近年来在随钻地质分析领域，国内各工程技术服务公司为满足油田高效勘探开发的技术需求，陆续研发出红外光谱、XRF/XRD、岩屑图像采集、在线轻烃等新型检测技术，并在实践中取得良好的应用效果^[1-5]，提高了储层岩性、物性和含油性准确落实与解释的能力，同时这些适用于钻井现场的地质分析技术的有效应用，极大地促进了油田地质工程一体化开发的进程^[6-10]。其中, 在储层流体在线检测与分析方面，目前国内各油田广泛应用的常规气测分析技术，局限于只能分析C₁~nC₅间的组分^[11]，储层含油性、含水性识别的能力较差。罐顶气轻烃分析技术是目前国内油田主要的轻烃分析手段，其将采集到的岩心、钻井液样品人工装入密闭瓶罐内，经加热后抽取容器顶部的轻烃组分，再注入常规气相色谱仪内，完成轻烃检测。该技术存在人工单点取样不连续、延时长、色谱定性分析周期长的技术不足，同时从取样、制样到分析的多个环节都为人工操作，步骤烦琐，且轻烃组分也有不同程度的散失^[12-14]，难以消除人为误差。上海神开公司研发出SK-3Q05在线轻烃检测仪^[12]，利用GC-FID技术将轻烃检测延伸至C₁~nC₈间的15种轻烃组分，但其未采用恒温定量脱气器且BZ(苯)与CYC₆(环己烷)分离度较差，制约了该项技术的发展。鉴于此，在国内外已有在线轻烃分析技术基础上，研制了GW-OLS连续轻烃分析仪，同时形成了相应的储层流体性质解释方法，经过5年多的推广应用，在辽河、冀东、长庆等油田取得很好的应用效果，解决了低阻致密砂岩储层流体性质解释、复杂油水关系的缝洞型油气藏油水界面识别，以及凝析油藏含水性评价等地质难题。

本文在阐述连续轻烃分析技术原理及优势的基础上，结合单层试油结论验证的各项连续轻烃参数数据，研究储层流体解释的各类方法，并分析相应的应用实例，以期提升该项技术的服务能力，更好地应用于油气田的勘探开发。

GW-OLS连续轻烃分析仪由恒温恒流脱气系统、轻烃色谱分析系统、轻烃数据处理与解释系统三部分构成(图 1)。钻井液经过滤装置过滤后，被机械泵连续定量抽取至加热装置，经控温加热后，由高效脱气器完成轻烃样品气的制取，样品气经过控温管线恒温传输至仪器房内的色谱仪中，利用填充柱在30s周期内完成C₁~nC₅间7种组分定量检测，同时利用并联设置的双毛细柱在60s周期内完成nC₆~nC₈间8种组分定量检测，之后应用上述包含正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳香烃在内的15种轻烃组分，在轻烃数据处理与解释平台内进行储层含气性、含油性、含水性的综合分析，实现准确的随钻储层流体性质解释评价。

图 1

图 1 GW-OLS连续轻烃分析仪技术原理示意图 Fig. 1 Schematic diagram of technical principle of GW-OLS online light hydrocarbon analysis instrument 1—钻井液过滤器; 2—机械泵; 3—钻井液恒温器; 4—轻烃样品采集器(脱气器); 5—恒温管线

与常规气测分析技术相比，GW-OLS连续轻烃分析仪实现了C₁~nC₈间轻烃组分的在线分析，有效提高了储层含油性、含水性解释的能力; 与罐顶气轻烃分析技术相比，连续轻烃分析技术避免了取样不连续、取样深度误差大、分析周期长、储层解释实效性差等技术不足。通过表 1可以看出，与国内外同类在线轻烃分析技术相比^[15-17]，连续轻烃分析技术足额定量地抽取钻井液，并在60s周期内定量检测出nC₆~nC₈间8种组分，同时在自主研发的轻烃数据处理与解释平台上，实现了随钻过程中储层流体性质实时有效的分析。目前GW-OLS连续轻烃分析仪中的脱气器体积较大且相对笨重，不便搬运，而恒温恒流脱气系统中的温压控制还处于半自动化状态，需要经常人工维护，这些问题都有待在后续应用中逐步完善，同时需缩短色谱分析周期，进一步提高轻烃样品检测的连续性。

