非自喷油进产能预测方法及应用

在直角坐标系下，将井底压力恢复资料绘成P－t曲线，在曲线上任取两个时间点（t1,t2)，第3点（t3）取其平均值，读出对应的P1，P2和P3值，并求出时间曲线的斜率，即可根据图版求出产率指数。选点时,t1和t2间隔不宜过小，t1一般选取40min左右，t2 选取300min左右。该方法主要依据段塞流测试理论而建立。中国东部某油田采用此法所得预测结果与实际测试结果基本相同。     

ZnCl2分离液对煤影响之初步探讨(Ⅰ):热解分析部分(Rock-Eval pyrolysis)

本研究利用台湾三峡地区裕峰煤样探讨ZnCl₂分离液对煤热解分析(Rock-Evalpyrolysis)结果的影响.样品分成3份,其一为原煤样(P₁),其二为浸泡过ZnCl₂分离液后直接晾干之煤样(P₂),最后为浸泡过ZnCl₂分离液并经水洗除ZnCl₂之煤样(P₃).初步结果显示;游离烃(S₁)和热解烃(S₂)在煤粒中直呈均匀分布.ZnCl₂分高液对某些热解参数的测定有明显影响如S₁、S₂、Tmax值、TOC值及HI值,但对I_p值(产率指数)并没有影响.至于经水清洗ZnCl₂后之煤样,上述的热解多数除I_p值有明显下降外,几乎都可恢复如原煤样(P₁)之值.      

GeoX软件在十屋断陷太平庄构造勘探中的应用

将GeoX软件应用于十屋断陷太平庄构造勘探目标,主要进行了地质风险分析、油气资源量计算和经济评价,具体包括:(1)对营城-登娄库组和泉头组勘探层的边缘概率、有效储层概率(P₁)、有效圈闭概率(P₂)、有效源岩及油气聚集概率(P₃)、有效保存概率(P₄)分别赋值,可分别得到两套储层的油气发现概率0.192和0.201,由此判定太平庄构造的勘探属中等地质风险范畴;(2)选取圈闭面积、储层厚度、几何形态、有效孔隙度、圈闭充填率、含油气饱和度等12项参数,通过计算获得目标构造的地质资源量为291×10⁴t,可采资源量为66×10⁴t,属小型油气田,资源丰度偏低;(3)最后对勘探目标进行经济评价。现已探明太平庄构造的石油地质储量为76×10⁴t,与GeoX软件计算结果近似。     

冷湖地区油砂有机地球化学特征

柴达木盆地是中国油砂资源最为丰富的含油气盆地之一,对油砂有机地球化学特征研究甚少。依据油砂生物标志化合物指标,以探明冷湖地区油砂母质来源、沉积环境及成熟度。通过对柴北缘冷湖地区五号构造带古近系上干柴沟组8个油砂样品的质谱、色谱分析显示,油砂常规甾烷呈不对称“V”字型分布,ΣC₂₁-与ΣC₂₂₊的比值为0.73～2.16,4-甲基甾烷与常规甾烷比值为0.051～0.143,反映母质来源为水生生物和高等植物混源; C₂₉ββ与C₂₉ (ββ＋αα）的比值为0.350～0.532, C₂₉ααα-20S与C₂₉20(S＋R）的比值为0.397～0.493,Ts与Tm的比值为1.106～1.148, C₃₀βα与C₃₀αβ的比值为0.082～0.189,反映油砂样品已达到成熟阶段。伽马蜡烷与0.5C₃₁霍烷比值较低为0.117～0.423,且升霍烷未出现翘尾现象,反映油砂源岩为淡水沉积环境。降新藿烷C₂₉T_S与C₃₀重排藿烷较发育,说明其烃源岩与煤系有直接关系。该研究成果为冷湖地区油砂下一步勘探开发提供了理论基础。     

