南阳凹陷高蜡的原油成因

原油含蜡量高于8%者称为高蜡原油。传统观念认为,蜡为高分子量正构烷烃,源于高等植物。但近年来研究表明,蜡除高分子量正构烷烃外,还有异构烷烃和环烷烃,甚至有烯烃存在。并认为蜡不仅仅源于高等植物,低等水生生物和湖相藻类对蜡也是重要贡献者。南阳凹陷原油含蜡量高达40%~60%,烃源岩有机质以偏腐殖的混合型为主。所以,对高蜡原油的成因研究有重要意义。研究表明,该地区高蜡原油成因主要是陆源高等植物贡献,而低等水生生物居次要地位。     

柴达木盆地西部原油地球化学特征对比

柴达木盆地西部地区各油田所产原油在成因上大多属咸水湖相,因而具有咸水湖相成因原油某些共同的地球化学特征,如低的姥植比和正构烷烃的偶碳优势等。对比后发现,柴西南区所产原油在正构烷烃系列分布特征上基本都具有nC 37 优势、姥植比相对较低且伽马蜡烷含量丰富,而柴西北区所产原油则在正构烷烃系列分布特征上大多没有nC 37 优势、姥植比相对偏高且伽马蜡烷含量明显偏低,这表明柴西南区与北区的原油其烃源岩具有不同的地球化学特征。依据原油中的nC 37 优势与姥植比之间负相关、与伽马蜡烷指数之间正相关这一现象,推测原油中正构烷烃系列的nC 37 优势主要受控于沉积环境的性质,高盐度和强还原的沉积环境是导致原油中出现nC 37 优势的主要地球化学因素。     

原油生物降解模拟实验

为了查明原油在生物降解过程中化学组成的变化,在30℃恒温和有氧条件下,对渤中凹陷BZ36-2-1井和PL14-3-1井原油进行了生物降解模拟实验。实验结果表明,原始化学组成明显影响原油生物降解作用的进程,链烷烃浓度高的原油降解速度低于链烷烃浓度低的原油,低分子量正构烷烃先于中、高分子量正构烷烃被细菌降解。植烷系列抗生物降解能力强于正构烷烃系列,正构烷烃系列原始浓度高的原油其植烷系列受生物降解作用的时间晚于正构烷烃系列原始浓度低的原油。在生物降解作用的早期阶段,Pr/Ph几乎不受生物降解作用的影响,但Pr/nC17和Ph/nC18极易受到影响。因此,对生物降解原油而言,这些参数应该慎用。图4表3参14     

正构烷烃分布模式判断柴西主力烃源岩

柴西原油正构烷烃分布多呈偶奇优势(CPI<1),而烃源岩样品则多呈奇偶优势分布,只有少数呈偶奇优势分布。从正构烷烃分布模式出发,结合单体烃碳同位素分析,对柴西原油和烃源岩进行对比,以确定柴西原油形成的主力烃源岩。研究表明,柴西深层主力烃源层为E23,次要烃源层为E1+2和N31;浅层主力烃源层为N1,次要烃源层为N2。从生烃性能角度看,正构烷烃分布呈偶奇优势的烃源岩样品,其有机碳、氯仿沥青"A"、总烃含量、转化系数等都比呈奇偶优势分布的样品高,生烃性能较好,应为柴西主力烃源岩。     

准噶尔盆地莫索湾地区原油地球化学特征及成因分析

为明确准噶尔盆地莫索湾地区原油成因及影响原油性质差异的控制因素,揭示研究区油气成藏规律,开展了原油饱和烃生物标志物和单体烃碳同位素组成分析,以及混源油模拟配比实验。莫索湾地区盆5井区原油碳同位素偏重,Pr/Ph值更大（1.4~1.9）,金刚烷异构化指标偏高,说明盆5井区原油成熟度高于盆参2井区原油,且水体沉积环境更偏氧化性。莫索湾地区原油C₇轻烃以甲基环己烷组分占优势,含量大于40%,ααα构型的规则甾烷分布中均以C₂₉规则甾烷含量占优势,相对含量大于40%,表明其生烃母质均以陆相偏腐殖型为主。盆5井区和盆参2井区原油正构烷烃碳同位素值组成及分布曲线基本相同,表明其来源整体一致,且与典型下乌尔禾组烃源岩整体较为相似;但下乌尔禾组烃源岩不同碳数正构烷烃碳同位素值跨度较大,达4.6‰,而莫索湾地区原油中不同碳数正构烷烃碳同位素值跨度有所差异,分布在2.2‰~3.0‰之间,认为主要是不同期次充注原油比例不同造成的。混源油生物标志物定量计算结果表明,莫索湾地区原油主要来源于晚期高成熟下乌尔禾组烃源岩,混有早期成熟风城组烃源岩贡献,其中,盆5井区和盆参2井区原油中高成熟下乌尔禾组烃源岩贡献分别大于80%和60%。混源比例不同是造成莫索湾地区不同区域原油地球化学特征表现差异的主要原因。     