表 1

表 1 国内外在线轻烃分析技术对比(据文献[15-17]) Table 1 Comparison of domestic and foreign online light hydrocarbon analysis technology (according to references [15-17]) 研发单位 型号 气体分离器特点 组分检测器 组分分析周期 分析参数 技术优点 技术不足 Schlumberger公司 Flair FLEX恒温恒流脱气器，负压传输 GC-MS 90s C1~nC5、nC6、BZ、nC7、TOL、nC8 气体分离效率高、分析周期短 设备昂贵、维护难度大、无环烷烃的检测 Weatherford公司 GC-Tracer 半透膜分离器，恒温传输 GC-TCD 60s C1~nC5、nC6、BZ、nC7、TOL、nC8 井口直接检测、分析周期短 nC6~nC8组分分离度低，非地层烃类的杂峰干扰较明显 Geolog公司 DualFidStar 恒温恒流脱气器 GC-FID 150s C1~nC5、nC6、BZ、CYC6、nC7、MCYC6、TOL 组分分离度高，钻井液定量抽取排量大，脱气效率高 脱气器体积大，不易搬运，色谱仪分析周期长 上海神开公司 SK-3Q05 常规脱气器 GC-FID 120s C1~nC5、nC6、MCYC5、BZ、CYC6、nC7、MCYC6、TOL、nC8 系统稳定、与现有综合录井仪兼容 未定量脱气、组分分离效率一般，未形成完整的轻烃数据解释方法 长城钻探录井公司 GW-OLS 恒温恒流脱气器，恒温负压传输 GC-FID 60s C1~nC5、nC6、MCYC5、BZ、CYC6、nC7、MCYC6、TOL、nC8 钻井液抽取与组分分析的双重定量，组分分离效率高、组分齐全 脱气器体积较大，不便搬运; 恒温恒流脱气系统中的温压控制处于半自动化状态 注：BZ—苯; TOL—甲苯; MCYC6—甲基环己烷; MCYC5—甲基环戊烷; CYC6—环己烷。

表 1 国内外在线轻烃分析技术对比(据文献[15-17]) Table 1 Comparison of domestic and foreign online light hydrocarbon analysis technology (according to references [15-17])

在应用轻烃参数解释储层流体性质方面，前人已做过相应技术探讨和应用实践^[18-22]，但大都基于罐顶气轻烃分析技术，通常一个储层只有一两个轻烃样品点数据，同时检测分析过程中人为误差较大，这些都制约了储层解释符合率的提高。而近年来发展起来的在线轻烃分析技术在储层解释方法上侧重于C₁~nC₅参数的应用，上下储层间只应用了nC₆~nC₈参数绝对值的对比分析^{[5, 23]}，总的来看缺少一套系统化的储层流体性质识别与解释方法。本文在GW-OLS连续轻烃分析仪现场检测分析的基础上，利用多口井单层试油结论验证的轻烃数据，系统总结了基于连续轻烃参数的储层流体性质解释方法。

GW-OLS连续轻烃分析仪定量采集到的15种轻烃组分依次为C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅、nC₅、nC₆、MCYC₅、BZ、CYC₆、nC₇、MCYC₆、TOL、nC₈(图 2)。依据轻烃参数选取过程中轻烃组分易于检测、同碳数组分对比及组分化学稳定性与溶解度差异大这3点原则^[24-25]，选取C₁、C₂、C₃ 3个气态烃组分及其含量变化关系用于储层含气性的表征，选取nC₆、nC₇、nC₈ 3个正构烷烃组分与全烃组分间的含量变化关系用于储层含油性的表征，选取BZ、TOL两个芳香烃及其与CYC₆、MCYC₆两个环烷烃间的变化关系用于储层含水性的表征。轻烃解释参数的选取过程中还着重强调了绝对含量参数和相对含量参数相结合分析的原则，利用多个轻烃绝对含量参数和相对含量参数对储层流体性质进行综合分析，各参数的计算关系式如表 2所示。