一种新型水驱特征曲线方程的推导及应用

针对累积产水量与累积产油量的半对数关系和西帕切夫公式在使用中存在的问题,基于油层物理学中有关油田综合含水率的计算公式f_w=1/(1+μ_wK_r0/μ₀K_rw),经理论推导提出了一种新的水驱特征曲线描述方程N_p=A₂+(A₀+A₁A₂)/(L_p-A₁),经实例验证是可行的。     

固体酸Amberlyst-15催化甘油-乙酸酯化动力学研究

以Amberlyst-15为催化剂,利用甘油与乙酸的酯化反应将生物柴油生产副产物甘油转化为高附加值酯化产物。考察了乙酸/甘油（AA/G）摩尔比及反应温度对该反应产物分布的影响。结果表明,产物分布达到平衡所需时间随AA/G摩尔比增加而延长,但随反应温度升高而缩短;甘油转化率随AA/G摩尔比及反应温度升高而增加,但AA/G摩尔比对二乙酸甘油酯(DAG)和三乙酸甘油酯(TAG)总产率的影响比反应温度更显著。Amberlyst-15的主要作用是增加目标产物（DAG和TAG）产率。甘油与乙酸酯化最优反应条件为AA/G摩尔比9、反应温度110 oC。在此条件下反应120 min后,甘油转化率达97% ,DAG和TAG总收率达90%。利用拟均相一级连续模型进行动力学分析,得到甘油逐步生成单乙酸甘油酯、二乙酸甘油酯、三乙酸甘油酯的表观反应速率常数k1, k2, k3及其相应的反应活化能E1, E2, E3,即,k₁=2.07×10⁶β ^0.274 exp(-6890/T),E1= 57.26 kJ/mol;k₂=18.66β^1.82 exp(-3830/T), E₂= 31.87 kJ/mol;k₃=1.16 β^-0.474 exp(-1670/T),E₃= 13.90 kJ/mol。     

原油轻烃反吹色谱分析

利用程序升温进样(PTV)和切割反吹色谱分析技术对原油C₁₅及以前的轻烃组分分析方法进行了研究。通过对压力(P₁,P₂)、变压时间和变压速率等进行优化选择,在切除中—重质烃类物质、保护分析柱的同时实现了轻烃组分的快速分离分析,几个难分离物质对的分离度都优于GB/T18430.1—2001和美国1998ASTM:D5134—98的要求,分析结果稳定可靠,轻烃指纹参数和正常色谱分析结果有很好的可比性。应用此方法对准噶尔盆地部分原油样品进行了分析,轻烃地球化学参数特征清晰地反映了油样的同源性和运移方向。      

主成分分析法在碳酸盐岩岩性识别中的应用——以YH地区寒武系碳酸盐岩储层为例

在复杂岩性油气藏储层评价中,利用测井曲线直接判别复杂岩性一直存在着多解性和不确定性。利用测井曲线构建主成分变量,选取累积方差贡献率大于85%的主成分代表输入的多维测井信息,保证在原始信息损失最小的情况下,以少量综合变量取代原有多维测井信息,简化数据结构,从而解决复杂的碳酸盐岩岩性识别的难题。文中根据YH地区寒武系碳酸盐岩储层实测的自然伽马测井(GR)值、中子孔隙度测井(CNL)值、密度测井(DEN)值、声波时差测井(AC)值和深侧向电阻率值(RT),构建F₁—F₅五个综合变量,其中F₁和F₂两个主变量占总贡献率的87.73%,可以有效地代替原始的多维测井信息。实例表明,通过岩心薄片分析定名的岩性数据,根据F₁和F₂主成分的交会图分析,可以有效地识别碳酸盐岩的岩性。该方法在YH地区寒武系碳酸盐岩储层岩性识别中取得了良好的应用效果。     

