塔里木盆地塔深1井深层油气相态预测

塔深1井是中国目前第一深井,其钻探深度为8 408m,在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统碳酸盐岩中见有气态烃存在,而在底部8 404～8 406m处寒武系岩心中见有褐黄色的液态烃,如何解释该井深层油气相态特征是人们非常关注的问题。通过使用经验判识法和PVT相图法对深层油气相态进行了研究,组分Z值法和三角图经验法研究表明,该井在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统烃类流体可能为带油环凝析气藏。另外对塔深1井8 406m处的烃类流体组成进行了恢复,并使用PVTsim相态模拟软件对深层油气的相态进行了模拟,研究表明塔深1井深层油气的临界温度为182℃,临界压力为52MPa,临界点温度位于临界凝析压力点与临界凝析温度点之间,且与临界凝析压力点非常接近,从深层流体组成、温度和压力条件分析,该井8 406m处深部流体具有典型挥发性轻质油的相态特征,并非岩心中见到的纯液态烃或气态烃。     

2020年国际石油十大科技进展

正1表征页岩含烃有效孔隙度技术助力页岩油勘探开发应用该技术分析墨西哥湾沿岸白垩系页岩,含油孔隙中约30%为重油,约70%为轻质油;西加拿大沉积盆地中生界页岩高成熟井的孔隙流体由轻质油和天然气(约占80%)构成,20%的不可萃取有机质是可转换的,低成熟井的孔隙流体由38%的轻质油和气体构成,剩余52%是可转化的。2地下原位裂解降黏开采技术提高稠油开发效率稠油地下原位裂解降黏高效开采新技术通过在储集层中注入催化剂和氢气,实现稠油在地下发生热解化学反应,提高了稠油开采效率,并降低稠油炼制加工成本。     

塔河奥陶系油藏沥青质沉淀形成机理研究

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储集体非均质性严重,流体充注的成藏过程中,早期稠油与后期轻质油在同一缝洞体内共存,开采过程中,先后有36口井因沥青质堵塞井筒无法生产。开展沥青质沉积机理研究,通过凝析油与稠油混合的沥青质沉积实验,结合典型井生产特征研究,确定了沥青质堵塞形成的主要原因是凝析油与稠油混合和井筒温度下降。该研究成果为井筒解除沥青质堵塞提供了理论基础。     

塔河油田稠油井产液剖面测井工艺技术研究

塔河油田奥陶系油藏属于典型的高凝、高粘、重质稠油，因而常规井和普通稠油井产液剖面测井工艺无法满足测试要求。采用掺入轻质油进行井筒降粘施工工艺技术，能有效改善稠油流动条件，达到产液剖面测井的目的。     

双重介质地层的凝析气井定流压分析模型及应用

在凝析气井生产过程中地层流体会产生复杂的相变,如果井底析出凝析油会造成严重的井底污染,影响气井产量。为了避免这种现象,凝析气井多以定流压的状态进行生产,因此,从凝析气井生产的这一实际情况出发,改变了以往传统的常产量试井分析理论,建立了适应于凝析气井试井分析的定流压渗流模型,绘制了试井理论图版,以适用于凝析气井的试井分析,可以通过凝析气井的产量历史解释出地层参数,还可以进行产能预测,并给出了应用实例。     

沥青质含量在车排子地区油气成藏研究中的应用

通过对车排子地区原油的族组成分析,发现该区不仅未降解的轻质油中不含沥青质,在部分稠油中也不含沥青质,这与稠油中常见的沥青质含量较高的特征明显不同.根据沥青质含量不同将车排子地区原油及油砂分为4类:第1类为不含沥青质的轻质油,是晚期高成熟油气;第2类为不含沥青质的稠油,为轻质油溶洗稠油形成;第3类为富含沥青质的稠油,为早期原生稠油油藏被轻质油溶洗残余;第4类为沥青质含量中等的稠油,为轻质油充注后稠油稀化运移溶解运移形成.造成油气沥青质含量差异较大的主要原因是该区不同充注期次油气性质差异较大,早期成藏正常成熟原油因埋藏浅降解后形成富含非烃和沥青质的稠油,后期充注的轻质油对沥青质的溶解能力弱,充注过程中不能溶解和运移沥青质.这种轻质油对早期稠油组分的选择性溶解是造成目前车排子地区原油性质巨大差异的内在因素.车排子地区不同沥青质含量原油的分布结果表明,该区轻质油在四棵树凹陷深部位的断层处发生纵向穿层运移,分别进入了含早期稠油和不含稠油的运移通道,经过含稠油运移通道的轻质油对早期稠油中不同组分选择性地进行了溶解运移,从而造成目前车排子地区油气性质差异大,且原油纵向上呈现上稀下稠的特殊现象.     