图 2

图 2 连续轻烃谱图 Fig. 2 Online light hydrocarbon chromatogram

表 2

表 2 储层流体性质解释参数公式说明表(据文献[16, 23]) Table 2 Parameter and formula description for reservoir fluid property interpretation (according to references [16, 23]) 流体性质表征 绝对含量参数 相对含量参数 含气性 ∑(C1~nC5)=C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5 气指数=C12/(C2+C3) 含油性 ∑(nC6~nC8)=nC6+nC7+nC8 油指数=1000TG×[∑(nC6~nC8)]2/∑(C1~nC5) 含水性 ∑(BZ+TOL)=BZ+TOL 水指数=(CYC6+MCYC6)/∑(BZ+TOL) BZ/CYC6 注：TG为15种轻烃组分绝对含量的总和。

表 2 储层流体性质解释参数公式说明表(据文献[16, 23]) Table 2 Parameter and formula description for reservoir fluid property interpretation (according to references [16, 23])

储层内不同性质流体在轻烃谱图形态及组分含量上会有不同的特征响应，通过统计分析各单层试油确定的不同流体的轻烃谱图特征，建立了基于连续轻烃谱图分析的储层流体解释方法。如图 3所示，油层内轻烃各组分绝对含量高，轻烃谱图峰型饱满，nC₄、nC₅含量明显高于异构的iC₄、iC₅含量; nC₆~nC₈组分间表征储层含油性好坏的nC₆、nC₇正构烷烃绝对含量高于CYC₆、MCYC₆环烷烃的绝对含量，nC₆、nC₇、nC₈ 3个正构烷烃的峰高呈阶梯式依次降低，而具有较高极性和水溶性的BZ、TOL两个芳香烃组分绝对含量高，大部分油层表现出较高的BZ/CYC₆值。与油层相比，油水同层内轻烃各组分绝对含量有所降低，与C₁~C₃组分相比，C₄、C₅含量有所增加; nC₆~nC₈组分间的MCYC₅、CYC₆、MCYC₆环烷烃含量对比于nC₆、nC₇、nC₈含量相对增加，同时nC₆、nC₇、nC₈间的峰高差异减小，BZ、TOL含量明显相对降低。如果储层含水程度进一步增大至含油水层级别，轻烃各组分绝对含量明显降低，轻烃谱图峰型不饱满(图 3)，甚至出现烷烃类和芳香烃类组分的缺失^[26-27]，具体到各组分上，其特征表现为nC₄、nC₅含量分别小于或等于iC₄、iC₅含量; MCYC₅、CYC₆、MCYC₆环烷烃含量明显相对高于nC₆、nC₇、nC₈这3个正构烷烃含量，而nC₆、nC₇峰高几乎无差异，nC₈峰高略低，同时BZ、TOL两个芳香烃组分含量明显减小，BZ/CYC₆值进一步减小，个别含油水层内也会出现BZ的缺失。

图 3

图 3 不同类型储层连续轻烃谱图 Fig. 3 Typical online light hydrocarbon chromatograms of reservoir with various fluid properties

应当指出的是，以上油层、油水同层、含油水层间连续轻烃组分含量的变化特征，在不同海陆相油气来源及不同油区会略有差异。例如，偏海相沉积来源的油气，其储层内BZ、TOL的含量总体较低; 而陆相沉积来源的油气，BZ、TOL的含量总体较高，CYC₆、MCYC₆等环烷烃的含量也较高^[28-30]。尽管存在上述差异，油气层含水后，轻烃组分的变化趋势是一致的，即各组分绝对含量的降低，其中包括烷烃组分含量的不均衡减小、环烷烃组分含量的相对增加，以及芳香烃组分含量的明显减小。

