原油全烃气相色谱分析方法

❶ 怎么读气相色谱的分析报告

得有相应组份的响应因子才能定量。不同的物质,即使物质的量是1:1,峰面积比也不一定是1:1或者有相应组分的标准物质,用分析混合物的方法测标准曲线,然后定量
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❷ 实验技术

5.1.2.1 基本方法与技术步骤

1）分别采集合采井的各个单层原油的油样，通常从完井后用封隔器隔离的单油层中采集原油样，或者在重复地层测试（RFT）和钻杆测试（DST）以及分层试油时采集原油样。

2）原油称重并加入标样，用全烃气相色谱分析单层油样的全烃分布及组成，选择并计算出全烃气相色谱图上部分分布稳定、峰型好、含量较高的化合物绝对含量。

3）利用不同比例的单油层原油配制人工混合油样，加标样，并进行全烃气相色谱分析，对绝对定量方法进行验证。全烃气相色谱分析来自多层合采井的混合油（加标样），计算所选择化合物的绝对含量，测定各单油层原油的相对产能贡献。

4）如果能得到生产或试油数据，依据这些数据对原油混合分析过程进行评价，并对气相色谱绝对定量方法计算合采井单层原油贡献比例进行检验和校正。

5.1.2.2 色谱重复性检验

气相色谱仪运行的稳定性对于分析实验结果的可靠性来说至关重要，进而也影响到单层产能配比研究的准确性，而利用同一油样的重复性分析是检验色谱仪运行是否稳定的有效手段。我们对所取油样进行了重复性检验。图5.3展示了LB1-4井原油两次色谱分析对比结果，可见样品重现性很好。图5.4展示了LB1-4井原油中通过添加内标计算部分化合物的绝对含量，两次计算结果非常接近，也证实了色谱分析结果的可靠性及该方法的可行性。

图5.4 色谱重复分析计算的绝对浓度对比

❸ 岩石可溶有机物和原油中饱和烃的气相色谱分析

方法提要

将试样的饱和烃馏分在气相色谱仪中通过高效石英毛细管柱进行色谱分离，用火焰离子化检测器检测相继流出的各组分，采用标准物质依保留时间对各组分进行定性鉴定，并按相应的公式以色谱峰面积计算各项色谱地球化学参数。

仪器和设备

气相色谱仪可接毛细管柱，具有分流(无分)进样系统、程序升温系统和火焰离子化检测器装置，并配备带有仪器控制功能的色谱工作站或色谱数据处理系统的计算机。

试剂和材料

正己烷或异辛烷分析纯(经重蒸馏)或色谱纯。

色谱标样含C₁₃～C₄₀范围内任意几个碳数的正构烷烃。

色谱柱固定相为聚甲基硅酮或聚苯甲基硅酮交联型石英毛细柱，柱长20～30m，内径Ф0.2～0.32mm，柱效不低于2000理论板/m，最高使用温度不低于320℃。

微量注射器1～10μL。

试样瓶1～2mL。

氮气或氦气纯度不低于99.99%。

氢气纯度不低于99.99%。

净化空气。

分析步骤

1)将试样置于试样瓶中，加入0.5～1mL正己烷或异辛烷。密闭，轻摇使试样溶解，待分析。

2) 按照仪器操作规程打开气相色谱仪的气路和电路系统，启动仪器，点燃氢火焰离子化检测器，设置检测器温度 300～310℃，并按表72.2 设置其他仪器分析操作条件。

3) 用空白分析检查程序升温过程中色谱基线的稳定性，用混合标样检查仪器及色谱柱的性能，以保证仪器处于正常干燥状态。

表72.2 色谱条件

4) 用微量注射器吸取 1 微量试样，视试样浓度，选择分流或无分流进样方式注入色谱仪气化室，同时启动程序升温，用计算机色谱工作站 (或色谱数据处理系统) 进行数据采集与处理，测定并计算各组分的峰面积，用面积归一化法计算各组分的相对含量。

5) 计算地球化学参数:

① 奇偶优势值 (OEP) :

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:k为主峰正构烷烃碳数;C_k为主峰碳正构烷烃的峰面积，其余类推。

②姥鲛烷/植烷峰面积比值Pr/Ph。

③姥鲛烷/正十七烷峰面积比值Pr/C₁₇。

④植烷/正十八烷峰面积比值Ph/C₁₈。

用色谱工作站以峰面积归一化法计算正构烷、姥鲛烷和植烷等类异戊二烯烷烃的质量分数。计算公式如下:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:w(i)为正构烷烃某组分、姥鲛烷和植烷等类异戊二烯烷烃的质量分数，%;A_i为分正构烷烃某组分、姥鲛烷和植烷等类异戊二烯烷烃的峰面积值;f_i为正构烷烃某组分、姥鲛烷和植烷等类异戊二烯烷烃的相对质量校正因子。