凝析气藏注气开发气窜量化评价方法及应用

在凝析气藏循环注气驱替过程中,受储集层非均质性影响,注入的干气容易沿高渗通道或天然裂缝突进,影响凝析气藏开发效果。研究凝析气藏注气气窜特征,建立凝析气藏注气气窜识别评价体系对改善开发效果和提高油气采收率具有重要意义。目前国内外凝析气井气窜判别方法主要有现场经验法、图版法、示踪剂法、微地震监测法等,针对凝析气藏循环注气生产过程中的气窜参数变化特征,综合利用上述方法对气窜情况进行评价,形成了凝析气藏注气气窜量化评价体系。以某凝析气藏一口实际井为例,对该井的气窜情况进行评价,结果显示该井生产状况良好,未发生气窜,与现场实际情况相符。该凝析气藏注气气窜量化评价体系为凝析气藏的开发部署、优化与气窜防治提供了理论依据。     

蒸汽驱稠油井产液剖面测井资料分析与解释

针对蒸汽驱稠油井生产测井产液剖面解释中存在的问题，根据稠油储层的物性特征和稠油井的生产特点，探讨了蒸汽驱稠油井生产测井产液剖面解释的方法原理。通过对实际生产井原始资料的分析与解释．证明了该解释方法的可行性。     

定流压生产的凝析气井产能分析模型

凝析气井生产过程中,如果井底 析出凝析油会造成严重的井底污染,为了避免 这种现象,凝析气井多以定流压状态生产。本 文改变了以往传统的常产量试井分析理论,建 立了适应于凝析气井试井分析的定流压渗流模 型,绘制了无因次常产量理论图版,以适用于 凝析气井的试井分析及产能预测。     

塔里木盆地轮探1井下寒武统超深层油气相态演化定量模拟

轮探1井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起,钻遇并揭示下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩,并在8 260 m深的吾松格尔组白云岩储层发现超深层轻质油,展现了塔里木盆地超深层油气良好的勘探前景。已有研究表明轮探1井轻质油主要来源于寒武系烃源岩,但对于该井烃源岩生烃过程及其深层油气相态物性预测还没有进行系统研究。鉴于此,采用盆地模拟和相态模拟相结合的方法,选择适用的相态动力学模型,定量模拟了轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃与油气相态物性演化特征,通过与轻质油实际相态物性特征对比,对吾松格尔组轻质油来源与生成阶段进行了预测。研究结果表明：轮探1井玉尔吐斯组烃源岩在晚加里东期—早海西期以生成正常油为主,具有较低的气油比和较高的黏度、密度;燕山期—喜马拉雅期以生成轻质油—凝析油气为主,具有更高的气油比和更低的黏度、密度。轮探1井吾松格尔组轻质油藏的相态物性特征与玉尔吐斯组烃源岩在晚喜马拉雅期生成的烃类流体吻合,表明该轻质油的形成阶段为晚喜马拉雅期。综合研究认为,轮探1井轻质油是玉尔吐斯组烃源岩处在相对封闭且热演化程度较高（1.00%相似文献   

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凝析油气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性，富含凝析油的重组分的凝析量远远大于轻组分，压裂后在裂缝周围地带也会产生凝析油的析出现象。文章应用油气相的渗流模型，结合相平衡、初始条件和定压边界条件，以简化的组分模型为基础，使用IMPES数值计算得到了预测凝析油气藏压裂前后生产动态的数值计算方法，并以东濮凹陷QK气田某生产井为例给出了压裂后凝析液、天然气产能变化规律。最后，结合组分、裂缝长度变化，综合分析了引起产能变化的原因。     

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文章以板桥凝析气藏２０多年的开采经历为依据,论述了该气藏中区板Ⅱ高液烃含量凝析气藏的开采特点,并采用现代油气藏工程原理和分析方法,结合目前国内外凝析气藏开采的新方法、新技术和新趋势、详细分析论述了凝析气藏的开采特征,系统总结了带油环高液烃含量凝析气藏６大开采特征;（１）凝析油含量随构造深度增加而增加,与采收率成反比;（２）在降压开采过程中凝析油首先损失的是重质组分;（３）凝析气井生产能力受油环度增     

热解色谱水淹层评价技术及应用

依据热解色谱工作原理以及热解色谱判断水淹层的原理,应用热解色谱数据,开发出一种评价水淹层的新技术,并结合测井数据、试油数据以及试采数据,以扶余油田密闭取心井为例,进行水淹程度评价,通过与试采试油成果对比验证,表明此方法能够提高疑难层测井解释精度。热解色谱判断水淹层方法不适用于碳酸盐岩裂缝储集层;热解色谱方法对凝析油、轻质油、中质油进行水淹解释结果较好;对重质油和稠油解释结果与试采结果有偏差;热解色谱进行水淹解释,所用分析样品受时间影响较大;热解色谱结合荧光图像判断水淹程度方法比测井解释结果更准确。     