连续轻烃储层流体性质解释图版是在轻烃参数优选、谱图法分析的基础上，由各单层试油数据验证后得到的油层至水层间轻烃数据点绘制而成。如图 4所示，按表 2中的计算公式，选取表征储层含油性的油指数参数、选取表征储层含水性的水指数参数，建立了油指数—水指数交会图版，用于储层流体性质的解释。从图 4中可以看出，随着油指数、水指数的增加，储层含油性增大、含水性也增强。水层至油层间各流体类型的数据点分布特征表明，当水指数大于1.15时，储层普遍含水，且随着油指数的增加，流体性质由水层、含油水层过渡到油水同层; 而当水指数小于1.15、油指数大于10时，储层以差油层、油层为主; 油指数大于40、水指数小于1.15的图版区间以油层分布为主; 而油指数小于10时，储层以水层、干层为主，储层无油气开发潜力。

图 4

图 4 连续轻烃油指数—水指数解释图版 Fig. 4 Interpretation chart of oil index-water index of online light hydrocarbon

基于连续轻烃分析仪提供的实时连续性轻烃参数数据，可实现利用多项轻烃参数曲线对比方法进行储层流体性质的解释。相较于同一储层单点式不连续的轻烃数据分析，在线式连续轻烃数据分析更能全面地反映储层内及储层间流体性质变化情况，特别是针对上油下水的“油帽子”储层，以及被隔夹层复杂化的具有多套油水系统的储层，通过对比分析各轻烃参数纵向上的曲线变化特征，可以得出更具有参考性的储层流体性质结论^[31-32]。本文在单层试油结论验证的基础上，研究气层、油层、油水同层、水层、干层间的轻烃参数曲线变化规律，并由此选取∑(C₁~nC₅)、∑(nC₆~nC₈)、∑(BZ+TOL) 3个绝对含量参数，以及气指数、油指数、水指数、BZ/CYC₆ 4个相对含量参数，建立了储层流体性质多参数曲线对比解释方法。如图 5所示，以干层的各项轻烃参数曲线为对比基准，可以看出，气层内以C₁~nC₅组分为主，特别是较高的C₁含量，由此∑(C₁~nC₅)、气指数曲线值陡然增加，而∑(nC₆~nC₈)、油指数这两个反映储层含油性的参数曲线值未有明显增加。油层内，nC₆~nC₈组分含量较气层有明显增加，∑(nC₆~nC₈)、∑(BZ+TOL)、油指数曲线值陡然增加，由于储层不含水，BZ、TOL类芳香烃组分相较于CYC₆、MCYC₆类环烷烃组分更为发育，所以水指数曲线值处于较小值区间，BZ/CYC₆曲线值处于较大值区间。油层过渡到油水同层后，随着储层含水饱和度的增加，轻烃各组分含量逐渐减小，易溶于水的BZ、TOL类芳香烃组分明显降低，在多参数对比曲线上表现为∑(BZ+TOL)、BZ/CYC₆曲线值的陡然减小，水指数曲线值的陡然增加，以及∑(nC₆~nC₈)、油指数曲线值的相对减小、水层内轻烃组分含量很低，并且只有C₁~nC₅组分，CYC₆、MCYC₆等环烷烃组分相对发育，而芳香烃类组分、正构烷烃组分微量或缺失，多参数曲线的特征表现为∑(C₁~nC₅)、∑(nC₆~nC₈)、∑(BZ+TOL)曲线值同时降低到背景值附近，油指数、BZ/CYC₆曲线值同时降低，而水指数曲线值增大到最大值。由上述分析可知，多参数曲线对比法实际应用过程中，着重上下层间及多层之间多项轻烃参数曲线的对比分析，在确定某一特征明显的储层流体性质后，以该层的各项轻烃参数曲线特征为基准，其他层段按上述分析原理进行解释。