由于氢火焰离子化检测器对所测正构烷烃各组分，姥鲛烷和植烷等类异二烯烷烃的相对质量校正因子都接近于 1，故式 (72.28) 可简化为式 (72.29) :

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

各地球化学参数计算参照①～④。

❹ （四）油气气相色谱分析技术

1.基本原理

正构烷烃和异构烷烃、芳烃、天然气组分气相色谱分析技术的基本原理是：样品被载气带入色谱柱后，各组分在固定相和流动相之间不断地反复进行分配。由于不同的组分在两相中的分配系数有差异，随着分配次数增加，最终各组分从色谱柱出口流出的时间不一样，从而达到对样品中各组分的高效分离目的。气相色谱因分离效能高、灵敏度高、分析速度快、适用范围广、定量准确等特点而广泛应用于正构烷烃和异构烷烃、芳烃、天然气组分的气相色谱分析。

2.样品要求

广泛应用于气体和沸点在500℃以下的液体和团体（易气化）的组分分析，同时对各种化合物也可以进行检测。野外获得油气苗或烃源岩样品均可作为测试分析对象，无须特殊处理。

3.地质应用

（1）利用对正构烷烃和异构烷烃的研究，可确定生油岩的好坏程度，判别石油的演化成熟度，进行油源对比研究，同时可作为判别生油沉积环境（海相、陆相）的指标，根据正构烷烃分布曲线的形态特征、各项参数比值及异戊间二烯类烷烃比值大小可以判别不同母质类型的生油岩及沉积相特征。

（2）通过对芳烃色谱分析得到的色谱地化参数可以应用于有机质演化，各项地球化学参数一般随演化程度提高而增加。Radke等（1982）根据菲与甲基菲系列化合物的演化特征，提出甲基菲指数（MPI）并用于成熟度评价。

（3）应用天然气组分计算的各参数，可以进行天然气成因类型的划分，气源对比及天然气运移等方面的研究。

❺ 岩石可溶有机物和原油中芳烃的气相色谱分析

方法提要

将试样的芳烃馏分在气相色谱仪中通过高效石英毛细管柱进行色谱分离，用火焰离子化检测器检测相继流出的各组分，采用标准物质依保留时间对各组分进行定性鉴定，以色谱峰面积法或峰高法计算与甲基萘、乙基萘、菲、甲基菲和二甲基菲等17个芳烃有关的6项地球化学参数。

仪器和设备

气相色谱仪可接毛细管柱，具分流(无分流)进样系统、程序升温系统及火焰离子化检测器装置，检测器灵敏度大于10^-10g，并配备带有仪器控制功能的色谱工作站或色谱数据处理系统的计算机。

试剂和材料

正己烷或二氯甲烷分析纯(经重蒸馏)或色谱纯。

萘、菲、色谱纯。

色谱柱弹性石英毛细管柱，固定相为甲基苯基硅酮，长度25～30m，内径0.22～0.32mm，每米理论板数大于4000，最高使用温度不低于320℃。

试样瓶1～2mL。

微量注射器1～10μL。

氮气或氦气纯度99.99%。

氢气纯度99.99%。

净化空气。

分析步骤

1)将试样置于试样瓶中，加0.5～1mL正己烷或二氯甲烷，密闭，轻摇使试样溶解，待分析。

2)按照仪器操作规程打开气相色谱仪的气路和电路系统，启动仪器，点燃氢火焰离子化检测器。

3)设置气相色谱仪工作条件。汽化室温度280～300℃;检测室温度300～310℃;柱箱起始温度100℃，恒温时间2min后，按2～4℃/min速率程序升温至310℃，恒温至基线平稳;载气(氮气或氦气)线速度17～22cm/s。用空白分析检查程序升温过程中色谱基线的稳定性，用混合标样检查仪器及色谱柱的性能，以保证仪器处于正常干燥状态。

4)用微量注射器吸取1取量试样，视试样浓度情况选择分流或无分流进样方式注入色谱仪气化室，同时启动程序升温，用计算机色谱工作站(或色谱数据处理系统)进行数据采集与处理。采用芳烃标样，色质分析法或保留指数法，对2-甲基萘等17个芳烃(表72.3)的色谱峰进行定性鉴定，并测定和计算各组分的色谱峰高或峰面积。

表72.3 17个芳烃名称及峰高值代号

5) 计算试样的地球化学参数:

甲基萘比 (MNR) :

乙基萘比 (ENR) :

甲基菲比 (MPR) :

二甲基菲比 (DPR) :

甲基菲指数 (MPI) :

二甲基菲指数 (DPI) :