磷改性ZSM-5分子筛的水热稳定性

选取n(SiO₂)/n(Al₂O₃)为45、150、250的磷改性ZSM-5分子筛样品,在800℃和100%水蒸气气氛下分别水热处理4、8和17 h,得到一系列高温水热老化后的磷改性ZSM 5分子筛样品。采用XRD、XRF、BET、NH3-TPD、³¹P NMR、²⁷Al NMR表征方法研究这些老化样品的磷氧化物状态变化及骨架铝配位、物相、孔结构和酸性变化情况。通过脉冲微反实验考察这些老化样品的甲醇制丙烯（MTP）反应催化性能稳定性。结果表明,ZSM 5的n(SiO₂)/n(Al₂O₃)对磷改性作用和水热稳定性有重要影响,提高水热老化温度和延长老化时间会明显加剧磷氧化物的迁移、缩合及与骨架铝的配位成键作用。低n(SiO₂)/n(Al₂O₃)时,四配位骨架铝容易转变为与磷有配位关系的各类缺陷位骨架铝和六配位非骨架铝;高n(SiO₂)/n(Al₂O₃)时,尤其在n(SiO₂)/n(Al₂O₃)为150时,存在大量骨架铝既具有很高的抗磷氧化物配位成键能力,又具有很好的抗水蒸气水解能力,具有更高的反应催化活性和水热稳定性。提高水热处理温度还具有疏通磷改性ZSM-5分子筛孔道的作用,低n(SiO₂)/n(Al₂O₃)的磷改性ZSM-5分子筛的比表面积和孔体积有部分恢复,高n(SiO₂)/n(Al₂O₃)的微孔部分比表面积有所增加。不同n(SiO₂)/n(Al₂O₃)磷改性ZSM-5分子筛的相对结晶度均随水热老化温度提高和老化时间延长而下降;酸量和酸强度均随水热老化温度升高而急剧下降,但随水热老化时间延长保持相对稳定,n(SiO₂)/n(Al₂O₃)为150的磷改性ZSM 5分子筛的酸性最稳定。n(SiO₂)/n(Al₂O₃)为150的磷改性ZSM-5分子筛经过800℃和100%水蒸气老化4 h后具有优异的MTP催化性能,如高反应活性、高丙烯选择性和烃产物组成稳定性。     

无导向剂快速合成小晶粒Y分子筛

考察了无有机模板剂、无导向剂条件下合成Y分子筛体系的n(Na₂O)/n(SiO₂)、n(SiO₂)/n(Al₂O₃)及硅源对Y分子筛结晶过程及其粒径的影响。结果表明,增加n(Na₂O)/n(SiO₂)有利于促进Y分子筛的形成,但同时也加速Y分子筛的转晶。Y分子筛的粒径随n(Na₂O)/n(SiO₂)的增加而减小,n(Na₂O)/n(SiO₂)=0.6和0.88的合成体系在100℃下反应3 h后,所得产物的平均粒径分别为0.4和0.3μm,n(Na₂O)/n(SiO₂)=1.04时形成的小晶粒Y分子筛易发生团聚而形成大颗粒。Y分子筛的n(SiO₂)/n(Al₂O₃)随n(SiO₂)/n(Al₂O₃)的增加而减小。n(SiO₂)/n(Al₂O₃)减少时,Y分子筛的粒径分布变宽(0.2～0.7μm)。以硅溶胶或固体纳米SiO₂为硅源合成所得Y分子筛的粒径分布较窄（0.3～0.5μm）,而以硅酸钠为硅源合成所得Y分子筛的粒径分布较宽(0.2～1.0 μm)。     

X65级管线钢板焊接性能研究

利用Gleeble 3500热模拟试验机及相变仪,建立了X65级管线钢板的焊缝热影响区连续冷却转变曲线——SH-CCT曲线,用于研究其焊接性能.按照建立的SH-CCT曲线合理选择焊接工艺,进行厚度为10 mm的X65级管线钢板CO2气体保护焊接,对焊接接头进行了硬度、拉伸及冲击等试验.借助金相显微镜,观察分析了不同冷却速度下的显微组织和焊接接头不同部位的显微组织.结果表明,根据建立SH-CCT曲线所选择的CO2气体保护焊接工艺是合理的,焊接接头具有良好的显微组织和综合性能.     

