海塔盆地饱和烃气相色谱资料解释标准的建立及应用

海塔盆地是大庆油田勘探的重点区块,由于饱和烃气相色谱资料的应用还仅局限于色谱图形态特征的直接定性判断,在一定程度上影响了录井综合解释符合率,使得该地区油水层解释的难度较大.通过对原有饱和烃气相色谱资料进行定量化处理,结合试油资料,建立了饱和烃气相色谱定量解释标准,新解释标准在2009年海塔盆地的探井评价井解释中全面推广应用.结果表明:单项资料符合率达到81.8%,录井综合解释符合率由90.0%提升至93.5%,应用效果较好.该解释标准的应用为试油、压裂选层提供了更加详实可靠的数据.     

气相色谱法分析低温氧化后的饱和烃

针对原油与空气氧化反应后原油组成变化进行分离与分析,使用改进的柱层析法将低温氧化后原油分离,使用气相色谱法对低温氧化后原油中饱和烃进行分析。实验确定了气相色谱分析条件,使用不锈钢毛细管柱OV-1（50m×320μm,0.25μm）在本文所述的色谱条件下对原油中的饱和烃进行了较好分离。     

离子色谱录井技术在气探井储层含水性识别中的应用

鄂尔多斯盆地气探井解释评价的主要难点是储层含水性识别,地层水成分主要由无机离子组成,因而利用离子色谱录井技术分析无机离子含量的变化,可对储层含水性进行识别。总结鄂尔多斯盆地20多口井离子色谱录井岩心数据,结合后期开采测试结果,利用离子色谱派生参数钠氯系数(Na⁺/Cl^-)、Na⁺权重、(K⁺+Ca²⁺)权重、氯镁系数(Cl^-/Mg²⁺)、(K⁺+Ca²⁺)/Cl^-建立了储层含水性识别雷达图,气层、差气层呈现多边形面积饱满形态,水层呈现尖峰突兀形态,从而实现了储层含水性定量化解释评价。该方法适用于层间、井间对比,从后期应用效果看,气探井解释符合率从79.32%提高到了82.35%,改进效果显著。     

石油地质气相色谱及气相色谱-质谱实验室比对结果评价

为了解全国石油地质行业气相色谱及气相色谱—质谱实验室间的检测能力,提高检测水平,促进行业间交流,由石油地质勘探专业标准化委员会牵头,组织全国石油地质相关实验室开展了比对工作。气相色谱及气相色谱—质谱分析测试比对共有全国23家实验室参与,选取全油、饱和烃和芳烃3类样品,根据相关标准规定了统一的实验方法,利用四分位数稳健统计方法评价了各实验室数据质量。结果表明,各实验室数据稳定、可信,分析结果的重复性和再现性良好。气相色谱全油轻烃比对参数合格率为95%,饱和烃和芳烃参数合格率均为97%;气相色谱—质谱比对饱和烃参数合格率100%,芳烃参数合格率为95%,总体满意率较高。部分实验室相关参数出现问题数据及离群值主要原因与样品储存条件、保存时间、仪器型号、测试方法以及人员操作误差等相关,建议各实验室加强质量管控措施,进一步提升实验室气相色谱及气相色谱—质谱检测能力水平。     

台北凹陷轻质油储集层热解气相色谱录井综合解释评价方法

吐哈盆地台北凹陷轻质油储集层常规气测录井过程中,由于油质轻烃类组分随钻井液返出井口后挥发逸散严重,所检测的钻井液中烃类组分含量失真,储集层解释评价难度大。热解气相色谱录井技术以相对能真实反映轻质油储集层烃类组分含量的岩屑或岩心样品为分析对象,可完成一般为C8—C37各个单体烃的检测和样品谱图分析,实现储集层产液性质的评价。通过对台北凹陷多个区块29口井不同轻质油储集层样品岩石热解气相色谱特征评价参数(碳数范围、主峰碳、Pr/nC17、Ph/nC18、OEP)的统计,结合不同储集层谱图特征,对照试油结果,建立了适用于该凹陷不同轻质油储集层的综合解释评价标准。实际应用表明,该方法在快速判断油层、油水同层、含油水层方面具有较高的准确性,为吐哈盆地台北凹陷储集层的录井解释评价提供了可靠手段。     

多维气相色谱技术用于轻质烃芳构化产物的定性和定量分析

利用多维气相色谱法定性和定量分析轻质烃芳构化反应产物中烷烃、烯烃、芳香烃等组分.根据产物中典型组分确定了最佳测试条件,按照待测组分选择了3根性质不同的毛细管色谱柱(PE-1,PEG-20M,PLOT柱)进行分离,找准了六通阀的切换时间,利用一种扩展的气相色谱归一化定量分析方法,使多维气相色谱分析得到的多张色谱图能应用归一定量法计算.该方法一次进样,无需制冷剂,得到三维色谱信息,完成全组分分析,结果令人满意.     