大民屯凹陷烃源岩中高分子量烃的形成与分布特征

大民屯凹陷原油以高含蜡著称,对沙河街组低成熟烃源岩抽提物的高温气相色谱分析揭示了高分子量化合物的组成与分布特征。研究表明有机质的原始组成和沉积环境是形成高分子量烃类的主要控制因素。有机质含量较高的烃源岩(TOC>3.0%)显微组成中类脂组的含量较高,岩石抽提物不仅总量较高,而且含蜡量较高,但在蜡的组成上以中分子量的显晶蜡为主,形成于弱还原环境。有机质含量较低的烃源岩(TOC<2.0%)显微组成中镜质组的含量较高,岩石抽提物含量及含蜡量均较低,但在蜡的组成上高分子量的微晶蜡相对富集,形成于弱氧化环境。除正构烷烃外,岩石抽提物中还检出了含量较高的异构烷烃。      

用高温气相色谱分析原油和岩石抽提物中的高分子量烃类

对大民屯凹陷高蜡原油和不同性质源岩抽提物的高温气相色谱分析获取了高分子量烃类的组成及分布信息,在C₄₀以上分布范围内除高分子量正构烷烃外还可观察到完整的异构或环烷烃系列,其丰度与分布特点受源岩热演化程度的控制,这些高分子量烃类的检出为解释高蜡油的成因提供了直接证据。     

四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩的地球化学特征及对有机质来源和沉积环境的指示意义

通过对四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩典型剖面样品的地球化学分析,从TOC含量、TOS含量、生物标志化合物特征等方面讨论四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩地球化学特征及意义。实验数据显示:四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩TOC含量、TOS含量在剖面上变化幅度较大,表现出明显的非均质性;上二叠统龙潭组煤和炭质泥岩中正构烷烃主要呈现单峰型,高碳数正构烷烃相对丰度较高,姥鲛烷优势明显;而页岩样品以双峰型为主,低碳数峰群主碳集中在nC17,而高碳数峰群以nC25或nC27为主碳峰,具明显植烷优势。这些实验结果表明龙潭组页岩母质来源主要为低等水生生物和陆源高等植物,而龙潭组煤和炭质泥岩以陆源有机质输入为主,在母质来源特征上与龙潭组页岩具有很大的差别。     

高过成熟海相碳酸盐岩抽提物不寻常的正构烷烃分布及其成因

鄂尔多斯盆地中部气田下奥陶瓷统马家沟组和四川盆地威远气田上震旦统灯影组碳酸盐岩烃源岩样品氯仿抽提物正构烷烃普遍以双峰型为特征；前峰群主峰多为C17、C19、C20或C21，后峰群主峰多为C25、C27或C29；绝大多数样品以前主峰为最高峰，含有较高浓度的蜡质烃（C22 ），C21-/C22 ，比值为0.50～2.75（平均1.27），华北地区西部和南部露头及浅井的震旦系、寒武系和奥陶系碳酸盐岩烃源岩样品氯仿提取物正构烷烃以高碳数占优势的单峰型为特征，主峰碳为C25、C27和C29，蜡质烃含量高，C21-/C22 比值为0.14～0.90（平均0.36），上述样品的正构烷烃在高碳数普遍具明显奇碳优势。华北地区蓟县震旦系低成熟腐泥型下马岭组灰质页岩干酪根和从前寒武纪繁衍至今的浮游蓝藻（Spirulina subsala）的生烃模拟实验结果共同表明，上述高-过成熟碳酸盐岩抽提物中不寻常分布的正构烷烃可能主要来源于其源岩中的藻类。     

正构烷烃单体碳、氢同位素在油源对比中的应用

以黄骅坳陷古生界烃源岩作为研究对象,采用GC-IRMS和GC-TC-IRMS技术对烃源岩抽提物中的正构烷烃单体碳、氢同位素进行测定,揭示不同沉积环境中正构烷烃单体碳、氢同位素的组成特征。研究结果表明,下古生界烃源岩正构烷烃的δ¹³C和δD值分别为-29‰~-33‰和-110‰~-140‰;上古生界烃源岩正构烷烃的δ¹³C和δD值分别为-27‰~-29‰和-140‰~-170‰.从下古生界的海相到上古生界的海陆过渡相,正构烷烃明显存在一个富δ¹³C和贫δD的趋势。这表明,沉积环境是控制烃源岩正构烷烃氢同位素组成的主要因素。因此,在复杂的含油气系统中,正构烷烃单体碳、氢同位素组成分布特征对油源对比有着重要的意义,并且可用于母质来源及沉积环境的探讨。     

元坝1-侧1井高温高压高含硫超深大斜度井测试技术

元坝1-侧1井完钻井深7427.23m,井底温度153.5℃,井底压力85.59MPa,H2S含硫6.7%。在分析该井测试作业技术难点的基础上,决定采用射孔酸压测试三联作工艺及无固相压井液。从钻井设计阶段开始,应充分考虑到后期测试、试采的需要,做好先期准备工作。如:井身结构设计,套管的选择和固井、井口选型及安装等。文章详细介绍了该井测试过程及结果,该井所形成的这套APR测试作业模式,为类似高压、高产、高含硫气藏测试施工提供了借鉴。     