图 5

图 5 储层流体性质多参数曲线对比法 Fig. 5 Multi parameter curve matching of online light hydrocarbon for reservoir fluid properties interpretation

GW-OLS连续轻烃分析技术应用的5年多来，先后在辽河、冀东、长庆等油田应用20余井次，其中试油试采20层，除去钻井液有机添加剂干扰和井口钻井液失返导致的3层不符合项，轻烃解释符合层有17层，解释符合率为85%。该项技术在低阻致密储层的含油性分析、含水性识别，以及复杂油水关系油气藏内油层顶底卡取、油水界面划分等方面发挥了作用，同时随钻过程中录取的大量丰富的轻烃数据为相应油气藏的油气地球化学特征研究提供了数据资料。

N89井是部署在辽河油田的一口区域探井，油气层埋深大，油质较轻，钻井工况复杂，现场岩屑及常规气测分析难以有效落实油气层的分布。该井3912~3948m层段内3号储层现场岩屑定名为浅灰色荧光细砂岩(图 6)，岩块泥质胶结、较为致密，储层深侧向电阻率为5.1~8.4Ω·m，平均为6.8Ω·m，电阻率增大倍数小于2，低阻特征明显。以N89井3932.2m处轻烃样品点为例(图 7)，3号储层的轻烃谱图特征表现为各组分绝对含量较高，轻烃谱图峰型饱满，nC₄、nC₅相对发育，nC₆、nC₇、nC₈间呈明显阶梯状形态，nC₆、nC₇绝对含量高于CYC₆、MCYC₆绝对含量，同时BZ、TOL绝对含量高，尤其是BZ的峰高明显大于CYC₆的峰高，通过与不同流体属性的标准谱图的对比分析(图 3)，认为3号储层具有明显的油层轻烃特征。从轻烃的多参数曲线对比特征上看(图 6)，3号储层内气指数曲线值虽然明显增大，但∑(C₁~nC₅)曲线值无明显增大，∑(nC₆~nC₈)、∑(BZ+TOL)、油指数曲线值陡然增大，而水指数曲线值未有明显增大，BZ/CYC₆曲线具有异常高的形态，由此表明3号储层含油性明显，而含水性较弱。另外，将3号储层的连续轻烃样品点投至油指数—水指数交会解释图版中(图 4)，所有样品点都落在油层区域。综上所述，N89井3号储层解释为油层，3号储层试油日产油10.4t，不含水，试油结论为油层，轻烃解释结论与试油结论一致。

图 6

图 6 N89井沙三段3912~3948m储层连续轻烃解释图 Fig. 6 Online light hydrocarbon interpretation for interval 3912-3948 m of Sha 3 member in Well N89

T13井是部署在冀东油田的一口评价井，目的层为古生界碳酸盐岩油气层，该井所在油气藏断层发育，油水关系复杂，无统一的油水界面，油质较轻，油层含水后岩屑与常规气测分析参数响应特征不明显，储层流体性质解释难度较大。该井2636~2672m层段内的5号储层，岩性为白云质灰岩，发灰色荧光(图 8)，岩块中白云质含量高，泥质含量少，见微裂缝，储层物性相对疏松，5号储层与6号储层之间被致密的泥质灰岩所分割，形成两个不连通的储层流动单元。从T13井2642.6m处的轻烃谱图上可以看出，5号储层轻烃各组分绝对含量较低，轻烃谱图峰型不饱满(图 7)，C₁含量相对较高，相较于异构烷烃iC₄、iC₅，正构烷烃nC₄、nC₅不发育，CYC₆、MCYC₆绝对含量明显高于nC₆、nC₇、nC₈的绝对含量，其中MCYC₆绝对含量为nC₆~nC₈间组分绝对含量的最大值，同时BZ、TOL绝对含量也明显小于CYC₆、MCYC₆绝对含量，此外，轻烃谱图中未定名的其他异构烷烃、环烷烃组分也只有很低的含量值，分析认为5号储层具有明显的含油水层特征。连续轻烃多参数曲线对比特征上(图 8)，与特征明显的6号储层相比，5号储层气指数曲线值相对增大，水指数曲线值稍有减小但依然处于较高值区间，∑(nC₆~nC₈)、油指数、BZ/CYC₆曲线值未有明显增大，表明5号储层含水性明显，含油性不佳。从油指数—水指数交会解释图版上的投点情况看(图 4)，5号储层连续轻烃样品点大部分落在含油水层区域，个别样品点落在差油层、水层区域。综合以上分析，T13井5号储层解释为含油水层，该层试油后日产水65.0m³，仅见油花，试油结论为含油水层，轻烃解释结论与试油结论相符合。

