信息摘要：
轻烃气相色谱分析技术发展迅速，在石油天然气的勘探与开发各个阶段均有应用，是储层流体性质评价的重要技术手段。经调研发现，基于井场轻烃色谱分析技术的油气藏评价现有方法较为单一，应用效果欠佳。充分借鉴前人利用地化轻烃参数评价储层流体性质的思路，通过对轻烃的109个组成参数进行筛选和分析，优选了轻烃评价油气藏的主要参数，针对不同储层类型的油气藏流体性质评价需求，分别建立了砂岩储层生物降解油识别与流体性质快速识别方法、复杂储层的含油气性识别与含水性识别方法，在实际应用中取得了较好的效果，为井场轻烃色谱分析技术的深度应用奠定了基础，具有较好的推广价值。...
“轻烃”泛指原油中的汽油馏分，即C1～C9烃类，在正常原油中约占50%～60%。轻烃的组成包含有正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳香烃，这些烃类主要以游离、溶解、吸附3种状态赋存于石油、吸附水或岩石的孔隙中。井场轻烃气相色谱分析技术是基于油气地球化学录井中的轻烃分析基础上形成的新技术。由于轻烃的易挥发性，井场轻烃气相色谱分析结果与实验室石油、天然气样品轻烃组分相比，其相对丰度会减少，具有相似分子结构特征的轻烃类之间的相对丰度基本一致，主要原因是这些烃类的结构、性质、沸点、挥发速度是相似的，所以它们之间的相对丰度也基本保持不变[6][7][8]。因此，井场轻烃气相色谱分析技术可以实现按照石油、天然气轻烃组成理论基础对油气藏的性质进行有效评价。
由于轻烃分子结构特征及其物理化学性质，使得轻烃对油气的次生蚀变相当敏感，油气运移分馏作用、水洗作用、生物降解作用对轻烃分子组成影响明显[。通过调研可知，轻烃参数识别单一的油藏次生变化是近年来主要的应用方向，尚未建立较为系统的适用于不同储层、不同类型油气藏的流体性质评价方法
1 基本原理
井场轻烃气相色谱分析的基本原理为将岩屑、岩心、井壁取心等样品加热到80℃，使样品中轻质烃类（C1～C9）释放出来，随后进行色谱检测，获得轻烃组成信息。井场轻烃气相色谱分析技术可分析检测烃类组分达103个，如图1所示[
图1 轻烃气相色谱图
Fig.1 Gas chromatogram of light hydrocarbons
井场轻烃气相色谱分析技术评价油气藏的油气性质的基本原理是根据轻烃化合物的浓度、分布、水中的溶解度、稳定性等在物理化学性质的差异，总结不同储层性质、不同构造环境条件下轻烃烃类组分的相对变化规律，建立与之对应的相关评价参数，进行层内、层间、井间的类比分析，实现油气藏流体的准确评价。对于同一构造、相同地层的油气藏，其油气来源相近，油气藏原始烃类组分结构固定。当相邻储层烃类组成发生较大变化时，是由于储层的油气发生运移、遭受水洗、存在生物降解等因素导致，直接说明储层流体性质发生了改变，一般具含水性。当同一储层段轻烃的参数纵向发生突变，则存在流体界面，如油水界面、气油界面或气水界面。
2 主要参数及优选依据
2.1 油气藏评价的主要参数
1）反映含烃类丰度的评价参数主要包括：C5/C6、C6/C7、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)、∑(C6-C9)/∑(C1-C9)、（nC6+nC7+nC8）/∑(C6-C8)、C1～C9总峰面积（C1～C9不同碳数中各碳数烃的总含量）和不同碳数中直链烷烃（n-P）、支链烷烃（i-P）、环烷烃（N）和芳香烃（A）的总含量等。
2）反映油气藏成熟度的评价参数主要包括：异庚烷指数（PI1）、正庚烷指数（PI2）、甲基环己烷指数（PI3）。计算公式如下：
3）反映油藏遭受水洗作用或生物降解作用的评价参数：BZ/n C6、BZ/CYC6、i C6/CYC6、2MC5/3MC5、2MC6/3MC6、TOL/MCYC6、2MC5/22DMC4等。
2.2 油气藏评价参数的优选依据
根据轻烃组分的物理化学性质差异特征，结合井场油气藏性质评价的目的，确定下述轻烃参数优选依据：
1）首选C5～C8组分作为主要评价参数，因为油气藏中的C5～C8烃类含量相对较高、数据可准确定性定量、不同类型的油气藏的C5～C8烃类相互之间物理化学性质差异大。
2）优选轻烃中比值参数。轻烃原始参数反映轻烃各组分浓度，轻烃比值参数只与原油组分相关，非常有利于描述油藏化学变化特征。
3）优选参数识别生物降解强度。由于生物降解作用对储层轻烃组分损耗较大，不利于利用组分比值参数识别流体性质，优选参数应能辨识是否遭受生物降解，提升流体性质识别精度。
4）通过对研究区的不同储层类型的轻烃数据进行整理，优先选择地层测试、取样对应的分析数据点，通过大量的数据点建立评价图版。
3 应用实例
3.1 砂岩储层生物降解油识别
正庚烷值和异庚烷值一般用来评价原油的成熟度，由于生物降解油的成熟度较低，可采用正庚烷值和异庚烷值建立识别图版，通过X构造地区的原油性质及其轻烃参数进行统计分析，建立了生物降解油识别图版，如图2所示，在实际应用中取得了较好的应用效果，下面举例说明。
