油气微运移的烃类相态

微运移机制是目前油气化探等非地震直接找油的理论基础，只有研究清楚油气微远移的相态，才可能进一步研究微运移的机制；含油气水相是油气发生微运移最普遍和优先起作用的相态；在特定的地质条件下，不排除油气以其它相态发生渗漏的可能。     

四川盆地烃类垂向微运移及其地球化学效应

根据钻井垂向剖面中烃类的变化特征,研究其烃类垂向微运移迹象,用以追溯地表异常来源,进而研究近地表异常模式及成因机理。四川盆地油气井中自深至浅,环烷烃百分组成逐渐降低,正构和异构烷烃不断增加;280 nm和210 nm紫外导数值逐渐降低;运移指向明显,表征了烃类垂向微运移客观存在的事实。川西地区近地表样品与下伏储层C1—C5色谱图及三维荧光图谱基本相似,说明二者同源,揭示了近地表化探异常为"有源之水",近地表化探异常及其靶区预测是可靠的。     

地下烃类相态早期识别的地球化学方法

本文阐述了根据烃源岩的热演化阶段、不同温度段烃类的含量和油气全烃色谱指纹特征来早期判断地下烃类相态的地球化学方法,达到了在钻探过程中经济、快速地进行地下储集层中烃类相态的早期预测的目的。这一方法耗时少,花费低,而且所需的原始实验数据容易获得,判识精度较高。     

烃类垂向微运移及近地表地球化学效应

油气化探技术的理论基础是烃类的垂向微运移，这种运移是指深部油气藏的烃类可以通过盖层及其上部地层运移到近地表，形成用现代高精度仪器足以检测到的与背景有显著差异的化探异常。以鄂尔多斯盆地某油气开发区实测化探资料为基础，论述烃类自油气藏垂向微运移至地表的证据，探讨由烃类垂向微运移引起的近地表地球化学效应，并建立有效的判别模式，应用于研究区化探异常的含油气性预测，取得了较为明显的地质效果，在化探异常范围内多口井钻获商业油流，证明深入研究地表地球化学异常特征，可以为油气钻探提供有价值的依据。     

烃类体系相态特征图的ANN识别方法

本文提出了用人工神经网络技术（ＢＰ网络）来辨识烃类体系相态特征图的方法。重点介绍了ＢＰ网络及算法和相态特征图的人工神经网络辨识方法，这加深了对烃类相态特征的认识，提高了识别油气藏的准确性。文后给出了应用实例，证实了本文方法的可行性。     

油气运移研究进展

我国北宋时期的大科学家沈括,是提出油气运移概念的第一人。随着科学技术的发展,油气运移的研究也不断深入。首先,是荧光薄片技术的应用,它使石油初次运移状态能够被人们所观察。其次,是自生矿物烃类包裹体技术的应用,对于油气二次运移中烃类相态的判断,更加明确和可靠。再次,是用有机地化指标对比油-油和油-岩技术,可以宏观地判断油气运移的方向。再次运移在国内外许多含油气盆地无疑是存在的,如准噶尔盆地克拉玛依油田侏罗系油藏,四川盆地川东石炭系和川南二叠系气藏,在国外如扎格罗斯盆地新生界油藏都得到了科学的阐释。     

地下烃类相态早期识别的地球化学方法

本文阐述了根据烃源岩的热演化阶段，不同温度段烃类的含量和油气全烃色谱指纹特征来早期判断地下烃类相态的地球化学方法，达到了在钻探过程中经济、快速地进行地下储集层中烃类相态的早期预测的目的。这一方法耗时少，花费低，而且所需的原始实验数据容易获得，判识精度较高。     

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本文阐述了烃一水系统的相平衡特点。根据有关资料及实验工作,提出了在得不到有关条件下水在纯烃或烃类混合物中的溶解度数据时,推荐本文方程(1)计算轻烃中溶解的水量。在大庆有关轻烃回收装置上经过七组计算和实测数据对比,验证方程(1)计算结果是可靠的,误差一般不超过30％,能满足生产和设计要求。     

天然气水合物与油气藏形成——兼谈我国古老地台区的油气勘探

大洋(地槽)区回返造山之前在水合物稳定带封盖下的游离气——由生物甲烷及热解烃类组成,当地壳抬升、温压变化时向地形上倾方向迁移,途经多孔隙储集体时可能被捕集成藏。台西南海域的大量天然气水合物被证实是形成台湾南部众多泥火山、气苗以及油气藏的来源。由此推断造山带中的过成熟烃源岩也曾向地台区(后来的克拉通盆地)提供烃源,也因此可解释中东"油极"的形成以及如四川盆地的天然气储量与盆地内已知烃源岩生烃量不匹配的难题。     

The Prediction of the Speed of Sound in Hydrocarbon Liquids and Gases: The Peng-Robinson Equation of State Versus SAFT-BACK

Two equations from the two classes of thermodynamic functions, in terms of their simplicity and complexity of functional forms, are compared, applying them in prediction of second-order derivative properties such as sound velocity and isobaric and isochoric properties of hydrocarbon fluids. Peng-Robinson (PR) equation of state, from the simple class, and SAFT-BACK equation from the complex family are selected for this purpose and their results are compared in both super and subcritical regions. The results reveal the superiority of the SAFT-BACK equation over the PR equation of state, especially at the liquid region or the high-density conditions. At low pressures (low densities) similar results are observed through both approaches. These results imply the inaccuracy of the cubic equations of state in prediction of second derivative properties, and moreover, suggest the prediction of sound velocity as a consistency test for any cubic equation of state.     