图 7

图 7 N89井、T13井、H53井不同深度储层连续轻烃谱图 Fig. 7 Online light hydrocarbon chromatograms of reservoir at various intervals in Well N89, T13 and H53

图 8

图 8 T13井馒头组2636~2672m储层连续轻烃解释图 Fig. 8 Online light hydrocarbon interpretation for interval 2636-2672 m of Mantou Formation in Well T13

H53井是部署在长庆油田的一口重点预探井，该井长8段顶部发育一套厚层致密砂岩，即图 9中的8号、9号储层，岩性为灰褐色油斑细砂岩，岩心物性分析结果显示该套致密砂岩层平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为1.5mD，具有明显的低孔低渗特征。H53井钻至2596.5m后，∑(C₁~nC₅)、∑(nC₆~nC₈)、∑(BZ+TOL)含量相继减少，反映储层含油性变差; 同时油指数、BZ/CYC₆减小，水指数明显增大，表明储层轻烃中正构烷烃、芳香烃含量相对降低，而环烷烃含量相对增加，说明储层含水性增强。由此将对应9号储层解释为油水同层，从而确定了长8段油藏的油水界面。以该井2493.0m处的连续轻烃谱图为例，8号储层中连续轻烃谱图峰型相对饱满(图 7)，MCYC₅、CYC₆发育，而BZ、TOL含量也较高，nC₆、nC₇、nC₈峰高具有阶梯状分布特征，根据上下层间连续轻烃谱图的对比分析，认为8号储层具有油层特征; 多参数曲线图上，与9号储层相比，8号储层油指数明显高异常，而BZ/CYC₆处于高值区间，水指数处于明显的低值区间，表明8号储层含油性好，含水性较弱; 另外，该层段轻烃样品点都落在油指数—水指数交会解释图版的油层区域(图 4)。由此，8号储层解释为油层，该层在2492.9m单点测试后，日产油22.8t，不含水，试油结论为油层。

图 9

图 9 H53井长8段2475~2510m储层连续轻烃解释图 Fig. 9 Online light hydrocarbon interpretation for interval 2475-2510 m of Chang 8 member in Well H53

随着国内隐蔽性油气藏及非常规油气藏勘探开发的不断深入，各类储层流体性质的快速识别、复杂油水关系的准确厘定等技术需求日益显现，传统的储层轻烃分析技术手段难以满足油田高效开发的实际需要。本文所述的具有定量连续检测、快速分析特点的连续轻烃分析技术可以作为地质工程一体化服务中的一项关键技术，通过相应储层流体性质解释方法的应用，提高油田开发决策的准确性和实效性。应当指出的是，相较于国外Flair、GC-Tracer等连续轻烃设备在海洋和陆地油气钻探中的广泛应用，目前国内的连续轻烃检测设备技术还处于小范围的推广应用阶段，但其轻烃样品定量连续分析与储层实时解释评价的技术优势已经逐步体现出来，未来该项技术将进一步缩短色谱分析周期、减小设备体积和成本，提高轻烃参数应用的层次，有望成为油田勘探开发的重要手段。