改进的价连接性指数用于链烷烃气相色谱保留指数研究

在分子拓扑理论的基础,新定义了原子的价点价δi^x,并由δi^x构建了新的价连接性指数^mZ^c(m=0,1,2,…,n),发现^mZ^c(m=O,1)与链烷烃的气相色谱保留指数RI有良好的相关性。新方法具有计算简单、物理意义明确等优点。并对新模型采用Jackknife法予以检验,具有总体稳健性。     

利用Pr、Ph判断储集层性质的解释评价方法

在江汉油田应用饱和烃气相色谱录井技术过程中发现,准确识别储集层的含水性有一定困难,部分油水同层气相色谱谱图形态特征与油层特征十分相似,难以辨别。通过对原油组分中姥鲛烷Pr、植烷Ph判断储集层性质的理论基础的分析,鉴于Pr、Ph结构稳定,油水混相中原油不易氧化的特征,通过对饱和烃气相色谱录井,分析Pr、Ph参数、谱图形态以及其他特征,结合常规录井方法,研究储集层中不同流体的表征规律。此外,根据江汉油田潜江油层盐湖相沉积特点,建立了潜江组饱和烃气相色谱Ph值与孔隙度交会图板,应用气相色谱谱图形态特征及Ph参数进行油水层的判别。在实际应用中,取得了较好的效果,为录井油气层解释提供一个新的解决方法。目前,该方法巳在多口井得到运用,效果良好。     

全二维气相色谱-飞行时间质谱表征喷气燃料和生物航煤详细烃组成

采用全二维气相色谱-飞行时间质谱(GC×GC-TOFMS)和全二维气相色谱-氢火焰离子化检测器(GC×GC-FID)构建石油基喷气燃料(简称喷气燃料)和生物基航空煤油(简称生物航煤)烃类分子水平表征方法。该方法利用 GC×GC-TOFMS的族分离特性和瓦片效应对喷气燃料和生物航煤的烷烃、环烷烃和芳烃等组分进行定性分析和碳数分布规律研究,将族分类信息由GC×GC-TOFMS转移至GC×GC-FID,并利用保留时间关联方程校正后进行定量。考察了不同来源喷气燃料和生物航煤的烃组成和碳数分布特点。结果表明,喷气燃料和生物航煤的芳烃和异构烷烃含量差异很大,不同来源的喷气燃料和生物航煤碳数分布有很大不同。     

采用多维气相色谱快速分析碳二烃加氢除炔尾气的组成

采用反吹-7柱联用-双检测器-多通道切换多维气相色谱技术定性、定量分析碳二烃加氢除炔尾气中的各组分.结果表明,建立的分析方法准确度和精密度均较高,平行测试6次,14种组分的相对标准偏差范围为0.07％～1.98％,加标回收率为99％～103％.     

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。     

岩样含水及微量气分析研究是提高储集层评价水平的方向

录井技术经过半个多世纪的研究和应用，已经发展到了一个新的阶段，面临着新的勘探对象和新的钻井工程条件，如何发展与钻井工程条件、勘探对象相适应的配套技术是录井专业研究的重要课题之一。从油气水层识别和评价的基本问题入手，分析了录井识别评价技术的现状；指出地层是否产水识别不准、特殊钻井条件下油气层识别困难是当前录井存在的主要问题，而地层是否含水缺乏检测手段、地层含气的检测手段单一是制约录井技术发展的瓶颈；介绍了开展岩心含水分析、微量气体分析研究工作的思路和进展情况，认为这两项技术的开发应用，有助于油气水层解释评价水平的提高，符合录井技术的发展方向，对于提高录井技术水平具有重要意义。     

柴达木盆地YS1井岩屑气组成特征及天然气来源

钻进中岩屑气中无机和有机气体组成的快速测定及评价,对油气勘探有重要意义,目前仅有岩屑气中烃类检测方法。利用气相色谱技术,采用2根填充柱（5A型分子筛和Porapak Q）、2种载气（He、N2）、3次进样（分析O2、N2、CH4组分;分析H2、He组分;分析烃气、CO2组分）、外标法和面积归一化法测定岩屑气组成。实验分析和现场应用研究结果表明,岩屑气中无机和烃类气体组分都得到了很好的分离,岩屑气组成测定方法的准确度高、重复性好;柴达木盆地北缘YS1井岩屑气及天然气主要组成为氮气和甲烷,属于富氮或高氮天然气,为过成熟煤型气,来源于深部侏罗系烃源岩。     

热蒸发烃色谱分析技术在胜利油田油气勘探中的应用

储集层产液性质判定及真假油气显示识别一直是油气勘探开发过程中的难点问题,录井技术的发展和进步为解决这些难点问题提供了切实有效的手段.详细介绍了热蒸发烃色谱分析技术的发展、原理以及在胜利油田油气勘探中的应用情况和效果.热蒸发烃色谱分析技术是一种应用于油气检测的烃类组分细分方法,可以根据单体烃的变化对储集层的原油性质、油水特征等进行评价,从而能有效判别产液性质、区分真假油气显示.近几年在胜利油田的实际应用效果表明,该项技术对快速判断油层、油水同层、含油水层、水层等流体性质方面有较高的准确性,并在真假油气显示识别方面有其独特的优势,是录井新技术体系中一种不可或缺的有效方法.     