高密度抗盐水泥浆体系研究

针对高温、高压盐层中固井出现的各种问题,研制出两种高密度抗盐水泥浆体系。对两种高密度抗盐水泥浆体系配方各组分进行筛选实验,结果表明,分别以重晶石、铁矿粉为加重剂,另加SZ1—2降失水剂、SXY分散剂、KQ—D防气窜剂、SN-2A和CST-2缓凝剂及DGN多功能外加剂可配制密度分别为2．2和2．4g／cm^3抗盐水泥浆体系。两种高密度抗盐水泥浆体系均具有在淡水和18％盐水中流变性好、触变性强、失水量小、抗压强度高和稳定性好等特点,能克服常规水泥浆盐层固井中出现的问题。     

高温高压深井用液压封隔器研制及试验

塔河油田在钻探井和评价井时,机械封隔器和国产常规液压封隔器难以满足高温、高压井的生产和录取地层资料的要求.国外生产的高性能封隔器的订货周期长,价格昂贵.因此有必要研制一种高温、高压、深井用液压封隔器.通过理论计算和现场应用分析,发现影响封隔器的耐温、耐压性能的关键点是胶筒和活塞外筒.在常规套管液压封隔器（MCHR封隔器）的基础上,加厚外芯轴和活塞外筒并引进高性能胶筒后,设计的新型封隔器可耐温204℃、耐压差69 MPa.室内性能评价试验合格后,现场应用8口井,成功率100％,可在酸压作业和常规完井中推广应用.     

加工高硫高酸原油常减压蒸馏装置的腐蚀与防护

中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司胜利炼油厂Ⅳ常减压蒸馏装置于2010年4月投产,装置的设备和管道选材严格执行了中石化SH/T3096-2001和SH/T3129-2001标准。但是,装置开工后,在常顶循系统和常一线系统出现了严重的氯化铵结晶垢下腐蚀、电脱盐操作基本平稳但经常超标。对常顶循和常一线系统腐蚀的原因和常压塔顶油气挥发线的腐蚀原因等进行了分析,从电脱盐、工艺和材料角度提出了解决腐蚀问题的措施。     

如何解决川东北地区异常高应力储层难压开的难题

川东北地区储层存在破裂压力异常高, 常规储层改造工作液无法压开储层的难题。文章针对这类异常高应力储层, 提出了针对性的措施。研究结果表明, 加重前置酸通过增加液柱压力, 能达到提高井底施工压力,帮助压开储层的目的; 应用高密度钻井液的“ 极限破裂法” 在射孔后进行试挤作业, 不仅提高了压开地层的几率, 还能有效降低储层的破裂压力, 为后续的储层改造施工创造条件; 另外, 超高压施工设备在成功压开储层的同时, 还可以提高整个施工过程的施工压力及施工排量, 实现储层的深度改造, 达到改善储层改造效果的目的。     

流体高温高压PVT测试仪的研制

为了测试流体在高温高压条件下的密度、体积随温度和压力的变化规律,研制出高温高压PVT测试仪。测试仪主要由加热系统、温度控制和显示系统、加压和压力指示系统以及测试系统等组成。介绍了测试仪的主要技术指标和用途,并给出了使用时的操作规程。使用这种测试仪对完井液在不同温度和压力下的密度做了一系列测试,结果表明,高温高压PVT测试仪设计结构紧凑,测试方便可靠,用途广泛,维修方便。这种仪器还可用于评价各种处理剂的热稳定性和缓蚀剂的缓蚀性能等。     

“三高井”试油测试工艺探讨

总结了三高井测试的设计原则、常用的试油测试工艺及工序,分析了试油施工中出现的意外情况,归纳出三高油气井试油施工的注意事项。     

封隔器耐温模拟试验系统研制与应用

研制了2种规格的封隔器耐温模拟试验装置,配套升温和增压设备,形成了完备的封隔器耐温模拟试验系统。经过试验验证,效果良好。     

高温高压钻井液密度预测新模型的建立

建立了温度和压力对钻井液密度影响的数学模型。该预测模型更加全面,预测精度更高。利用该模型,建立了井眼中的常密度温度分布规律,以及钻井液静态液柱压力分布及当量静态钻井液密度随井深的变化规律,从而能准确地分析预测出钻井液密度在高温高压下的变化规律。     

塔里木高凝原油管道输送方案研究

塔里木油田桑吉作业区原油性质相对较差,普遍具有含蜡量高(12.8%)、凝固点高(20℃)、析蜡点高(31.5℃)的特征,管道的输送存在一定困难。吉拉克凝析油油品好,凝固点低。因此考虑将两种油在轮南油气集输站混合后混输。研究结果表明,凝析油的混入可降低原有的凝固点和析蜡点;计入吉拉克凝析油,无论管线保温与否,输送末点温度都能满足凝点和析蜡点要求;使用吉拉克凝析油外输管线方案总投资为614万元;形成了利用桑转站外输油管线保温外输的方案。