青海木里地区晚三叠世-早中侏罗世烃源岩特征初探

针对青海南祁连木里天然气水合物发现区分布的晚三叠世尕勒得寺组和早中侏罗世不同类型烃源岩的地质特征和烃源岩地化特征进行了初步分析。研究结果表明,晚三叠世尕勒得寺组烃源岩主要以暗色泥岩、碳质泥岩及煤为主;早中侏罗世窑街组烃源岩主要以暗色泥岩、页岩及煤为主。其中窑街组暗色泥岩、页岩具有较高的有机质丰度、生烃潜量,成熟度以低成熟-成熟为主,有机质类型主要为Ⅱ2、Ⅲ型,是好-较好的烃源岩,为该地区天然气水合物形成的最主要气源岩。     

CO_2置换开采冻土区天然气水合物中CH_4的可行性研究

作为一种非常规能源,天然气水合物,俗称"可燃冰",是一种重要的能源载体。国外在海底和永久冻土层都发现了天然气水合物藏,我国也在神狐海域和祁连山冻土区获得了含天然气水合物的岩芯。然而,天然气水合物资源的安全高效开采方式已成为天然气水合物藏开发利用的"瓶颈",也是天然气水合物开采研究的热点和难点问题。本文在全面综述国内外天然气水合物开采研究的基础上,重点关注了CO2置换开采天然气水合物的研究进展,提出了采用CO2置换开多年采冻土区天然气水合物中CH4的设想,并分析了该方法的热力学和动力学可行性;最后,指出了CO2置换开采冻土区天然气水合物尚存在的问题和今后的发展方向。     

冰点以下多孔介质中气体水合物的生成动力学研究进展

青藏高原冻土区储存着大量的天然气水合物资源,CO₂置换开采冻土区的天然气水合物可实现天然气水合物的安全开采和温室气体CO₂的地层封存。冰点以下多孔介质中气体水合物的生成动力学,是冻土区天然气水合物置换开采研究领域的难点和热点问题。本文全面综述了冰点以下多孔介质中气体水合物的生成动力学研究进展,讨论了不同体系冰点以下多孔介质中气体水合物的形成机理及其生成特性;详述了冰生成水合物机理及其冰粉/多孔介质体系中气体水合物的生成特性,分析了冰点以下多孔介质中气体水合物生成动力学研究尚待完善和改进的地方。最后本文指出冰点以下多孔介质中水合物的生成过程是由传热、传质等多种因素所控制,揭示不同过程的主导因素及其影响规律是今后研究的重点方向。目前对冰点以下多孔介质中水合物的生成特性及机理的认识尚未成熟,仍需深入研究。     

甘泉—富县地区浅层天然气地球化学特征与气源对比

鄂尔多斯盆地甘泉—富县地区浅层含气潜力不断凸现,但是对于其天然气的地化特征、成因类型、气源与成藏等特征缺乏系统的认识。文章通过对该区14个浅层天然气样品组分特征,同位素特征,成因类型特征的精细分析和研究,发现在研究区不同的区块、不同层位中的浅层天然气主要为烃类气体;天然气产出类型延安组主要为气顶气,延长组长2气顶气与溶解气混合产出;不同地区的同位素与成因类型也各有差别。油源对比表明,延长组和延安组天然气主要为原油伴生气,油气同源,气源主要来自主要来自三叠系腐泥质烃源岩,其中长7烃源岩和长4＋5烃源岩最为重要。     

欧6区块沙一段天然气成藏特征研究

欧6区块位于辽河盆地东部凹陷欧利坨子构造带，以往研究主要针对中深层沙三段砂岩、火成岩油藏。沙一段天然气成藏特征研究不足，不利于发现更多中浅层天然气资源。为此在该区块开展老井复查、构造解释等工作，整理分析烃源岩、储层实验数据，建立气层测井识别标准，综合分析沙一段天然气成藏特征。研究认为欧6区块沙一段，与下伏的沙三段、上覆的东营组呈角度不整合接触。欧6区块主要发育北东向走滑断层，断层切割沙三上亚段、沙三中下亚段烃源岩，起到沟通气源的作用。同时走滑形成的沙一段牵引背斜构造，有利于中浅层天然气聚集。沙一段发育砂岩、砂砾岩储层，主要为中～高孔中～高渗储层。欧6区块沙一段天然气藏为岩性-构造气藏，属于常温常压干气气藏。在此成藏认识的指导下，提出的老井试气建议获得成功，为该区天然气挖潜增储提供帮助。     

辽河滩海太葵构造带天然气成因及成藏条件

太-葵构造带深层天然气来源多,成因复杂,针对这一问题,用天然气组分、稳定碳同位素、轻烃组成、稀有气体同位素和伴生原油生物标志物等多种指标与邻区进行对比分析,认为该区天然气类型有油型气、煤型气二种成因,以煤型气为主,沙三段和沙一段烃源岩是本区煤型气的主要贡献者。成藏条件分析表明本区气源条件充足,储盖配置关系良好,油源断层较为发育,天然气保存条件有利,这些都为本区天然气聚集成藏提供了良好的条件。     

