原油和凝析油轻烃的毛细管柱气相色谱分析法的改进

分析原油和凝析物的C4～C8轻烃,一般首先蒸馏切割原油或凝析油,然后用一根长的高效毛细管色谱柱进行GC分析。为了避免蒸馏带来的轻烃损失,我们改用了凝析油直接进样分析、原油或混油凝析油在丙烷脱沥青和A12O3脱胶质后再直接进样分析、He抽提法分析C4～C8轻烃等三种方法。与此相适应,我们设计并制成了耐高温的微型毛细管柱无死体积联结器和其它辅助设备。     

渤海湾盆地渤中19-6气田凝析气成因研究

为了研究渤中19-6凝析气藏的成因类型,利用同位素、轻烃参数、金刚烷参数等方法,系统分析渤中19-6凝析气藏,深入研究其形成机理,认为:渤中19-6气田天然气干燥系数较低,碳同位素偏重,成熟度分布在1.50%左右,综合判断属于偏腐殖型高熟气;渤中19-6气田凝析油双金刚烷含量较高,生物标志化合物含量较低,指示渤中19-6气田凝析油为高成熟原油,且计算原油裂解程度低于20%,对天然气的贡献量有限,渤中19-6气田天然气主要为干酪根裂解形成。     

凝析气田凝析油产量浅析

在凝析气田天然气采集输过程中会同时产出凝析油,凝析油具有较高的经济价值。本文从讨论凝析气田凝析油来源开始,接着对天然气发生相态转变(气转换成油)的时间、地点及凝析油存在的状态进行了分类描述,并对"气田凝析油产量"进行了确切定义,然后分析了在凝析气田开发过程中凝析油产量的影响原因及凝析油产量变化趋势,最后就提高凝析气田凝析油产量的提出了一些建议,希望对国内其它凝析气田(气藏)提高凝析油产量或减缓凝析油产量下降有一定的借鉴意义。     

塔河凝析油防蜡剂的研制及防蜡效果评价

高含蜡原油加防蜡剂是改善原油低温流动性能和防止原油在管输过程中结蜡的主要方式之一.塔河油田凝析油析蜡点较高,在冬季地温较低时管道内有大量蜡结晶析出,给管道的安全运行带来隐患.根据塔河凝析油的基本物性,研制了高分子防蜡剂SMAE18,考察了该防蜡剂的最佳加剂条件,并对其在不同条件下的防蜡效果进行了室内实验评价.实验结果表明:该防蜡剂对塔河凝析油具有较好的防蜡效果,但异常降温和短时间的高速剪切作用使其防蜡效果严重降低.加剂塔河凝析油的析蜡点从23℃降为18℃,黏度也下降了30.1%,说明SMAE18防蜡剂也有效地改变了塔河凝析油的低温流动性能.     

苏里格气田取样代表性及凝析油污染研究

苏里格气田是典型的低渗低含凝析油凝析气田,开发过程中反凝析污染对气井产能的影响一直没有准确的定论。为了掌握反凝析污染的严重程度,需要对气藏流体相态进行准确研究。因为凝析气藏流体的取样方式对流体的代表性有很大的影响,故取样方式显得尤为重要。本文结合苏里格气田现场数据及测试情况,分析了三种凝析气藏取样方法的优缺点和适用情况,准确测试了苏里格气田凝析油含量及其闪蒸测试条件,并通过室内全直径岩心模拟实验及数值模拟分析的方法对苏里格气田凝析油污染程度做了测试分析与评价。结果表明对于苏里格气田这类低渗低含凝析油气田来说,取样方法至关重要,建议采用井口取样的方法对井底无积液的高产井进行流体取样且应采用液氮深冷的方式保证凝析油含量测试的准确性。岩心实验和数值模拟分析显示近井地带凝析油污染尤为突出,伤害程度最高可达50%。本研究中关于凝析油含量及其对地层污染的结论均高于以往研究,有一定的新认识。     

凝析气藏自然衰竭式开采的采收率预测方法

基于B·A依顿和R·H加柯比利用美国27个凝析气藏的PVT实验分析资料,以及我国大港板桥、前苏联卡拉达格等凝析气田完井测试的原始地层压力、地层温度、原始气油比和凝析油的相对密度等资料,提出了应用多元回归法推导出凝析气藏衰竭式开采的采收率预测新经验公式,公式特别针对我国凝析油含量在400 g/m3以下,废弃压力大约3.4 MPa的凝析气藏。     

白庙致密砂岩凝析气藏水平井优化设计

白庙气田具有构造复杂、埋藏深、储层物性差、凝析油含量高、地露压差小、地层压力高等特点,属于致密砂
岩凝析气藏。气井压裂投产初期一般具有较高的产能,但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道,产量下降快,稳
产时间短。投入开发以来,一直采用直井开采,采出程度低,开发效果差。水平井开发机理研究认为,采用水平井开发
可以提高气井产量及气藏采收率。针对该气藏地质特点,通过深入研究地质特征,重新认识局部构造和储层展布规
律,开展了水平井开发这类气藏的试验研究,先后优化实施了2 口水平井,取得了初步的效果,对合理开发致密砂岩凝
析气藏具有一定的指导意义。     

柯克亚凝析气田积液替喷小产气井复产措施研究

柯克亚凝析气田由于勘探初期的无控井喷破坏和近30年的衰竭式开采,地层压力下降迅速,目前压力仅为原始地层压力的1/3,地层反凝析现象严重,气井产能、凝析油含量急剧下降.由于地层压力较低和反凝析液的堵塞,致使多口气井因低于最小携液气量造成井腔积液、间开或停喷,只能进行间歇替喷生产.不仅造成大量高压天然气和凝析油燃烧浪费,还存在环境污染.     