模糊聚类分析在地层对比中的应用

模糊聚类分析已经广泛地用于油气检测和构造评价,它也可以用于地层对比。以往在煤田勘探中,多采用相关法进行地层对比,即以一已知钻井的测井曲线作为对比标准,与待对比的测井曲线进行相关运算,以相关系数的大小作为确定地层对比关系的依据。实际上相关分析的结果是模糊的。从模糊数学的观点看,当作对比标准的曲线可以视为“模式”,地层相关对比过程是“模式识别”过程。由此可知,地层对比可以看成是-个模糊聚类分析问题。典型的系统聚类分析法以及动态聚类分析法对地层对比是不适用的。这里介绍的方法是这样的:(1)首先计算k地层的测井曲线与待对比的测井曲线的相关系数;(2)综合各类测井曲线的相关系数作为子样的隶属函数;(3)初步选定隶属函数的阈值,若隶属函数值大于或等于选定的阈值,则初步认定在待迷对比的钻井井段找到了相应k地层的曲线,初选的阈值不合适也无妨,还可反复修改;(4)将上述认定属于k地层的曲线再与待对比的测井曲线段进行上述运算,又获得-批新的归属k地层的曲线段,以此新曲线段为准,再重复上述步骤,直到再无新的属于k地层的曲线段为止。对k=1,2,…,K 等情况均进行相同的处理,即对初步选定的阈值完成了具有k个子集的聚类分析。     

不停抽压力计算模型及应用探讨

达西定律表明，油井地层压力与井筒产液量和井底流压具有相关性。因此，从矿场生产实际出发，建立了油井生产压差与井筒产液量之间的数学模型，通过历史拟合方法，求出了地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。该方法可在不停抽情况下，根据油井地面生产资料随时定量分析地层压力，在油田矿场动态调配方面具有一定的参考价值。对某油田B单元8口井共49个测压点应用不停抽压力计算方法，计算结果相关性较好，平均相对误差仅1．67％。此方法可以作为重点变化单元动态分析定点测压的补充手段。     

丙型水驱曲线直线段出现时间的预测方法

稳定直线段的出现是水驱特征曲线正确运用的基础。对丙型水驱曲线拓展推导,得到反映油水渗流特征的S_w—f_w关系,再进行坐标变换,进而得到二次方S_w—(1-f_w)~(1/2)关系式。基于该关系式对实际油水相对渗透率数据进行分析,S_w随(1-f_w)~(1/2)的增大,呈现出先缓慢后急剧上凸减小的趋势。当急剧上凸出现时,实际数据不再符合二次多项式,该点即为直线段出现的端点。数模验证与实例应用表明该方法可以较准确地对丙型水驱曲线的直线段出现时间进行预测。     

提升超深层超高压气藏动态储量评价可靠性的新方法——物质平衡实用化分析方法

超深层大气田一般都具有高压超高压、基质致密、裂缝发育等特点,其动态储量评价结果具有较强的不确定性。为了准确评价该类型气藏的动态储量,首先基于高压超高压气藏物质平衡方程,深入分析了岩石有效压缩系数与岩石累积有效压缩系数的相关关系,优选出适合于高压超高压气藏动态储量评价的物质平衡分析方法 ;然后,基于非线性回归法确定了动态储量评价的起算条件,针对未达到起算条件的情形建立了半对数典型曲线拟合法,并采用该方法计算了3个超高压气田(藏)的动态储量,进而验证其可靠性。研究结果表明:(1)高压超高压气藏物质平衡方程中的气藏累积有效压缩系数是影响该类气藏动态储量评价结果的关键参数,该参数是原始地层压力和当前平均地层压力的函数,而其数值难以通过岩心实验测得;(2)针对高压超高压气藏,推荐采用不需要压缩系数的非线性回归法进行动态储量评价;(3)采用非线性回归法计算动态储量的起算点(无量纲视地层压力与累计产气量关系曲线偏离直线的起点)无法通过理论计算得到,基于图解法的统计结果得到不同无量纲线性系数(ωD)情形下起算点对应的无量纲视地层压力衰竭程度介于0.06～0.38,基于实例气藏数据统计得到的起算点也在此范围内;(4)未达到起算条件时可采用半对数典型曲线拟合法估算动态储量,动态储量与视地质储量的比值(G/G_(app))是ωD的函数,ωD越大,(G/G_(app))越小;(5)处于试采阶段的高压超高压气藏,应尽可能延长试采时间,以提高动态储量评价的可靠性;对处于开发中后期的高压超高压气藏,则应以动态储量为基础制订气藏综合治理措施,进而不断改善气藏的开发效果。     