渤海湾盆地渤中凹陷渤中19-6构造凝析油气特征与形成机制

基于凝析油和天然气组分、生物标志化合物、稳定碳同位素和储层流体包裹体等分析结果，综合运用多种油气地球化学方法，明确了渤海湾盆地渤中凹陷西南部渤中19-6构造中凝析油和天然气的特征及成因，探讨了油气的形成机制。研究结果表明，渤中19-6构造的凝析油具有低密度、低黏度、低胶质+沥青质、高蜡和高凝固点的物性特征，其正构烷烃以中-高碳数为主，轻烃组分以正辛烷、正庚烷和甲基环己烷为主且含量相当，为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物。天然气组分主要为烃类气，非烃气体含量低，为沙河街组三段偏腐殖型烃源岩裂解气。12 Ma以来，渤中19-6构造经历了重质油、轻质油气、凝析油气和天然气的多幕连续充注。相控混溶为渤中19-6构造中凝析气的主要形成机制，即在含原油的天然气流体中，当地下温度、压力升高时，早期原油溶于晚期充注的天然气中，形成现今的凝析气藏。     

塔河油田奥陶系油藏重质烃类堵塞物形成机理及防治方法

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开采过程中有24口井出现沥青质堵塞井筒现象,油井无法生产。实验证明沥青质堵塞物形成的主要原因是凝析油与稠油互相混合作用的结果。结合塔河奥陶系油藏的成藏特征,发现堵塞井均处在凝析气与重油的过渡带上。通过分析生产动态特征,总结了堵塞物形成前后的生产动态变化规律,提出以掺改性稠油为核心的油井解堵、以环空注活性水及地层注水预防沥青质堵塞物形成的综合防治技术,对已出现沥青质堵塞严重的6口井进行了成功的治理,恢复了油井正常生产。     

稠油集输处理技术及优化工艺初探

目前我国的稠油开发已形成了以注蒸汽、掺稀油等为主的开采工艺,以及井口加热、掺稀油、掺活性水等为主的集输处理技术。针对稠油的特殊性,论述了如何在满足油藏开发和生产管理要求的前提下,进一步简化掺输系统,改进推广掺热水集输技术,加强破乳剂的筛选应用,开展高效稠油脱水设备研制,完善稠油脱水处理工艺。并对如何提高系统效率,降低地面工程投资,提出了建议。     

论油气地面工程十二五科技发展方向

总结了中国石油十一五期间油气地面工程在高含水油田、复合驱油田、稠油油田、高产、高压、高酸性气田、低产低压气田、凝析气田、煤层气开发建设,以及优化简化和标准化设计等方面所取得的技术成果。分析了十二五期间地面工程需解决的降投资、降成本、促进本质安全等关键技术问题以及科技发展方向和目标。提出了十二五期间地面工程需重点研究的稠油火驱地面配套技术、酸性气田集输用管、凝析气田简化计量、高含硫高含二氧化碳气田地面工程关键技术、油气混输关键技术与设备等课题,明确了地面工程技术发展方向、关键技术和重点研究内容。     

地质录井过程中真假油气显示的热解识别方法

本文根据热解分析钻井液中常见的27种添加剂和成品油,得出了各添加剂和成品油的产烃量、油产率指数OPI和最高热解温度T_max值,它们与凝析油、轻质油、中质油和重质油具有明显的差异,建立了应用OPI和T_max的匹配关系识别真假含油显示的方法。     

超临界凝析气藏开发后期注CO_2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

莲4断块为北部湾盆地福山凹陷西北部受3条断层夹持的富含凝析油高饱和凝析气藏。为了探求该凝析气藏衰竭开发后期提高凝析油采收率技术,基于超临界流体相态行为和衰竭开采生产动态特征,综合运用超临界流体理论和多种动态储量、产量递减、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法,分析了莲4断块凝析油气衰竭开采储量动用程度以及剩余开发潜力。结果表明:(1)莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征,地层压力低于露点压力就会产生明显的反凝析损失;(2)受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响,莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低,80%的凝析油仍然滞留在地层中,剩余开发潜力大。基于莲4断块超临界凝析油气流体具有高密度特征,通过组分模型数值模拟优化设计,提出了采用顶部注CO_2边注边采恢复压力的注气开采方式,通过形成次生气顶同时达到重力稳定混相驱的二次开发技术来提高凝析油气藏的采收率。