废弃凝析气藏注水开发可行性研究

目前全世界凝析气田开发主要采用衰竭和注气两种开发方式.在我国除少数气田采用注气开采方式以外,衰竭式开采是主要开发方式.注气由于诸多条件的制约,广泛应用受到限制;而衰竭式开采凝析油采收率低,对于凝析油含量高的气藏开采效果不好.注水开发凝析气藏是一新的开发方式,在国内对此方面研究较少,值得探索.此次研究以大港板桥废弃凝析气藏室内岩心注水驱替实验为基础,对水驱的可行性及其机理进行探讨.实验表明:凝析油和天然气的采收率最高可分别增加3.39%和10.11%;较高速度下注水效果好于在低速下水驱效果;存在一最佳注水量;在废弃压力条件下注水效果优于复压后注水效果.     

苏里格气田取样代表性及凝析油污染

苏里格气田是典型的低渗低含凝析油气田,开发过程中反凝析污染对气井产能的影响一直没有准确的定论。为了掌握反凝析污染的严重程度,需要对气藏流体相态进行准确研究。因为凝析气藏流体的取样方式对流体的代表性有很大的影响,故取样方式显得尤为重要。结合苏里格气田现场数据及测试情况,分析了三种凝析气藏取样方法的优缺点和适用情况,准确测试了苏里格气田凝析油含量及其闪蒸测试条件,并通过室内全直径岩心模拟实验及数值模拟分析的方法对苏里格气田凝析油污染程度做了测试分析与评价。结果表明,对于苏里格气田这类低渗低含凝析油气田来说,取样方法至关重要,建议采用井口取样的方法对井底无积液的高产井进行流体取样且应采用液氮深冷的方式保证凝析油含量测试的准确性。岩心实验和数值模拟分析显示近井地带凝析油污染尤为突出,伤害程度最高可达50%。关于凝析油含量及其对地层污染的结论均高于以往研究,有一定的新认识。     

丘东凝析气田开发规律研究

目的研究丘陵凝析气田生产开发时的产量变化规律。方法通过对动态生产数据进行拟和分析。结果气藏压力变化同时受采出程度和气藏特性控制;气田自然产能低,但压裂增产幅度大;稳产递减阶段产量下降呈指数规律变化;气田衰竭式开发时,随着压力下降,气油比上升,凝析油产量下降。结论气田实际动态储量与容积法计算储量存在较大差异。     

塔里木盆地塔东英南2气藏气源分析

英南2凝析气藏天然气属富氮湿气,烃类气体体积分数一般为78.86%~87.67%;甲烷68.92%~76.67%,重烃气体为9.17%~14.01%,非烃气体氮气为13.89%~21.07%,甲烷和乙烷的碳同位素分别为-38.6‰~-36.2‰和-30.9‰~-34.7‰.根据天然气组分、天然气碳同位素的特征,认为英南2凝析气藏的天然气来源于高过成熟的下古生界海相寒武系—下奥陶统腐泥型干酪根形成的原油裂解气,同时应用ln(C2/C3)-ln(C1/C2)及δ13C2-δ13C3与ln(C2/C3)判识模式也印证了英南2气藏气源为原油裂解气,气藏凝析油中存在高含量的金刚烷,指示原油经历了裂解,裂解程度为80%~90%.     

在硫化氢环境中容器与管道的氢鼓泡与氢诱发裂纹

一、氢鼓泡与氢诱发裂纹事故1948年Philips石油公司调查它的原油容器,查出50个容器(钢材系σ_s=28kg/mm,σ_b=42kg/mm~2,含硫量=0.0028的软钢)中发生氢鼓泡.50年代初,法国开发拉克气田,由于发生硫化氢应力腐蚀事故,引起持续一个多月的大火,终于不得不封闭气田.7年后,法、美联合解决了这个问题,才重新开发气田     

凝析气藏水驱机理研究

目前全世界凝析气田开发主要采用衰竭和注气两种开发方式。由于诸多条件的制约注气,应用受到限制;衰竭式开采凝析油采收率低,对于凝析油含量高的气藏开采效果不好。凝析气藏注水开发是一新的开发方式,国内对此方面研究较少,值得探索。以大港板桥废弃凝析气藏室内岩芯注水驱替实验为基础,对水驱的可行性及其机理进行了探讨。实验表明：凝析油和天然气的采收率最高可分别增加3.39%、10.11%;较高速度下注水效果好于在低速下水驱效果;存在一最佳注水量值;在废弃压力条件下注水效果优于复压后注水效果。     

