的分析原理、评价标准,总结了该区块油层和水层的色谱特征,对比发现油层和水层的色谱特征差别十分明显,能准确地识别油气层,可以推广应用.     

热解气相色谱技术在吐哈油田录井生产中的应用

介绍了热解气相色谱的工作原理、流程及热解气相色谱技术理论基础;总结出了吐哈油田储集层中不同性质流体样品图谱特征,为地化录井人员现场判别油层、油水同层、含油水层、水层、含气水层等储层内流体性质提供了依据,在吐哈油田取得了良好的应用效果.     

稠油储集层热解气相色谱谱图特征及其综合解释评价方法

热解气相色谱录井技术用于常规油质储集层的解释评价主要是依据其谱图形态特征来实现,对于稠油油质储集层而言尚不适用,必须针对稠油储集层分析其谱图特征及其他录井手段相结合综合解释,才能实现有效评价。以松辽盆地西部斜坡区稠油储集层为例,在详述热解气相色谱仪工作原理并对比分析常规储集层与稠油储集层热解气相色谱不同表现特征及其原因的基础上,通过对该区13口井25个试油层的谱图形态的统计分析,分别归纳了油层、油水同层和水层的谱图形态特征,结合岩石热解含油气总量、轻烃分析谱图、荧光显微图像实现了稠油储集层的有效解释评价。实例分析表明,利用该综合解释评价法得出的结论与试油结果吻合,同时对于其他稠油区储集层的解释评价具有一定的指导意义。     

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。     

准南大黄山芦草沟组油页岩热解气相色谱特征

热解气相色谱能提供热解产物的详细组成，是研究油页岩品质的有利手段。大黄山油页岩矿区位于准噶尔盆地南缘博格达山北麓油页岩矿带的主体位置，大黄山油页岩的热解产物以正构烃为主，约占热解产物的90％。热解时干酪根核外的脂族基团断裂，形成烷基自由基，其得、失氢自由基就生成正构烷烃、烯烃。受空间位阻影响，烯烃的生成需要更多的能量，且短链炕基自由基（C14-）生成烯烃的几率大干长链烷基自由基（C15＋）。利用C1-C4、C5-C14、C15＋三段正构烃的相对百分含量能较好地区分不同类型干酪根。正构烷烃/正构烯烃值也能准确地区分不同类型的干酪根，Ⅰ型干酪根该比值小于2．17，Ⅱ型干酪根该比值大于2．17。该地区油页岩与美国绿河页岩相似，热解产物绝大部分为高蜡石蜡基原油。图11表2参17     

应用地化、热解气相色谱解释海外河油田东营组储层

从地化录井资料入手,结合热解气相色谱资料,解释评价海外河油田东营组储层,以提高该区储层解释评价符合率。其结果：根据不同原油性质建立了不同的储层解释模型,对2000年完钻的14口井947层进行解释评价,经试油验证符合率达86.5%。实践证明,将地化与热解气相色谱技术有机结合,可大大提高海外河油田东营组储层的解释评价符合率。且具有推广应用价值。     

气测录井识别真假油气显示及现场应用

本文介绍了现场气测录井中假油气显示的基本特征,根据这些特征排除假油气显示,对降低录井资料的错误率、试油层位的确定、提高勘探成功率意义重大。     

应用热解气相色谱参数判别生油岩类型

选择热解气相色谱中的特定化合物nC7（正庚烷、烯烃）、nC8（正辛烷、烯烃）和甲苯，并计算相应的参数nC7 8/甲苯×2和甲苯／nC7，确定三类生油岩的划分界限为：Ⅰ型，nC7 8／，甲苯×2＞3.25，甲苯／nC7<0.25；Ⅱ型，nC7 8/甲苯×2=1.10～3.25，甲苯／nC7=0.5～0.8；Ⅲ型，nC7 8/甲苯×2＜1.10，甲苯／nC7>0.8。近百块次样品经过与元素分析、Rock-Eval分析结果对比，并实际应用于划分珠江口盆地生油岩类型，证实方法简便易行。     

应用热解气相色谱含水指数评价储集层流体性质初探

热解气相色谱技术应用于储集层流体性质评价目前还处在探索阶段。文章针对这一现状在系统总结近年来分析数据的基础上,开发了含水指数这一新评价参数。通过相关实例,介绍了含水指数的应用方法,同时结合地化分析成果对储集层的流体性质进行评价,取得了一定效果。