天然气水合物成藏分析与研究

目前,天然气水合物的勘探开发已经引起了世界各国的高度关注。在高压、低温条件下,水和天然气混合形成一种外观像冰的固态物质,这种物质遇火可燃,称为天然气水合物,即"可燃冰"。本文主要介绍了天然气水合物的形成过程,成藏条件和成藏模式,其中重点介绍天然气水合物的5种成藏条件:水合稳定条件、水源条件、气源条件、气体运移条件以及储集空间条件,以期对天然气水合物勘探开发的专业人员提供一定的参考和借鉴。     

王坪区长7段沉积微相及储层特征研究

下寺湾油田王坪区近两年来取得了很好的勘探成果,从钻探结果看：长7下部为湖相沉积,其上部为致密砂岩储层,而非湖相沉积。长7油层试油取得了初步成效,但长7油层为低孔、低渗致密油层,长7期底部发育深湖相油页岩,上部为灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主夹有灰色深灰色泥岩,为三角洲前缘沉积,纵向上形成一套有利的成藏配置。研究本区的沉积相特征和平面展布,为下一步的滚动勘探和开发有重要的指导意义。     

多孔介质中甲烷水合物不同分解方法实验研究

冻土区天然气水合物是未来能源的重要补充,然而冻土区天然气水合物的开采研究还处于初级阶段。本文利用一维水合物分解实验装置,在1.24～1.35 ℃以及2.83～2.89 MPa温度压力条件下,模拟冻土区天然气水合物降压定压分解以及注热水定压分解实验研究,分析降压分解及注热水分解过程中温度、压力、产水以及产气随时间变化特性及能量效率。研究结果表明,分解过程产气可分为自由气释放、水合物分解以及残余气体产出3个阶段,实验过程中温度先降后升,降压分解过程与注热水分解自由气产出阶段基本没有水产出,而在水合物分解阶段,产水速率与注水速率相等。注热分解过程中能量效率先升后降,注热量越大,能量效率越低。     

致密砂岩气藏特征和成藏模式探讨

我国非常规天然气资源丰富,分布广泛,尤其以致密砂岩气为主。本文主要分析了致密砂岩气藏特征,介绍了两种致密砂岩气藏类型及其各自的成藏模式。     

气体水合物生成机理和热力学模型的建立

提出了一个双过程水合物成核动力学机理模型 :(1 )拟化学过程生成基础水合物 ;(2 )小分子气体在基础水合物中的拟Langmuir吸附形成化学组成不恒定的水合物 .以此机理模型为基础建立了水合物热力学模型 .大量检验结果表明 ,新模型在预测气体水合物 (特别是由很复杂的天然气、凝析气和原油生成的水合物 )生成条件方面优于传统的vanderWaals -Platteeuw(vdW -P)模型及其改进型 ,且计算方法更简单 .     

天然气水合物开采技术研究

天然气水合物是蕴藏于海洋大陆架及陆地永久冰土带的碳氢化合物,作为21世纪石油天然气的理想替代能源,受到人们的广泛关注。为此,本文简单阐述了天然气水合物的基本特性,主要论述了天然气水合物的开采技术,分常规方法和非常规方法分别详细的介绍,提出了合理利用天然气水合物资源的建议。     

A NEW MECHANISM FOR HYDRATE FORMATION AND DEVELOPMENT OF THERMODYNAMIC MODEL

提出了一个双过程水合物成核动力学机理模型 :(1 )拟化学过程生成基础水合物 ;(2 )小分子气体在基础水合物中的拟Langmuir吸附形成化学组成不恒定的水合物 .以此机理模型为基础建立了水合物热力学模型 .大量检验结果表明 ,新模型在预测气体水合物 (特别是由很复杂的天然气、凝析气和原油生成的水合物 )生成条件方面优于传统的vanderWaals -Platteeuw(vdW -P)模型及其改进型 ,且计算方法更简单 .     

环戊烷水合物平衡数据

In the oil and gas industry, it is important to determine hydrate phase boundary for avoiding hydrate formation. In general n-butane is regarded as the heaviest hydrocarbon hydrate. But for oil and gas condensate systems, it has been found that some hydrocarbons heavier than n-butane could enter the large cavity of structure-II hydrate due to their effective van der Waal's diameter. The hydrate formation characteristics of benzene[1], cyclohexane[2], and cyclopentane and neopentane in their binaries/tern-aries with methane or/and nitrogen have been reported[3]. Ripmeester et al[4] pointed out that cyclopentane could form gas hydrates without a help gas. However there are no further experimental data to support it.     