视电阻增大率在南八仙油气田油气水研究中的应用

南八仙油气田油气水分布规律复杂,不同层段的典型水层电阻率明显不同,有时会误判储层.针对此问题,认为视电阻增大率判断油气水层方法的关键是分层统计南八仙油田水层电阻率,把细分层段后的地层电阻率与同层段典型水层电阻率之比定义为视电阻增大率.然后在视电阻增大率-声波时差及视电阻增大率-补偿密度2个交会图上标出所有层段的试油、试采的油气水结论,建立起储层评价综合解释的统计经验判别标准,供认识油田的油气分布规律和编制开发方案时参考.     

川东鄂西某页岩气井录测井解释评价研究

页岩气储集层的勘探开发最早始于美国,目前已成为国内非常规气藏勘探开发的重点和热点。2010年来,江汉油田分公司在川东鄂西石柱复向斜某构造钻探了中国石化集团的首口页岩气探井,解释评价研究人员应用气测录井、X射线荧光录井（XRF）等录井方法,结合交叉偶极子声波测井、微电阻率成像测井（FMS）等测井方法,利用多种录、测井解释评价图板,在侏罗系下统自流井组东岳庙段解释了2层总厚度为50m的页岩气储集层,其中井段598.0～646．0m页岩气储集层经射孔及压裂作业,喜获工业气流。通过该井的解释评价,形成了有效的页岩气储集层的解释评价方法和初步判别标准,对国内页岩气储集层的勘探开发具有一定的指导作用。     

海洋天然气水合物开采潜力地质评价指标研究：理论与方法

中国南海北部大陆坡具有良好的天然气水合物（以下简称水合物）资源前景,但目前还没有针对海洋水合物藏开采潜力的地质评价指标,无法对水合物藏进行简单高效的开采潜力评价预测。为此,重点分析了与产气潜力密切相关的地质参数（水合物层的孔隙度,水合物初始饱和度,储层渗透率,导热系数,储层上、下盖层的渗透性,储层的初始温度和初始压力）对产气潜力的影响情况。结果发现,在其他条件和参数不变的情况下：①水合物储层孔隙度越大,水合物分解产气速率越快;②水合物饱和度越高,初始产气效率较低,但总体产气开发效益较高;③水合物储层绝对渗透率越大,水合物分解和产气效率越高;④水合物储层导热系数对水合物分解产气效率影响不大;⑤盖层的存在有利于提高水合物的分解效率和气体的长期稳定生产;⑥水合物储层初始温度越高越有利于水合物快速分解;⑦当地层初始压力越高且离水合物相平衡边界越近时,水合物藏产气开发效率也越高。在此基础上,提出了水合物开采潜力地质评价指标研究的目标、内容、技术路线和方法。     

欠平衡钻井条件下气测参数响应特征及解释评价

欠平衡钻井技术因其具有提高钻井功效、保护油气层等优点得到广泛应用的同时,也为录井技术带来了诸多难题。论述了利用气测烃组分分析、槽面的油花与气泡、火焰高度、岩石热解和热解气相色谱等技术及参数响应特征弥补气测全烃参数局限性的观点,针对充氮气欠平衡钻井条件下气测录井的解释工作进行了归纳和总结,并提出通过安装气体压力计和气体流量计获取气瘁压力和气体流量参数来监测地层压力的建议。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律

鄂尔多斯盆地苏里格气田是中国目前发现的最大天然气气田,属于低孔隙、低渗透、低丰度、低产量、大面积展布的砂岩岩性气藏,含气面积达4×10⁴km²。地层水地球化学特征、地层水产状与成因分析表明,苏里格气田地层水均为CaCl₂型,呈弱酸性,总矿化度为29.12～68.30g/L,氢(δ²D) 同位素–82.7‰～–60.5‰,氧(δ¹⁸O) 同位素–6.3‰～–3.39‰, 锶（⁸⁷Sr / ⁸⁶Sr）同位素0.71365～0.71718,反映了互不连通的深层封存环境的古沉积水特征。地层水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制,不受区域构造控制,其相对独立、不连片、无统一气水界面。