塔里木盆地寒武系深层油气赋存相态研究

塔里木盆地寒武系深层烃类相态是地球化学家和石油勘探家密切关注的科学问题。应用封闭体系黄金管热模拟方法,对塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油、高蜡原油进行热模拟实验。在频率因子为1.78×10¹⁴s^-1的前提下,塔河油田奥陶系井稠油具有最宽的C₁-C₅质量生成的活化能分布,分布范围为56~66 kcal/mol,主频活化能最低,为59 kcal/mol。根据原油转化率,使用Kinetic软件计算表明原油作为油相可以存在于178~205℃的储层中。依据塔里木盆地塔北、塔中、塔东、巴楚4个古隆起典型钻井寒武系古地温演化,建立了4个古隆起寒武系古油藏裂解动力学模型。模型表明塔北隆起塔深1井寒武系建隆Ⅰ顶部的古油藏至今可以保持独立油相状态,建隆Ⅰ底部的古油藏能保持凝析油状态。巴楚、塔中、塔东地区典型寒武系钻井模拟表明,寒武系中的烃类可能以天然气、凝析油为主要相态类型。     

碳氢燃料在亚临界及超临界状态下的状态方程研究

利用常用的状态方程VDW EOS、RK EOS、SRK EOS和PR EOS对甲烷、乙烯、甲醇和乙醇在亚临界及超临界状态下的比容进行了理论计算,从而计算出压缩因子。并将理论计算得到的压缩因子与试验结果进行了对比分析,得出了影响状态方程预测精度的几个重要因素。     

塔中东部奥陶系烃包裹体特征及成藏意义

在塔中东部局部地区奥陶系碳酸盐岩储集层中发现一期（第Ⅲ期）发强棕红色荧光的烃包裹体,在荧光特征、组分特征上都有其独特性,预示塔中东部成藏的独特性。将这3 期对区域成藏有意义的烃包裹体分期进行组分提取、组分分析、相图分析、温度压力分析,分析认为,第Ⅱ期形成于海西运动晚期源于中上奥陶统的正常油得以保存;第Ⅳ期形成于喜马拉雅运动晚期由寒武系原油分解的凝析油气大量充注,使整个塔中地区奥陶系的原油具有中上奥陶统源油和寒武系原油混源特征;第Ⅳ期凝析油气的大规模充注,是塔中地区油气藏普遍存在25-降藿烷系列的原因,也是塔中地区凝析油气藏的重要贡献者;第Ⅲ期形成于燕山-喜马拉雅运动早期源于寒武系高成熟油只在塔中东部地区的中下奥陶统及寒武系充注,这就是只在塔中地区东部发现油藏,而在其他地区主要为凝析油气藏的原因。     

掺油浆渣油—轻烃体系的相特性

用RUSKA2370－601型高压全自动无汞双釜PVT装置研究了大港减压渣油,澄清油和碱压渣油混合油与轻烃体系（分别为C3和iC4）的相态特性。对丁烷在100－150℃,丙烷在60－90℃,压力在15MPa以下,溶剂与油之比1．00－4．00。澄清油质量分别在0－40％范围内的各体系相态变化的液－液两相分界线,液－液－气三相区分界线,相点和上临界终点进行了精确测测定,得到了完整的P－T相同,结果表明,随着溶剂比的增大,液－液分界线向压力增加方向移动;渣油中澄清油含量越高;三相区分界线受溶剂与油之比,澄清油质量分数影响较小,讨论了相特性对溶剂脱沥青工业生产原料的稀释,溶剂萃取及溶剂回收的指导意义。     

Isochoric Phase Stability Testing for Hydrocarbon Mixtures

Abstract

A method for global phase stability testing at isotherm-isochoric specifications has been developed. The formulation of the tangent plane distance (TPD) criterion in terms of the Helmholtz free energy density (calculated from a general two-parameter cubic equation of state) with component molar density as independent variables is used. An unconstrained minimization problem of a smooth function is solved using the tunneling global optimization method. Calculations are carried out for several representative mixtures; special attention is paid to the performance of the algorithm for near-critical conditions and the vicinities of phase boundaries. The test examples show the robustness and efficiency of the proposed method, and its high reliability in solving the isochoric phase stability problem.     

Identification of Hydrocarbon Movability and Type from Resistivity Logs

Resistivity data is normally used to evaluate water saturation using porosity values from porosity logs (neutron and density). Determination of initial oil (gas) in place is based on hydrocarbon saturation, porosity, and thickness obtained from openhole logging data for a given drainage area. It is important not only to determine the initial hydrocarbon in place, but also to define the existing hydrocarbon movability, indicating the recoverable hydrocarbon and its type. This article presents a new approach of the hydrocarbon movability factor (HCM). This factor is derived from shallow and deep resistivity data. The relation F = a/φ^m is correct in water-saturated zones; in partially saturated zones this relation becomes invalid, and it will give the apparent formation resistivity factor (Fa). Based on this idea, the HCM has been derived, with scale going from 0.0 to 1.0. It is found that for HCM less than 0.75, hydrocarbon is movable, and for HCM greater than 0.75, the hydrocarbon is immovable. When HCM is less than 0.25, the movable hydrocarbon is gas, and for HCM greater than 0.25 and less than 0.75, the movable hydrocarbon is oil. Field examples have been analyzed with the HCM factor. These field examples demonstrated the contribution of HCM in the field of hydrocarbon type identification and determination of hydrocarbon movability from openhole resistivity logging.