X1井在1 727～1 730 m、1 891～1 899 m井段钻遇两套油层，在1 729 m、1 894 m处分别采集一块井壁取心样品进行井场轻烃气相色谱分析后，利用生物降解油识别图版进行评价。1 729 m壁心样品的正庚烷指数PI2为12.55，异庚烷指数PI1为48.21，评价结果为生物降解油。1 894 m井壁样品的正庚烷指数PI2为23.13、异庚烷指数PI1为127.81，评价结果为非生物降解油。得出最终结论，X1井油藏遭受生物降解最低深度应在1 894 m,1 891～1 899 m井段油藏的原油品质更佳。1 891～1 899 m井段地层测试获得日产原油73 m3，原油密度为0.873 g·cm-3(20℃），为非生物降解的中质油，生物降解油的识别结果正确，评价方法应用效果良好。
图2 生物降解油识别图版
Fig.2 Biodegradable oil identification plate
3.2 砂岩储层流体性质快速判别
对于未遭受生物降解作用的油气藏，当油藏遭受水洗作用时会导致芳烃含量降低、环烷烃含量升高。因此，苯与正己烷含量比值（BZ/nC6）、甲苯与甲基环己烷的含量比值（TOL/MCYC6）常用来识别油气藏是否遭受水洗作用，用于识别储层是否含有地层水。基于上述思路建立了X构造砂岩储层的储层流体性质快速判别图版，如图3所示，主要数据点为地层测试、取样对应的岩屑轻烃气相色谱分析数据，图版可以较好地区分油层与含水层。
图3 流体性质快速判别图版
Fig.3 Fluid property identification plate
举例验证，X2井3 754～3 760 m，岩性为细砂岩，荧光面积20%～10%,3 758 m壁心样品轻烃参数BZ/nC6为0.015,TOL/MCYC6为0.012，评价图版显示该层参数样点不处于油层数据样点内，评价为含油水层。该层段进行地层测试日产油4.2 m3，日产水37.6 m3，为含油水层，与流体性质快速判别图版分析结论相符，证明该图版具有较好的适用性。
3.3 潜山储层含油气性识别
潜山类复杂储层由于其储层非均质性强、储集空间类型多种多样，油气显示相对砂岩储层更为微弱，井场含油气快速评价难度较大。井场轻烃气相色谱分析技术既能检测钻井液又能分析岩屑中烃类物质，利用轻烃丰度相关参数可对潜山类复杂储层的含油气性进行准确评价。轻烃丰度参数有C1～C9峰面积总和、C6～C9的峰面积总和等参数，且均为定量化数据，可以快速评价潜山储层的含油气性，储层所含烃类浓度越高，C1～C9峰面积总和与C6～C9的峰面积总和越大，表明储层具备相对较好的含油气性。以X构造变质岩潜山为例，通过统计该构造已钻14口井的轻烃分析资料，结合测井、测试资料对储层评价结果，建立了C1～C9峰面积总和与C6～C9峰面积总和的含油气性识别图版，如图4所示。经统计图版评价结果与测井解释结论对比，准确率为86.30%，应用效果良好，下面举例说明。
图4 含油气性识别图版
Fig.4 Oil and gas identification plate
以X3井4 120～4 141 m为例，储层岩性为花岗岩，该层段7个数据样点的C1～C9峰面积总和范围为131 517～356 421 mV·s,C6～C9峰面积总和范围为110 031～212 547 mV·s，通过含油气性识别图版进行分析，评价为气层。该井段进行地层测试日产气345 121 m3，测试结果与评价结果吻合，实现了潜山类储层含油气性快速识别的良好应用效果。
3.4 潜山储层含水性识别
根据前人在油气藏中不同烃类在水中的溶解度的相关研究及轻烃组分对水的敏感性规律[28-31]，利用优选的反映油藏遭受水洗作用的评价参数，建立评价图版识别潜山储层的含水性。
以X构造潜山储层为例，平均埋深超过4 500 m，油气藏类型主要为凝析气，受埋深、岩性、储层非均质性等多因素影响，井场对于凝析气藏的含水识别欠缺手段。通过对该构造潜山地层测试及取样层段的轻烃数中200个不含水样点及80个含水样点进行分析，利用优选的C1～C9峰面积总和、2-甲基戊烷与2,2-二甲基丁烷比值（2MC5/22DMC4）评价参数建立了含水性识别图版，如图5所示。经图版分析，不含水的样点C1～C9峰面积总和较高，含水层由于含烃饱和度的下降表现为C1～C9峰面积总和较低；不含水的样点2-甲基戊烷与2,2-二甲基丁烷比值相对稳定为高值，含水层的不稳定表现为低值。该图版通过测试、取样结果的验证，识别准确率为85.01%，实现了含水性的快速识别。
图5 含水性识别图版
Fig.5 Water content identification plate
以X4井潜山储层为例，4 455～4 510 m岩性为花岗片麻岩，荧光面积5%，该段储层16个轻烃分析数据点的C1～C9峰面积总和范围为8 9 7～1 230 mV·s,2-甲基戊烷与2,2-二甲基丁烷比值范围为0.8～5.6，利用含水识别图版进行数据分析，结论为含水层。该井段测试日产水102 m3，与评价结果吻合，实现了潜山储层含水性的快速识别。
4 结束语
1）井场轻烃气相色谱分析技术在常规砂岩储层油气藏评价中应用效果良好，针对浅埋深的生物降解油层的识别精准，有利于低品质原油的快速识别。建立了常规砂岩储层的井场油水层的快速识别方法，能够提升勘探开发成效。
2）利用井场轻烃气相色谱分析技术建立了复杂储层的含油气性及含水性识别图版，在研究区取得的了一定的成效，对于不同地区、不同储层类型的油气藏性质评价具有较高的借鉴意义。
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