页岩气成藏机理研究

页岩气藏大面积连续分布,而且不受构造作用的控制,页岩气的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成,页岩既是烃源岩、储层,也是盖层.页岩气成藏机理具有明显的"混合型"特征,根据成藏条件的不同,成藏机理可分为吸附机理、活塞式成藏机理或!换式成藏机理两种类型[1].页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏的特征,体现出了复杂的多机理递变特点.页岩气成藏机理实质上就是页岩孔隙中的不同赋存方式的天然气空间比例分配问题[2].     

初始压力对冰冻石英砂中CO2水合物生成特性的影响

利用冰冻石英砂模拟冻土水合物的赋存条件，研究了压力对二氧化碳水合物生成特性的影响，在300 mL高压水合物反应釜中于271 K下进行了多组CO2液化压力以上及以下的霰状冰粉包裹的石英砂中水合物生成实验。结果表明，充入的CO2未液化时，初始压力越大，水合反应速率越快，压力越早达稳定状态；充入压力达液化压力后，注入的CO2越多，水合反应速率越快。压力作为水合反应的驱动力，压力越高水合物生成越多，冰的最终转化率越高。采用CO2置换冻土区中甲烷水合物时，控制压力低于液化压力或注入过量的CO2，置换效果更好。     

浮法玻璃燃料中重油和天然气的比较

玻璃企业国内大多使用重油和天然气,重油热值高,黑度大,燃烧稳定,玻璃质量较好,但需增加环保设施;天然气热值也较高,其组成成分主要是甲烷等烷烃,火焰亮度及刚性偏差,玻璃质量较易控制。天然气属清洁能源,环保可达到国家标准。     

Analytical study on the optimum design of producing well to increase oil production at severe cold regions

This paper presents a simulation study of fluid flow in the tubing on a reservoir system formed in a severe cold region. The thickness of the permafrost and specific gravity of the oil were applied by field survey. Then, flowing improvement techniques for oil production such as progressive cavity pump (PCP), insulated casing, electric trace heater and gas lifting were applied. For the reservoir located at 1,000 m depth in the Arctic region, the thicker the permafrost layer was, the more the mobility of oil in the tubing declined. By applying the flowing improvement techniques to this reservoir, the effect of the heater increased with the oil containing heavier components, and it was found that the production rate was improved as the heater installation interval became deeper. Despite the gas lifting method showing better productivity compared to other methods, there was an optimal injection rate at which the production rate became maximum. Moreover, it was shown that increasing the temperature of injection gas had little effect on enhancing the oil flow in tubing. Based on these results, flowing improvement techniques were applied to the oil wells in the Ada field. The productivity by PCP of Bashenkol_1X well, which contained comparatively light oil, increased 3.75 times more than natural state. Also, additional installation of insulated casing could yield better production. In the case of Bashenkol_3X in which 19.2° API of heavy oil was reserved, oil production was impossible without flowing improvement methods. This well was able to produce 158 BOPD of oil by installing PCP with insulated casing and additional installation of heater increased production rate to 267 BOPD. Meanwhile, although the gas lifting method can greatly improve productivity, the applicability and cost should be considered prior to its being applied.     

宁东地区延安组泥页岩油气资源勘探潜力评价

宁东地区延安组沉积有泥页岩岩层,该套泥页岩至今仍是页岩油气资源勘探的盲区。本文通过对宁东地区的泥页岩野外露头和岩芯样品进行泥页岩基本性质的测定,发现研究区延安组泥页岩粘土矿物含量较高,有机碳含量高,干酪根类型以Ⅱ2型为主。但是,此套泥页岩的有机质成熟度较低,未达到烃源岩生烃门限,因此不具备页岩气的勘探潜力。同时,通过对泥页岩进行含油率的测定和岩石热解分析,发现其含油率及生油潜量达不到油页岩的标准,因此研究区延安组也不具备油页岩的勘探潜力。     

Processing oil shales with heavy oil recycle

Recycle of heavy oil (>340 °C) to the retort, in order to crack/coke the oil to lighter fractions, was investigated as a means of producing shale oil of more desirable product slates. Conversion of heavy oil to light oil (<340 °C) by thermal cracking and coking in the absence of and during oil shale retorting was studied using the CSIRO BIRCOS retort. As expected, the conversion by thermal cracking increased as temperature increased, with most of the net oil loss in the form of gas. By contrast, the conversion by coking alone decreased as temperature increased, with coke representing all the net oil loss. Thermal cracking was found not to be a first-order reaction, by showing a reduced conversion of heavy oil with reduced concentration of oil vapour. Retorting Stuart oil shale with heavy oil feeding and simultaneous cracking and coking showed a conversion of 19.1 g per 100 g feed heavy oil to 10.9 g light oil, 2.2 g gas and 6.0 g coke, with a net oil loss of 3.8 g per 100 g shale oil produced. These data were used to generate a set of parameters for a mathematical model which simulated a heavy oil recycle loop.