❻ 基本原理

5.1.1.1 基本理论

在许多油田开发生产中，为优化生产、节约成本，生产开发井大多是两个或多个油层混合开采的。因而，采出的石油是来自不同油层的混合油。弄清楚每个单油层对多层合采井中采出的混合油的产量贡献比例，并动态监测石油产量随开采时间的变化、监测油井生产动态、对油藏进行分层管理、识别是否有油井槽窜或边水突进等现象，对于油田制订和调整开发生产方案、优化油田管理具有重要意义。很长时间以来，全烃或饱和烃气相色谱法多被用来分析解决在油气勘探中出现的问题。20世纪80 年代，美国雪佛龙石油公司的研究人员，成功地开创了气相色谱在油田开发生产中的应用领域，利用全烃色谱指纹相关技术测定了产液剖面，确定单油层的产能贡献比例，并取得了非常明显的效果。

利用全烃色谱技术计算产量贡献比例基于以下两个最基本的原则。一个是原油色谱峰或色谱指纹具有加合性（根据化学原理），所谓色谱峰的加合性是指当实验条件一致时，原油中某一指纹峰的峰高与该指纹峰所代表的化合物的含量成正比（图5.1）。假设某一个特定的指纹化合物在不同的单层原油中的含量不同，如果将含有这个特定的指纹化合物的不同的单层原油混合，那么混合后原油中的这一特定指纹峰的峰高应与其代表的化合物在每一个单层原油中的含量以及单层原油的混合比例具有一定的关系。另一个是来自同一时期同一套烃源岩生成的石油，具有相同的运移、聚集过程和成藏演化，这样的石油其物性和全烃色谱指纹特征也是相似的。但是，如果是来自不同烃源岩的石油，或者是同一烃源岩不同时期生成的石油，或者是石油运移、聚集过程的不同，或者在不同的储层中油-水-岩相互作用有差异，或者在油藏中遭受水洗、氧化、气洗和生物降解等不同的次生蚀变作用等，那么这些原因均可能导致原油全烃气相色谱指纹的变化。

根据色谱内标法原理，化合物在原油中的质量m：

高含水期油藏开发动态地球化学监测研究

化合物的浓度c：

图5.2 3个色谱峰高指纹参数揭示墨西哥湾生产井原油渗漏混合后两端元油的比例

❼ 原油气相色谱指纹技术是个什么技术

原油气相色谱指纹技术应用于油藏开发的基本原理，是原油全烃气相色谱"指纹"的变化，是原油非均质性的具体表现,目前主要用于油层连通性研究和油井的分层产能研究.

❽ 基本原理与技术路线

油藏的分隔性与连通性的研究已成为油藏评价的重要内容，可为油田开发生产及二次、三次采油方案的制订提供有关信息。虽然油藏地球化学方法对于评价油藏内流体连通性具有快捷、简便、费用低等优点，特别是原油全烃色谱指纹分析技术应用于油藏连通性的研究在1994年就有报道，但该方法并没有像油藏描述等开发地质方法那样被广泛在石油公司内应用。究其原因可能是该方法使用时比较繁琐且只适用于少数原油样品。原油全烃色谱指纹分析技术基本依据是来自于不同储层的原油，或来自于一个岩性连续由于相变等原因而形成的非渗透性分隔作用的储层的石油，其石油的全烃色谱特征存在明显差异，而来自于一个连通储层的石油，其石油的全烃气相色谱指纹特征一致。该研究方法是对原油及各个组分进行气相色谱分析，按一定的原则从全烃气相色谱图上固定选择一批配对的相关烃类，计算每对化合物的相对组成（相邻或相近峰峰高或峰面积的比值），采用极坐标方式，绘成表征气相色谱指纹参数分布的星状图，用来区分原油族群，判别油藏流体的连通性。Hwangetal.研究了苏丹Unity油田的石油组成变化、油藏连通性，取得了很好的效果。

通常来自同一油藏的原油全烃色谱图上正构烷烃的分布特征非常相近，只从正构烷烃上很难把它们区分开来，而全烃色谱图上正构烷烃之间的小峰绝大多数为异构体（支链和环状化合物），给出的信息量大，仅C₁₀—C₂₅正构烷烃之间就有上百个化合物，可以把同一油藏不同井或不连通储层原油之间的细微差别区分出来。这些小峰通常为混合物，定性比较困难，而色谱指纹法不需要详细鉴定结果，只需数字标示就可以。

例如从来自柳北沙三³油藏LB1-11井、L17-21井和LB3-9-13井3口井原油的全烃色谱图可见（图4.1），这3 口井原油的正构烷烃分布非常相近，不易把它们区分开。如果把图谱放大（图4.2），在正构烷烃之间的小峰的相对高度则存在比较明显的差异，仅在这3个全烃色谱图上的64和66号小峰，71和73号小峰就有一些差别，峰顶端连线显示则更加明显，显示了前两口井LB1-11 井和L17-21 井原油比较相近，而与第三口井LB3-9-13井原油有所不同。