中国大气田盖层封气能力综合评价及大气田形成所需盖层条件

通过统计中国45个大气田盖层封闭特征,利用所建立的盖层封气能力综合评价参数对盖层的封气能力进行综合评价,并研究了大气田形成所需的盖层条件。研究发现,中国45个大气田盖层的厚度小于200m,排替压力10～15MPa,气藏压力系数1.0～1.2,盖层封闭能力综合评价参数0.8～1.0,具有较强的盖层封气能力。盖层封气能力综合评价参数与天然气地质储量之间成正比关系,即盖层封气能力综合评价参数越大,气田地质储量越大;反之则越小。大气田形成所需要盖层条件是盖层封气能力综合评价参数大于或等于0.09。     

塔中高、特高含凝析油凝析气藏周期注气数值模拟研究

为提高凝析气藏凝析油采收率,以塔中I号气田Ⅱ区高、特高含凝析油凝析气藏为例,建立了最大反凝析速度判别方法,结合生产动态特征,开展不同储层类型的高、特高含凝析油型凝析气藏单井周期注气数值模拟分析。研究表明:1根据反凝析液量与压力变化关系得到的单位压降凝析液析出速度拟合特征曲线会出现多个极值点,第1个极大值点是单位压降凝析油析出速度最快压力点,第1个极小值点是保压开采最低压力点;2衰竭开采反凝析程度越大,则凝析气中组分含量比值(C2—C6)/C1越大,则周期注气提高凝析油采收率越高;3水侵体积系数越大,裂缝发育程度越小,基质(洞穴、孔洞储层)与裂缝耦合程度越高,则周期注气提高凝析油采收率越高;4相对衰竭开采,注入C1、C2均能一定程度提高凝析油产量,C2抽提、驱替凝析油效果更好。     

辽河断陷西部凹陷原油的地球化学特征及对辽东湾油气性质的预测

辽河断陷西部凹陷是我国油气资源异常丰富的凹陷之一。本文主要研究了西部凹陷原油的地球化学特征,对其进行了油源分类,并分析了各类原油的成因。研究结果说明:(一)在辽河断陷盆地中,不仅凹陷可以做为一个独立的生油体系,而且凹陷之中的各个洼陷同样控制着油气的生成与聚集。生油基本单元是洼陷,各类原油围绕着自己的生油洼陷独立展布,油气运移是短距离的。(二)西部凹陷原油及生油岩中,姥/植比的分布和演化规律都比较清晰完整,这对于研究油气生成问题有着重要意义。(三)辽东湾海域内油气的性质可认为是西部凹陷油气分布规律的延续,因此预测辽东湾海域内原油可能属于Ⅰ型和凝析油型原油。     

珠一拗陷惠州凹陷惠州26-6构造深层天然气成因及来源

研究珠江口盆地富油凹陷惠州26-6构造深层凝析气藏天然气的类型,进一步确定天然气的来源。采用不同类型封闭体系,分别对惠州26-6构造主要烃源岩——文昌组典型半深湖相暗色烃源岩、恩平组储层原油样品开展高温热压模拟实验,建立了惠州凹陷干酪根裂解气和原油裂解气的识别标准。综合天然气组分、碳同位素、轻烃组分及凝析油地球化学特征分析,结果表明ln(C₁/C₂)-ln(C₂/C₃)、甲烷碳同位素-乙烷碳同位素、(δ¹³C₂-δ¹³C₃)-δ¹³C₁图版能有效区分干酪根裂解气和原油裂解气。相对原油裂解气,干酪根裂解气具有较高的ln(C₁/C₂)值和较低的ln(C₂/C₃)值,甲烷的碳同位素和乙烷的碳同位素较重,干酪根裂解气的(δ¹³C₂-δ^13...     

出砂冷采技术在低周期蒸汽吞吐井中的应用

研究了应用稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏进行冷采 ,以获得较高的原油产量的技术 .施工中对稠油井采用强力射孔技术和设计精良的螺杆泵系统 ,通过以砂带油方式开采稠油 ,实现稠油冷采 ;在河南油田得了较好的效果 .单井产量一般可达 3～ 5 0 t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍 ,日产油比蒸汽吞吐提高 1～ 3倍 ,采收率一般可达 8%～ 2 0 % .稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性 .将出砂冷采技术应用于低周期蒸汽吞吐井中 ,进一步拓宽了稠油出砂冷采技术应用领域     

天然气凝析油简易脱硫的研究

本文根据川东矿区天然气凝析油的特点,提出了综合利用的方向,研究了用次氯酸钠氧化凝析油的工艺.用此法可从凝析油里获得80～90%的合格汽油,同时考虑到高沸点馏分的综合利用和“三废”治理问题,本研究可望能较快地实现工业化.