矩形微槽道内对流换热的试验研究

以去离子水为工质,对高为2mm,宽分别为0.3、0.6、2mm的铝制矩形槽中的单相流动阻力、压降以及对流换热努塞尔数进行了试验。结果表明,宽为2mm的微槽道层流向湍流转捩点的Re为2400左右,层流时的fRe为64,Nu为5左右,这与传统常规尺度经典理论相吻合;而宽为0.6和0.3mm的微槽道流动阻力特性与常规尺度槽道相比存在明显的差异,有明显的尺度效应,试验的fRe值均高于传统理论预测值,且层流向湍流的转捩点提前,分别为1500、1200左右;3种矩形槽道随着尺寸的减小,压降Δp增大很快,同时微槽道的对流传热系数曲线转捩点与摩擦阻力因数曲线吻合。这表明微尺度的综合对流传热效果明显优于常规尺寸。     

X70海洋管阻力曲线的测定研究

为了测定X70海洋管的阻力曲线,并以此来描述材料的断裂行为,采用多试样法对X70海洋管焊接接头进行低温CTOD试验,分别在0℃测试焊缝、热影响区和母材的断裂韧性并拟合阻力曲线,得到启裂韧度δ_(0.2)。通过类比法,确定最小允许值为0.2 mm较为妥当。X70海洋管焊接接头启裂韧度δ_(0.2)均值大于0.2 mm,显示韧性良好。结果表明,其具有良好的抗开裂性能,可免除焊后热处理,节约成本,试验结果为有效评价X70级直缝埋弧焊海洋管焊接接头提供了可靠依据。     

水平井直井段压力恢复试井工艺

针对常规水平井试井工艺无法在正常生产状态下测试压力恢复曲线的问题,尝试不起出管柱在水平井直井段进行压力恢复试井。论述了垂直井筒中油气相态变化、气液界面移动等对水平井压力恢复试井的影响,提出了采用直井段二次施工法测试水平井油层中部压力的方法。水平井直井段压力恢复测试前确定直井段仪器下入深度,调整下入点处液柱压力大于该处原油泡点压力。进行了大庆油田某水平井水平段与直井段压力恢复试井现场试验,分析了两次测试的水平井压力恢复曲线特征。试验结果表明:采用二次施工法的水平井直井段试井工艺消除了相态分离、气液界面移动等对压力恢复曲线形态的影响,直井段压力能够同步反映水平段油层渗流信息,其试井解释结果与水平段试井解释结果符合性较好。     

应用振幅谱比法检测油气的实例

振幅谱比法是利用同一地震道上相同起点,不同长度的两段记录,分别求其振幅谱,然后对应点相除,得到此道的振幅谱比曲线。当地层含有油气时,在振幅谱比曲线的低频部分就出现异常值反之,不含油气时,就不出现振幅谱曲线异常。在DP油田用此法验证的效果是比较好的。     

含蜡原油热处理工艺的研究

本文在室内试验研究的基础上认为:以凝固点,屈服值和表观粘度作为评价含蜡原油热处理效果的指标;我国含蜡原油热处理的较好蜡胶比范围为0.8～1.5;以各段最高不大于1.5℃/分的低冷却速率分段冷却,可得较好的热处理效果;以及简易的失流点,反常点温度区间划分法,并以此法得出我国含蜡原油的失流点高于凝固点6℃,失流点到反常点温度区间只有6～8℃,高于凝固点10～13℃即为牛顿液体。