通常从全烃色谱图上固定选择几个或一批配对的相关烃类（支链和环状化合物小峰），以极坐标方式绘制星状图，可比较直观地显示色谱指纹之间的相似或差异性，从而判断油藏的流体连通性。这种星状图法虽然看上去比较直观，但只适用于选择少数油井原油的色谱指纹对比。

本书以南堡凹陷柳北沙三³油藏为例，对于多油井储层或流体连通性的分析，没有像前人报道的那样从色谱图上固定选择几个相关烃类化合物，而是在nC₁₀—nC₂₅分子碳数范围之间，成对地选取相邻的分辨率较好的所有支链烷烃或环烷烃分子的色谱峰，求取每一对分子峰的峰高或峰面积比值，表征其相对组成，据此可计算出几百对化合物的比值数据（色谱指纹参数数据库）。把每个油样的所有指纹数据作为一个样本，采用聚类分析（ClusterAnalysis）的统计方法，聚类分析是根据事物本身的特性研究个体分类的方法，其原则是同一类中的个体有较大的相似性，不同类中的个体差异很大，即距离最近或最相似的聚为一类，通过分析各个样品之间的相近程度，来区分原油之间的差异，从而判别油藏流体的连通性（图4.3）。这样能够全面真实地反映原油的色谱指纹信息。

图4.3 连通性评价技术路线框图

❾ 原油性质分析 族组成分析 全烃气相色谱分析主要分析哪些参数

飞秒检测发现主要是以下参数：1.正构烷烃、支链烷、直烷色谱峰形对称，正庚烷以前单体烃一般不少于22个，正十七烷与支链烷分离度不小于0.9。2，色谱峰在记录纸上的高度按SY/T 5120—86，标样三次平行测定结果色谱峰组分一致。
试油试采中取样
在试油试采中取选定层位的脱气原油，用玻璃注射器取4～6ml试样，密闭。 6.2 油井开采过程中取样
在井口用玻璃注射器，取流动的原油试样4～6ml,密闭。若原油含水，视油水比取样，取样体积应保证脱水后试样为4～6ml,密闭。在实验室将注射器倒置，在40～50℃下恒温1～2h。油水分离后，在室温下将水排除，密闭。 6.3 试样保存
试样采集后即可分析，试样可在1～10℃下保存。
a) 色谱柱：固定相为聚甲基硅氧烷（SE-30、OV-1等）交联石英毛细柱，最高使用温度不低于320℃，柱长35～50m,内径0.22～0.25mm，柱效不低于3000理论板/m;
b) 色谱标样：烷烃类标准混合液体； c) 玻璃注射器：10，50，100ml; d) 微量注射器：0.5，1，5μl; e) 氮气或氦气：纯度99.99%以上； f) 氢气：纯度99.99%以上；

❿ 利用全烃色谱指纹判定油藏连通性评价

本书对南堡凹陷柳北沙三³油藏的16 口油井进行色谱指纹分析，依前述方法，建立了这16口井原油的全烃色谱指纹参数数据库（表4.3），应用该数据库中每个原油样品的所有全烃色谱指纹参数进行聚类分析（图4.5）。

图4.5 中，两个LB2-21-1 为两组完全相同的色谱指纹参数数据，L17-23 和L17-23 R为L17-23井同一原油样品重复全烃气相色谱分析所得的指纹参数数据。可见色谱指纹参数距离最近的两组就是这完全相同的两个LB2-21-1和两个重复全烃气相色谱分析的L17-23、L17-23 R井油样，从而也表明全烃气相色谱分析的重复性很好。

图4.5 聚类树形图

与上面两组相比，距离较近的有3个井组，即L17-23、LB2-21-1和LB1-9；L13-19、L201和LB2-15-21；L15-21、L17-21 和LB1-11。据此可判断：上述3 个井组内原油GC-指纹非常相近，从而表明其流体连通性非常好，其他井组色谱指纹参数聚类分析显示距离较远，流体连通性较差。图4.6为柳北沙三³油藏流体连通性示意图。

图4.7 LB1-15-20—LB2-15-21—L13-19—L201井油层对比剖面图

以LB1-9井和L17-23井连井剖面为例，在连通性分析前，测井解释的LB1-9 井和L17-23井油层互不连通且两口井的生产层也不同。进行连通性评价后，LB1-9 井和L17-23井原油色谱指纹非常相近（图4.5）。另外从生产数据上看，两口井的原油日产量也非常接近，LB1-9井、L17-23井2009年3月份平均日产油分别为2.2 t、1.91 t，表明这两口井的流体连通性很好。再进一步结合测井资料，认为LB1-9井和L17-23井目前的生产层位相同并且有比较好的连通性（图4.8）。